Нефтебаза г. Олёкминск

  Q_i - годовой грузооборот нефтепродукта по маркам (сортам) по приему (отгрузке) железнодорожным транспортом, т/год;

  Q_н - грузоподъемность одного танкера, т. При отсутствии данных расчетная грузоподъемность принимается 6000 т (на воду);

  К₁  – 1,1-1,3 – коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн);

  К_н - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (К_н=1)

  Тогда, при обслуживании морским транспортом  нам потребуется 

  1 танкер  с периодичностью захода  в гавань за нефтепродукта 5-6 суток. В том случае, если транспорт речной, то нам будет необходимо 2 танкера в день грузоподъемностью 600 т. 

Гидравлический  расчёт под водящего трубопровода от нефтепровода к нефтебазе             ( L= 1,5км, ∆z = 12 м)

  Для технически правильной эксплуатации нефтебаз необходимо иметь гидравлические расчеты  и характеристики трубопроводно-насосных систем, без которых нельзя правильно решить вопросы производительности трубопроводов, а следовательно, и сроков слива и налива нефтепродуктов. Без гидравлических расчетов при реконструкции трубопроводно-насосных систем могут быть допущены серьезные ошибки: работа насосов не с полной подачей, кавитация, не полное использование самотечных трубопроводов и т.д.

  При несамотечной системе необходим комплексный расчет трубопроводно-насосных систем, так как только объединенная характеристика трубопроводно-насосной системы дает ясное представление о возможных производительностях перекачки, требуемых мощностях, затратах энергии для перекачки и т.д.

  Всякое  движение жидкости по трубам связано  с затратой (потерей) энергии (напора). При движении жидкостей по трубам наблюдаются два вида потерь напора: потери по длине трубопровода (потери на трение) и потери в местных  сопротивлениях.

  Общая потеря напора при движении жидкости по трубам слагается из суммы потерь напора по длине трубопровода и потерь напора в местных сопротивлениях: 

  где , – суммарная потеря напора соответственно по длине трубопровода и во всех местных сопротивлениях.

  Потеря  напора по длине трубопровода определяется по формуле: 

  где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

  l – длина трубопровода;

  g – ускорение силы тяжести.

  Потеря  напора в местном сопротивлении  определяется по формуле: 

  где - коэффициент местного сопротивления, определяемый для каждого типа местного сопротивления опытным путем.

  Иногда  потерю напора в местных сопротивлениях выражают эквивалентной длиной  трубопровода, т.е. такой длиной прямого  участка трубопровода, на которой  потери напора равны потере напора в местном сопротивлении данного  типа.  
 

  Необходимо  определить диаметр трубопровода, для  этого примем v=5 м/с:   
 

  Число Рейнольдса для товарной нефти. 

  Re>2320, режим течения – турбулентный.

  Δ=0,05 мм

  ε=Δ/d= 0,05/220=0,000227

  1000<Re<500/ε

  1000<Re<2200000

  Следовательно, воспользуемся формулой Блазиуса: 
 
 

  Эквивалентная длина:  
 
 

  Потеря  напора в местном сопротивлении: 
 
 

  Общая потеря напора при движении жидкости по трубам. 

= 87,98 

Выбор насосного оборудования для насосной станции  подающей нефть на танкера (l тр =300 м, ∆z = 8 м)

  Насосы  для нефтебаз выбирают в зависимости  от вязкости перекачиваемой жидкости, давления, подачи и вида имеющейся  энергии. Число устанавливаемых  насосов зависит от необходимости  одновременной перекачки нескольких сортов нефтепродуктов, также необходимо установить один резервный насос. Следовательно, для перекачки товарной нефти необходимо установить 2 насоса.

  При выборе насосов должен удовлетворяться  ряд основных требований: надежность в работе и простота управления в  эксплуатации, невысокая стоимость  и экономичность в эксплуатации, удобство привода при имеющихся  двигателях, минимальные габаритные размеры и масса, возможность  изменения характеристики в широких  пределах, позволяющая изменять режимы перекачки, надежность всасывания или  работы с минимальным подпором, конструкция  сальников, обеспечивающая надежную плотность  при перекачке.

  Важнейшие технические показатели, характеризующие  работу насосов – подача, напор, мощность на валу насоса, общий КПД  насосной установки, минимальная мощность двигателя для насосной установки, частота вращения вала центробежного  насоса, число двойных ходов поршня поршневого насоса и пр.

  Наибольшее  распространение на нефтебазах имеют  поршневые и центробежные насосы.

  Для перекачки нефти подходит несколько  видов насосов:

  - поршневые (плунжерные) приводные различных конструкций;

  - паровые поршневые (прямодействующие);

  - роторные (шестеренные и винтовые).

  Поршневые (плунжерные) приводные насосы работают от двигателей внутреннего сгорания или электродвигателей через  редуктор или ременную передачу. Применяются  преимущественно для перекачки  нефтей, нефтепродуктов и масел. Способны развивать большие напоры даже при малых подачах сохраняя высокий КПД.

  Паровые поршневые насосы работают непосредственно  от паровой машины (паровой и гидравлический поршни монтируются на одном штоке). Область применения та же, что и у поршневых насосов, а развиваемый напор зависит от давления пара.

  Роторные  насосы работают от электродвигателей  с непосредственным соединением  через жесткие, упругие и гидравлические муфты; от двигателя внутреннего  сгорания с соединением через  редуктор или через те же передачи, что и с электродвигателем. Также  применимы для передвижных мотопомп в качестве зачистных насосов. 

  Основные  сравнительные эксплуатационные показатели насосов. 

  Необходимо  определить диаметр трубопровода, для  этого примем v=5 м/с:   
 

  Число Рейнольдса для товарной нефти. 

  Re>2320, режим течения – турбулентный.

  Δ=0,05 мм

  ε=Δ/d= 0,05/420=0,000119

  1000<Re<500/ε

  1000<Re<4200000

  Следовательно, воспользуемся формулой Блазиуса: 
 
 

  Эквивалентная длина:  
 
 

  Потеря  напора в местном сопротивлении: 
 
 

  Общая потеря напора при движении жидкости по трубам. 

=15,12 

   Насос должен обеспечить напор, равный сумме  потерь всасывающей и нагнетательной линиях, при соответствующей объемной подаче: 
 

   Выбираем  насос ЦНС(Г) 38-109. 

Технологическая схема нефтебазы.

  Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при помощи которой обеспечивается выполнение всех операций по перекачке жидких нефтепродуктов.

  Для составления  схемы необходимо знать число  и объем операций и их одновременность, а так же номенклатуру хранимых на нефтебазе нефтепродуктов.

  При составлении  схемы следует учесть, что помимо основных операций по приему и отпуску  нефтепродуктов необходимо осуществлять еще и внутрибазовую перекачку  любым насосом из резервуара в  резервуар в пределах определенной группы нефтепродуктов.

  Технологический план представляет собой технологическую  схему, нанесенную в масштабе на генеральный  план нефтебазы. По этому плану для  каждого трубопровода составляется профиль трассы, который  следующие  графы:

  - в первой  подчеркивается сплошной линией  профиль земной поверхности и  жирной линией указывается положение  трубопровода;

  - во второй  указывается ситуация вдоль трассы  трубопровода (колодцы, насосные, пересечения  дорог и т.д.);

  - в третьей  приводятся красные отметки –  требуемые отметки поверхности  Земли;

  - в четвертой  даются фактические отметки поверхности  Земли наиболее характерных точек  трассы (разность отметок третьей  и четвертой граф составляет  величину выемки или подсыпки  грунта);

  - в пятой  указываются отметки нижней части  трубопровода (при подземной прокладке  – отметки для траншеи);

  - в шестой  приводятся расстояния между  характерными точками трассы, а  также указываются пикеты через  каждые 100 м и километровые столбы;

  - в седьмой  приводятся уклоны трубопровода  и расстояния, на которых этот  уклон должен быть выдержан.

  При помощи профилей можно: подсчитать объем земляных работ при прокладке трубопровода; проверить работу всасывающих линий  построением графиков остаточных напоров; определит «мертвые» остатки  нефтепродуктов в резервуарах, которые  не могут быть откачаны насосами; выявить  наличие «мешков» в трубопроводах, мешающих освобождению от их нефтепродуктов.

При составлении  схемы следует учесть, что помимо основных операций по приему и отпуску  нефтепродуктов необходимо осуществлять еще и внутрибазовую перекачку  любым насосом из резервуара в  резервуар в пределах определенной группы нефтепродуктов. 

А — основной блок из резервуаров  под: 1—3 — дизельное топливо; 4—8 — автобензин, 9—12 — керосин, 13—14 — автол, 15 — моторное топливо. Б — раздаточный технологический блок светлых нефтепродуктов из резервуаров под: 16—17 — керосин, 18 — дизельное топливо, 19—22 — автобензин, 23—24 — авиабензин. В — раздаточный технологический блок масел и темных нефтепродуктов; 25—26 — резервуары дизельного и моторного топлива, 27—54 — резервуары разных масел, 55 — подземные резервуары для опорожнения трубопроводов, 56 — 57 — помещения для задвижек, 58 — насосные станции, 59 — разливочные, 60 — автоэстакады, 61 — наливные стояки для масел и темных нефтепродуктов, 62 — колодцы, 63 — сливо-наливная эстакада для светлых нефтепродуктов, 64 — сливо-наливная эстакада для темных нефтепродуктов и масел; а — нефтепродукты; б — воздухопроводы; в — задвижки; г — фильтры; д — вентили.

Список  литературы:

1. ВНТП 5-95. Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).
2. СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика.
3. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.: Недра, 1973.
4. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М.: Недра, 1975.
5. Инженерный справочник. http://www.dpva.info
6. ОАО "АК "Транснефть" http://www.transneft.ru/
7. Васильев Г.Г, Прохоров А.Д. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие-М.:«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,2006