Определение вместимости резервуарного парка

метки: Нефтебаза, Эксплуатация, Резервуар, Проектирование, Нефтепродукт, Цистерна, Объем, Мазут

по номенклатуре

По СНиП 2.11.03.-93. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории согласно таблице 1.

Таблица 1 — Склады нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м	Общая вместимость склада, м
1	—	Св. 100000
2	—	Св. 20000до 100000включ.
3а	До 5000 включ.	Св. 10000 до 20000включ.
3б	До 2000 включ.	Св. 2000 до 10000 включ.
3в	До 700 включ.	До 2000 включ.

B систему инженерных сооружений нефтебазы входят: основные объекты — технологические трубопроводы, насосные и компрессорные станции, погрузочно- разгрузочные ж/д и автомобильные эстакады, нефтеналивные причалы, резервуары, сливно-наливные устройства; вспомогательные объекты — расфасовочные, операторные, очистные сооружения, механические и сварочные мастерские, бондарные, пропарочные установки, котельные, трансформаторные подстанции, водопроводные и сантехнические коммуникации, склады материалов и др.

Операции, осуществляемые на нефтебазах, условно разделяются на основные и вспомогательные.

Основные операции: приём нефтепродуктов; хранение нефтепродуктов; распре-

деление нефтепродуктов в ж/д цистерны, нефтеналивные суда и по трубопроводам; замер, учёт, определение качества нефтепродуктов и оформление товарно-транспортной документации. При выполнении основных операций производят внутрибазовые и перегрузочные работы, a также при необходимости разогрев нефтепродуктов.

Вспомогательные операции: приём и регенерация отработанных масел; очистка и обезвоживание нефтепродуктов; восстановление качества масел и топлив; очистка нефтесодержащих промышленных стоков и балластных вод танкеров; ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; ремонт и изготовление тары; эксплуатация котельных, трансп. и энергетических устройств. Состав и объём основных и вспомогательных операций зависят от товарооборота и производственных задач нефтебазы и не являются одинаковыми для всех нефтебаз.

Сооружают нефтебазы преимущественно на ровных площадках, как правило, вблизи источников водо- и энергоснабжения на устойчивых горных породах, выдерживающих нагрузку не ниже 0,1 МПa. Водные нефтебазы располагают в основном ниже (по течению реки) причалов, речных вокзалов, ГЭС и т.д. Нефть и нефтепродукты хранят в нефтяных резервуарах.

Перекачку нефти и нефтепродуктов осуществляют при помощи насосов, располагаемых в стационарных или плавучих насосных станциях, или при помощи передвижных насосных установок. B случае благоприятного рельефа местности отпуск нефтепродуктов может вестись самотёком. Для выдачи нефтепродуктов потребителям применяют автоматизирующие установки налива в ж/д и автомобильные цистерны. Ha морских и речных нефтебазах, для приёма и отпуска

нефтепдуктов нефтеналивным судам применяют стендеры.

Сооружение нефтебазы обеспечивает более равномерное снабжение и эффективное управление распределением нефтепродуктов.

Расчет производится по [4].

Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы — объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов.

Резервуары — наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно.

Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта.

Таблица 2 — Объемы месячного поступления и реализации нефтепродуктов на нефтебазах (% от годового грузооборота)

Показатели	Месяцы
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
Количество поступивших нефтепродуктов	1,9	3,4	4,8	6,9	8,8	12,6	16,6	17,2	13,8	9,6	3,2	1,2
Количество реализованных нефтепродуктов	2,1	2,9	5,1	7,4	10,9	15,6	18,1	15,9	11,4	8,1	1,5	1
Месячный остаток	-0,2	0,5	-0,3	-0,5	-2,1	-3	-1,5	1,3	2,4	1,5	1,7	0,2
Сумма месячных остатков ΔV	-0,2	0,3	0	-0,5	-2,6	-5,6	-7,1	-5,8	-3,4	-1,9	-0,2	0

1. Проектный объем резервуарного парка (V_p ) в % от годового грузооборота нефтебазы определяется по формуле:

, (1)

где ΔV_max и ΔV_min – максимальный и минимальный суммарные остатки нефте- продуктов за месяц.

Определим долю каждого нефтепродукта в общем объеме резервуарного парка в соответствии с его процентным содержанием в годовом грузообороте.

2. Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы для Аи-80:

, (2)

где ПР _{G н/б} — процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы;

G_н/пр — годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год;

G_н/б -годовой грузооборот нефтебазы, т/год.

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

3. Находим массу хранимого нефтепродукта для Аи-80:

, (3)

М_н/п ,

где М_н/п — масса хранимого на нефтебазе продукта, т;

М_р — суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т.

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

4. Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе для Аи-80:

, (4)

V _н/п ,

где V _н/п — объем хранимого нефтепродукта, м³ ;

р_н/п — плотность нефтепродукта при 20°С ,т/м³ .

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

Таблица 3 — Плотности нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Плотности, т/м 3
автобензин Аи-80	0,73
автобензин Аи-92	0,75
автобензин Аи-95	0,77
автобензин Аи-98	0,78
дизельное топливо ДЛ	0,84
дизельное топливо ДЗ	0,84
топочный мазут 100	1,00
топочный мазут 40	0,92
нефть	0,75
масло моторное М-14В2	0,91
масло моторное М-14г2	0,91
масло авиационное МС-14	0,89
масло турбинное т-22	0,90
масло турбинное т-46	0,895

Сведем полученные значения в таблицу

Таблица 4 – Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка

Тип нефтепродукта	% от годового грузооборота	Масса, т	Объем, м 3
1	2	3	4
автобензин Аи-80	5,05	1147,00	1571,23
автобензин Аи-92	8,47	1924,00	2565,33
автобензин Аи-95	8,47	1924,00	2498,70
автобензин Аи-98	8,31	1887,00	2419,23
дизельное топливо ДЛ	5,21	1184,00	1417,96
дизельное топливо ДЗ	5,86	1332,00	1585,71
топочный мазут 100	10,42	2368,00	2368,00
топочный мазут 40	3,91	888,00	965,22
нефть	41,04	9324,00	12432,00
масло моторное М-14В2	0,81	185,00	203,30
масло моторное М-14г2	1,04	236,80	260,22
масло авиационное МС-14	0,52	118,40	133,03
масло турбинное т-22	0,41	92,50	102,78
масло турбинное т-46	0,47	107,30	119,89

Количество и объем резервуаров определим по необходимому объему для

хранения нефтепродуктов (таблице 4) в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.[7]

Для бензинов и нефти принимаем резервуары с понтоном.

Для дизельных топлив, мазута — резервуары со стационарной крышей.

Для масел — горизонтальные резервуары.

Сведем полученные данные в таблицу 5.

Таблица 5 – Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Объем, м 3	Тип резервуара	Количество, шт.
автобензин Аи-80	1571,23	РВСП-2000	1
автобензин Аи-92	2565,33	РВСП-3000	1
автобензин Аи-95	2498,70	РВСП-3000	1
автобензин Аи-98	2419,23	РВСП-3000	1
дизельное топливо ДЛ	1417,96	РВС-1000	2
дизельное топливо ДЗ	1585,71	РВС-1000	2
топочный мазут 100	2368,00	РВС-1000	3
топочный мазут 40	965,22	РВС-1000	1
нефть	12432,00	РВСП-5000	3
масло моторное М-14В2	203,30	РГЦ-100	3
масло моторное М-14г2	260,22	РГЦ-100	3
масло авиационное МС-14	133,03	РГЦ-100	2
масло турбинное т-22	102,78	РГЦ-100	2
масло турбинное т-46	119,89	РГЦ-100	2

Резервуарный парк состоит из 27 резервуаров.

Таблица 6 – Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных резервуаров [7, приложение 2]

Номинальный объем,м 3	Основные параметры резервуаров, м
	Со стационарной крышей		С плавающей крышей
	Диаметр, Д	Высота, H	Диаметр, Д	Высота, H
1000	10,4	12,0	12,3	9,0
2000	15,2	12,0	15,2	12,0
3000	19,0	12,0	19,0	12,0
5000	21,0	15,0	22,8	12,0
10000	28,5	18,0	28,5	18,5

Таблица 7 — Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных горизонтальных резервуаров

Номинальный объем, м 3	Основные параметры, м, резервуаров
	Диаметр, D	Длина, L, при днище
		плоском	коническом
100	3,2	12,0	12,7

Определим номинальный объем резервуарного парка нефтебазы:

, (5)

Общий номинальный объём резервуарного парка нефтебазы составляет:

Согласно СНиП 2.11.03-93, такая нефтебаза относится ко II категории складов. [7, табл. 1]

Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, ж/д путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках имею­щих более высокие отметки по сравнению с от­метками территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, а также при размещении складов нефти и нефтепродуктов у берегов рек на расстоянии 200 м и менее от уреза воды (при максимальном уровне)следует предусматривать дополнительные мероприятия исключающие при аварии резервуаров возможность слива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта или предприятия, на пути железных дорог общей сети или в водоем.

Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям.

Ширина обсыпки грунтом определяется рас­четом на гидростатическое давление разлившей­ся жидкости, при этом расстояние от стенки вер­тикального резервуара (цилиндрического и пря­моугольного) до бровки насыпи или от любой точки стенки горизонтального (цилиндрического) резервуара до откоса насыпи должно быть не менее 3 м.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими сте­нами, следует определять по расчетному объ­ему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлив­шейся жидкости, но не менее 1 м для резерву­аров номинальным объемом до 10 000 м³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

Расстояние от стенок резервуаров до подош­вы внутренних откосов обвалования или до ог­раждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м³ и 6 м — от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Минимальное расстояние между резервуарами расположенными в одной группе: с понтоном 0,65D, но не более 30 м и 0,75D – со стационарной крышей, но не более 30 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних груп­пах, должно быть: для наземных резервуаров номинальным объемом 20 000 м³ и более – 60 м, объемом до 20 000 м³ – 40 м.

В пределах одной группы наземных резер­вуаров внутренними земляными валами или ог­раждающими стенами следует отделять:

— каждый резервуар объемом 20 000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м³ ;

— резервуары с маслами и мазутами от резер­вуаров с другими нефтепродуктами;

— резервуары для хранения этилированных бен­зинов от других резервуаров группы.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

— 1 ,3 м — для резервуаров объемом 10 000 м³ и более;

— 0,8 м — для остальных резервуаров.

Резервуары в группе следует располагать:

— номинальным объемом менее 1000 м³ — не более чем в четыре ряда;

— объемом от 1000 до 10 000 м³ — не более чем в три ряда;

— объемом 10 000 м³ и более — не более чем в два ряда. [7]

Расчет высоты обвалования группы из 3 резервуаров с бензином номинальным объемом РВСП-3000 м³ и 1 резервуара объемом РВСП-2000 м³

где S – площадь обвалования

Принимаем высоту 1,14м.

Рисунок 1 – Схема расстановки резервуаров с бензином.

Расчет высоты обвалования группы из 3 резервуаров с нефтью, номинальным объемом 5000 м³

Площадь группы резервуаров: ,

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 1,3+ 0,2 = 1,5 м.

Рисунок 2 – Схема расстановки резервуаров с нефтью.

Расчет высоты обвалования группы из 4 резервуаров с дизельным топливом, номинальным объемом 1000 м³

лощадь группы резервуаров:

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h+0,2= 0,83 + 0,2 = 1,03 м .

Рисунок 3 – Схема расстановки резервуаров с дизельным топливом.

Расчет высоты обвалования группы из 4 резервуаров с мазутом, номинальным объемом 1000 м³

Площадь группы резервуаров: ,

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,83 + 0,2 = 1,03 м .

Рисунок 4 – Схема расстановки резервуаров с мазутом флотским Ф-12.

Расчет высоты обвалования группы из 12 резервуаров с маслом, номинальным объемом 100 м³

Площадь группы резервуаров: ,

Высота обваловки: ,

Общая высота обваловки: H = h + 0,2 = 0,075+0,2 = 0,275 м. Принимаем 0,5 м

Рисунок 5 – Схема расстановки резервуаров с маслом.

Нефтебазы, на которые доставляются нефтепродукты по железной дороге, соединяются с главными путями железной дороги подъездной веткой. На самой территории нефтебазы устраиваются сливо-наливные пути, часто тупикового типа.

Длина подъездной ветки зависит от местных условий, длина и число тупиков — от длины принимаемых составов, грузооборота нефтебазы и сортности прибывающих и отгружаемых нефтепродуктов. Устройство и эксплуатация подъездных путей и сливных устройств ведутся в соответствии с существующими нормами и правилами строительства и эксплуатации железной дороги.

Сливо-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки железнодорожных цистерн, располагаются параллельно.

3.1 Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

Число ж/д маршрутов, прибывающих в течение суток, определим по формуле.

, (6)

N _м ,

где N _м -число прибывающих маршрутов в сутки;

Q _г -годовой грузооборот нефтебазы, т/год;

Р_м — грузоподъемность одного маршрута, т (принимаем равным 1500 т).

В результате вычислений получили, что количество пребываемых маршрутов в сутки на нефтебазу равно 1,0. Следовательно, на нефтебазу будет приходить один маршрут каждый день.

Определим количество цистерн по сортам нефтепродуктов:

, (7)

где n_i — количество цистерн с i-тым нефтепродуктом, шт.;

Q_i — годовой грузооборот нефтебазы по i-тому нефтепродукту, т/год;

К _н — коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется в зависимости от соотношения промышленных и сельскохозяйственных потребителей нефтепродуктов; принимаем для всех видов топлив К_н = 1,2; для масел и смазок К_н = 1,8 (промышленность потребляет 70%));

К ₁ — коэффициент неравномерности подачи цистерн (принимаем К — 1,2);

q _i — грузоподъемность железнодорожной цистерны с i-тым нефтепродуктом (по воде);

Для Аи-92: ,

Аналогично для остальных нефтепродуктов.

Доставка нефтепродуктов осуществляется железнодорожными цистернами грузоподъемностью 60 тонн.

Таблица 8 – Количество цистерн по типам нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Цистерны	Максимальное количество цистерн в маршруте
автобензин Аи-80	1,019	2
автобензин Аи-92	1,710	2
автобензин Аи-95	1,710	2
автобензин Аи-98	1,677	2
дизельное топливо ДЛ	1,052	2
дизельное топливо ДЗ	1,184	2
топочный мазут 100	2,104	3
топочный мазут 40	0,789	1
нефть	8,285	9
масло моторное М-14В2	0,164	1
масло моторное М-14г2	0,210	1
масло авиационное МС-14	0,105	1
масло турбинное т-22	0,082	1
масло турбинное т-46	0,095	1

Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 30

цистерн емкостью по 60 т:

­ светлые нефтепродукты – 12 цистерн

­ темные нефтепродукты – 18 цистерн.

3.2 Расчет длины ж/д эстакады

Длину железнодорожной эстакады рассчитываем по следующей формуле:

, (8)

где L_Э — длина железнодорожной эстакады.

а _i — число цистерн по типам, входящих в маршрут.

к — число цистерн в маршруте.

l_i — длина цистерн, различных типов по осям автосцепления (для цистерны грузоподъёмности 60 тонн l_i = 12,02м ([1], стр. 18, табл. 1.2).

Для слива светлых нефтепродуктов выбираем комбинированную двустороннюю эстакаду на 12 постов с 3 коллекторами:

коллектор №1 – 2 цистерны Аи-80 и 2 цистерна Аи-92 ;

коллектор №2 – 2 цистерны Аи-95 и 2 цистерны Аи-98;

коллектор №3 – 2 цистерны ДТЛ и 2 цистерны ДТЗ

L _Э = 0,5∙12∙12,02 = 72,12 м .

Для слива темных нефтепродуктов выбираем комбинированную двустороннюю эстакаду на 18 постов с 2 коллекторами:

коллектор №1 –9 цистерны с нефтью;

коллектор №2 — 2 цистерны стопочным мазутом 100 и 2 с топочным мазутом 40

Индивидуальные сливные устройства №1-5 по одной цистерны масел: М-14Г₂ , М-14В₂ , МС-14, Т-22, Т-46.

L _Э = 0,5∙18∙12,02 = 108,18 м .

Осуществляется нижний слив нефтепродуктов.

Установки для нижнего слива и налива нефтепродуктов шарнирно – сочлененного исполнения выпускают 3-х типов: УСН – без подогрева, УСПН – с подогревом; УСНПЭ – с электроподогревом. Условные проходы патрубков: 150, 175, 200, 250 и 300 мм. В настоящее время разработаны и выпускаются установки нижнего слива и налива нефтепродуктов типов АСН-7Б, АСН-8Б и СПГ-200.

Установки АСН-7Б применяются для слива и налива маловязких нефтепродуктов. Установка АСН-8Б оборудована паровой рубашкой, позволяющей подогревать сливаемый продукт и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время. Эти устройства применяются для слива и налива вязких нефтепроводов.

Для слива светлых нефтепродуктов принимаем установку АСН-7Б; для слива темных нефтепродуктов и масел – АСН-8Б.

Расчет времени слива для светлых нефтепродуктов проводим при температуре самой холодной пятидневки года (-28°С [7], для мазутов, нефти – при температуре перекачки (+8°С) ; масел – при соответствующей температуре перекачки.

1. Сливное устройство АСН — 7Б имеет следующие размеры:

h – расстояние от оси коллектора до нижней образующей котла цистерны.

h = h_l + h ₂ + h ₃ , (9)

h = .,

где h_l =0,6 м – длина сливного патрубка цистерны;

h ₂ =0,315 м – длина присоединительной головки;

h ₃ =0,541 м – расстояние от присоединительной головки до оси коллектора.

2. Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка

, (10)

где d=0,212 м – внутренний диаметр сливного патрубка.

3. Для Аи-80 находим расчетную вязкость при данной температуре

Значения коэффициентов

, (11)

, (12)

, (13)

где ν_т – расчетная кинематическая вязкость, мм² /с;

ν₁ , ν₂ – кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т₁ , Т₂ , мм² /с;

a , b – эмпирические коэффициенты.

Таблица 9 – Расчет кинематической вязкости нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	ν 1 , мм 2 /с	T 1 ,К	ν 2 , мм2 /с	T 2 ,К	Т р , К	b	а	ν, мм 2 /с
автобензин Аи-80	0,64	283	0,58	293	245	-3,57	7,96	1,04
автобензин Аи-92
автобензин Аи-95
автобензин Аи-98
дизельное топливо ДЛ	8	283	6	293	245	-3,63	8,88	38,55
дизельное топливо ДЗ	7	283	5	293	245	-4,49	10,95	49,70
топочный мазут 100	118	353	50	373	318	-3,55	9,37	1014,82
топочный мазут 40	57,7	353	30	373	303	-3,11	8,18	695,84
нефть	45	290	32	295	281	-5,34	13,38	91,59
масло моторное М-14В2	120	323	14	373	303	-4,00	10,36	488,04
масло моторное М-14г2	120	323	14	373	303	-4,00	10,36	488,04
масло авиационное МС-14	9,6	323	14	373	303	0,98	-2,44	8,23
масло турбинное т-22	35,2	313	23	323	288	-3,90	9,93	141,62
масло турбинное т-46	35,2	313	23	323	288	-3,90	9,93	141,62

4. Находим число Рейнольдса

, (14)

5. При Re>10000 значение коэффициента расхода определяется по формуле

, (15)

6. При Re<10000 определяем число Рейнольдса при 5% заполнение цистерны

(16)

По полученным значениям чисел Рейнольдса для полной и заполненной на 5% цистерны определяем коэффициенты расхода по рисунку 6.

Средний коэффициент расхода определяется по формуле:

(17)

Рисунок 6 – Коэффициент расхода патрубков сливных приборов железнодорожных цистерн и средств герметизации слива

где 1– универсальный сливной прибор по данным З.И.Геллера; 2– универсальный сливной прибор по данным ВНИИСПТнефть; 3– сливной прибор Утешинского по данным З.И.Геллера; 4 – сливной прибор Утешинского по данным ВНИИСПТнефть; 5 – универсальный сливной прибор по данным В.М. Свистова;

6 – сливной прибор Утешинского по данным В.М. Свистова; 7 – установка АСН-7Б; 8 – установка УСН — 175М; 9 – установка УСН-175 с действующим монитором; 10 – установка СЛ-9.

7. Находим время полного слива цистерны с бензином