Проектирование речной нефтебазы в городе Казань

Проектирование речной нефтебазы в городе Казань

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт транспорта

Кафедра "Сервис автомобилей и технологических машин"

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по дисциплине "Проектирование и строительство объектов нефтепродуктообеспечения и газоснабжения"

на тему "Проектирование речной нефтебазы в городе Казань"

Выполнил: Студент гр. НПГ-08

Пузырев В.В.

Проверил: Бугаев К.В.

Тюмень 2012

Аннотация

На основании исходных данных по разработке генерального плана нефтебазы выполнены расчеты по следующим разделам:

.        Определение нормы запаса нефтепродуктов;

2.       Гидравлический расчет трубопроводов для нефтепродуктов.

Выбраны оптимальные типы резервуаров и на основании полученных данных спроектирован генеральный план нефтебазы в г. Казань.

Оглавление

Задание на курсовую работу

Введение

Определение нормы запаса

Выбор оптимальных типов резервуаров

Компоновка резервуарного парка

Определение высоты обвалования

Гидравлический расчет трубопроводов

Гидравлический расчет трубопроводов, используемых для бензина АИ-92

Гидравлический расчет трубопроводов, используемых для дизельного топлива и нефти

Список использованной литературы

Приложения

Задание на курсовую работу

Спроектировать генеральный план нефтебазы на основании следующих исходных данных:

Перечень сокращений и условных обозначений

РВС - резервуар вертикальный стальной;

ПРУ - приемо-раздаточное устройство;

ДТ - дизельное топливо.

Введение

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах и складах, которые по их назначению разделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие собой самостоятельные предприятия (например, нефтебазы системы нефтеснабжения); ко второй группе нефтебаз относятся склады, входящие в состав промышленных, транспортных и других предприятий. Нефтебазы первой группы предназначаются для хранения, перевалки и снабжения (распределения) нефтепродуктами потребителей промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефтебазы второй группы представляют собой обычно небольшие складские хозяйства и предназначаются для хранения и снабжения нефтепродуктами цехов и других производственных участков данного предприятия или организации (например, хранилища заводов, фабрик, аэропортов, железнодорожных станций и т.п.).

В зависимости от общего объема нефтебазы первой группы делятся на три категории независимо от характеристики нефтепродуктов и типа резервуаров:

I категория - общим объемом более 50 000 м³;

II категория - общим объемом 10 000 - 50 000 м³;

III категория - общим объемом до 10 000 м³.

Одновременно с этим для нефтебаз, размещаемых на промышленных предприятиях, норма хранения ограничена и зависит от характера нефтепродукта и типа хранилища. Суммарный объем в резервуарах и зданиях (площадках) для хранения нефтепродуктов в таре на этих складах допускается в следующих количествах (в м³) в приложении 3.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразделяются на перевалочные и распределительные. К перевалочным относятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь таким образом основными промежуточными звеньями между районами производства и районами потребления нефти и нефтепродуктов. К таким нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные перевалочные и др. Перевалочные нефтебазы - это преимущественно крупные нефтебазы I категории; они могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны. Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребителям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной поставки. Эти нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы, однако они наиболее многочисленны.

Нефтебазы располагаются в морских и речных портах, на железнодорожных магистралях и на трассах магистральных нефтепродуктопроводов и в зависимости от этого называются, например, водными и железнодорожными или водно-железнодорожными. Морские или речные перевалочные водные нефтебазы осуществляют прием нефти и нефтепродуктов, поступающих по воде крупными партиями, для последующего распределения и отправки железнодорожным или трубопроводным транспортом потребителям и распределительным нефтебазам и, наоборот, для получения нефтепродуктов с железной дороги или с магистральных трубопроводов для налива судов. Железнодорожные перевалочные нефтебазы и наливные станции, размещаемые на магистральных нефтепродуктопроводах, осуществляют соответственно прием нефтепродуктов с железной дороги или от трубопровода с последующей отгрузкой их распределительным нефтебазам и непосредственно потребителям железнодорожным и водным транспортом. Кроме указанных, имеются глубинные нефтебазы, которые сооружают для снабжения отдаленных районов при отсутствии железнодорожных, водных и трубопроводных коммуникаций. Доставка на них нефтепродуктов от питающих нефтебаз в этом случае обычно производится автомобильным транспортом.

Определение нормы запаса

Определения нормы запаса для перевалочных водных нефтебаз.

Норма запаса нефтепродуктов на расчетный период определяется как сумма текущего и страхового запасов:

, (1.1)

где: Q_i - среднее месячное потребление i-го нефтепродукта, т. Определяется из условия помесячного равномерного потребления в течение расчетного года согласно приложению 1;

К_н - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется по табл.1.1), К_н=1;

r - плотность нефтепродукта, т/м³;

 - норма страхового запаса.

Таблица 1.1

Определение коэффициента неравномерности потребления нефтепродуктов

нефтебаза строительство проектирование

а)

Плотность бензина равна 760 кг/м³= 0,76 т/м³.

Q_бенз. =0,76 т/м³*80000* м³*0,43= 23144 т.; К_н=1;

б)

Плотность дизельного топлива равна 860 кг/м³, 860 кг/м³= 0,86 т/м³.

Q_ДТ. =0,86 т/м³*100000 м³*0,41= 35260 т.

в)

Плотность нефти равна 870 кг/м³= 0,87 т/м³. Q_нефть =35670 т.

Выбор оптимальных типов резервуаров

Для хранения нефтепродуктов наиболее часто используются резервуары с понтоном, это связано с небольшими потерями продукта от испарения и относительно невысокой стоимостью данного вида резервуара.

. Определение расчетной вместимости (емкости) резервуарного парка для каждой марки нефтепродукта.

С учетом коэффициентов использования емкости резервуара, приведенных в таблице 2.1, норма запаса является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка (резервуара) для каждой марки (сорта) нефтепродукта, которая определяется по формуле:

 (2.1)

где:  - расчетная вместимость (емкость) резервуарного парка (резервуара) для i-го нефтепродукта, м³;

 - норма запаса i-го нефтепродукта на расчетный период, м³;

 - коэффициент использования емкости резервуара, принимается по таблице 2.1.

Таблица 2.1

Выбор коэффициента использования емкости в зависимости от типа резервуара

а) =161381 м³

б) =198988 м³

в) =198988 м³

Окончательно принимаем для бензина резервуары с понтоном типа РВС-50000 (3шт); для ДТ резервуары с понтоном типа РВС-50000 (4шт) и для нефти резервуары с понтоном типа РВС-50000 (4шт).

Компоновка резервуарного парка

Компоновка резервуарного парка и расчет высоты обвалования производится в соответствии с требованиями, изложенными с СНиП 2.11.03-93.

Резервуары следует размещать группами. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются по категориям согласно СНиП 2.11.03-93.

В данном случае общая вместимость склада составляет:

 (3.1)

Определение расстояния между резервуарами:

Расстояние между стенками РВС, располагаемых в одной группе, должно быть для резервуаров с понтоном - 0,75D, но не более 30м.

Следовательно, расстояние между РВС, предназначенными для хранения бензина составляет:  

Принимаем расстояние между стенками РВС равным 30 м.

Расстояние между РВС, предназначенными для хранения нефти:  

Принимаем расстояние между стенками РВС равным 30 м.

Расстояние между РВС, предназначенными для хранения ДТ:  

Принимаем расстояние между стенками РВС равным 30 м.

По периметру группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанных на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стенки группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: объемом 20 000 м³ и более - 60 м.

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10000 м³ и 6м - от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Определение высоты обвалования

Определим высоту обвалования:

Диаметр наибольшего резервуара равен 60,7 м. Высоту обвалования найдем из условия, что оно должно вмещать объем самого большого резервуара в группе. Высота обвалования равна:

где: V_p-объем самого большого резервуара, м³;

а,b - стороны обвалования, м;

d - диаметр резервуара, м;

n - количество резервуаров в группе.

Определим высоту обвалования для группы резервуаров с бензином:

а = 193,4 м.

b = 163,4 м.

Принимаем высоту обвалования для группы резервуаров с бензином АИ-92 равной 1,7м.

Определим высоту обвалования для группы резервуаров с ДТ:

а = 193,4 м.

b = 163,4 м.

Принимаем высоту обвалования для группы резервуаров с ДТ равной 1,9м.

Определим высоту обвалования для группы резервуаров с нефтью:

а = 193,4 м.

b = 163,4 м.

Принимаем высоту обвалования для группы резервуаров с нефтью равной 1,9м.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними валами или ограждающими стенками следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м³.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать 1,3 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Для перехода через обвалование или ограждающую стенку, а также для подъема на отсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждающей отсыпки предусматривать лестницы-переходы, шириной не менее 0,7 м в количестве 4-х для группы резервуаров и стационарными лестницами на резервуарах следует предусматривать пешеходные дорожки шириной не менее 0,75м.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка траншейных трубопроводов. Соединение трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, следует выполнять на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.

Рис.1. Схема расположения группы резервуаров с бензином АИ-92

Рис.2. Схема расположения группы резервуаров с нефтью

Рис.3. Схема расположения группы резервуаров с ДТ

Гидравлический расчет трубопроводов

Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока.

Таблица 4.1

Характеристики приемо-раздаточных устройств

Таблица 4.2

Зависимость скорости от вязкости нефтепродукта

Гидравлический расчет трубопроводов, используемых для бензина АИ-92

Теоретически необходимый внутренний диаметр трубопровода определяется из уравнения неразрывности потока по формуле:

где:  - производительность, м³/ч, принимаемая равной пропускной способности приемно-раздаточного устройства при наибольшей величине (табл.4.1);

 - скорость движения жидкости в трубах, м/с, принимаемая в зависимости от вязкости нефтепродуктов (табл.4.2).

Таблица 4.1

Характеристики приемо-раздаточных устройств

Таблица 4.2

Зависимость скорости от вязкости нефтепродукта

Выбираем ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

Определение внешнего диаметра трубопровода.

Принимаем ближайший больший диаметр по приложению 2:

на всасывание D = 820 мм с толщиной стенки δ = 9 мм;

на нагнетание D = 820 мм с толщиной стенки δ = 9 мм.

Определение внутреннего диаметра трубопровода.

Определение фактической скорости.

На всасывании:

На нагнетании:

Определение высоты взлива для резервуаров РВС-50000.

где  - высота резервуара, для РВС-50000

 - коэффициент заполнения резервуара,

Определение высоты нагнетания.

Определение разности геодезических отметок начала и конца трубопровода.

Определение необходимого общего напора, развиваемого насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания.

Гидравлический расчет трубопроводов, используемых для дизельного топлива и нефти

Для резервуаров РВС-50000 выбираем приемно-раздаточные устройства ПРУ-700 с производительностью 3950 м³/с на нагнетании и 2500 м³/с на всасывании.

Определение внешнего диаметра трубопровода.

Для ПРУ-700

Принимаем ближайший больший диаметр по приложению 2:

Для ПРУ-700

на всасывание D = 1020 мм с толщиной стенки δ = 10 мм;

на нагнетание D = 1020 мм с толщиной стенки δ = 10 мм.

Определение внутреннего диаметра трубопровода.

Для ПРУ-700

Определение фактической скорости.

Для ПРУ-700

На нагнетании:

Список использованной литературы

1.       Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 655 с.

2.       Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз): ВНТП5-95. - Волгоград, 1995. - 123 с.

Приложения

Приложение 1

Графики завоза и отгрузки нефтепродуктов

Приложение 2

Трубы для магистральных трубопроводов

Приложение 3

Допустимый суммарный объем в резервуарах и зданиях для хранения нефтепродуктов в таре на складах