Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

Дипломный проект выполнен пояснительной запиской на 116 листах формата А4, которая содержит 9 рисунков, 20 таблиц с приложением, графическую часть на десяти листах формата А1.

В проекте отражены общие характеристики существующего объекта: физико-географические и техногенные условия, свойства грунтов.

В соответствии с исходными данными произведен расчет вместимости резервуарного парка, количества наливных устройств для каждой марки нефтепродуктов. На основе расчета выбросов нефтепродуктов, выделяющихся в атмосферу при заполнении автоцистерн, был проведен подбор оборудования системы рекуперации паров светлых нефтепродуктов.

В технологической части рассмотрены процессы слива нефтепродуктов с железнодорожной эстакады, перекачки нефтепродуктов в резервуары. Описываются вопросы пуска и остановки насосов при различных технологических операциях, эксплуатации технологических трубопроводов нефтебаз. Рассмотрен процесс наполнения и опорожнения резервуаров, наполнения автомобильных цистерн нефтепродуктами. Приведены основные положения планово-предупредительного ремонтов оборудования.

В научно-исследовательской части рассмотрен вопрос прогнозирования и сокращения потерь бензинов от испарения из резервуаров АЗС.

В дипломном проекте было уделено внимание безопасности жизнедеятельности и условий труда, рассмотрены аспекты охраны окружающей среды.

В экономической части выполнен расчет экономических показателей установки рекуперации паров.



THE ABSTRACT

The graduation paper is made in the form of a memorandum on 116 sheets of A4 paper, which is included 9 paints, 20 tables, paints on 10 sheets of A1 paper.

The present paper reflects the basic characteristics of the current object: physical- geographical and industrial conditions and soil properties.

The volume calculation of storage plant and oil-handling facilities for each kind of oil product was performed in accordance with the initial data. On the base of the calculation of oil emissions in atmosphere when filling petroleum cars, it was made the equipment fitting of light oil vapor the recuperation systems.

In the technological part of the paper the processes of oil discharge from tank car loading rank and oil pumping into reservoirs are considered. Pump starting and stopping under various technological operations and exploitation of technological pipelines of petroleum base are presented. This paper includes the description of tank filling and empting, filling the automobiles tanks with oil products. The conceptual issues of schedule preventive of equipment repair are shown.

In the research part of my paper I considered the problem of forecasting and reducing the oil loss causing by evaporating from petrol filling stations reservoirs.

It was paid great attention to life and working conditions safety including the aspects of environmental protection.

The economical part is devoted to performing accounting of economical indicators of setting the recuperation of vapor.



СОДЕРЖАНИЕ

• АННОТАЦИЯ
• THE ABSTRACT
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
• 1.1 Краткая характеристика объекта
• 1.2 География района и пути сообщения
• 1.3 Источники тепловой и электроэнергии
• 1.4 Источники водоснабжения
• 1.5 Климатическая характеристика
• 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 2.1 Обоснование необходимости реконструкции Находкинской нефтебазы ОАО “Нефтепорт”
• 2.2 Комплекс мероприятий по реконструкции резервуарного парка
• 2.2.1 Разработка и монтаж устройства для удаления газа из-под плавающей крыши резервуара РВС-50000
• 2.2.2 Реконструкция затвора плавающей крыши резервуара РВС-50000
• 2.2.3 Реконструкция системы измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах РВС-50000
• 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
• 3.1. Расчет дополнительной резервуарной емкости для хранения нефти
• 3.2 Расчет железнодорожной эстакады
• 3.3 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения нефти с насосной внутрибазовой перекачки
• 3.4 Гидравлический расчет всасывающей линии
• 3.5. Расчет всасывающей способности насоса НМП-3600-78
• 3.6. Гидравлический расчет нагнетательной линии
• Количество
• Кавитационный
• 4. НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ
• 4.1 Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС
• 5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
• 5.1 Основные положения
• 5.2 Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте
• 5.3 Выполнение санитарных и противопожарных норм проектирования, правил техники безопасности, законов об охране природы
• 5.4 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда
• 5.5 Размещение оборудования и организация рабочего места
• 5.6 Средства индивидуальной защиты персонала
• 5.7 Приемы безопасной работы. Научная организация труда
• 5.8 Средства и оборудование пожаротушения
• 5.9 Пожарная сигнализация
• 5.10 Комплекс мер по охране окружающей среды
• 5.10.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнений
• 5.10.2 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
• 6. ЭКОНОМИКА
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ А
• ПРИЛОЖЕНИЕ Б


ВВЕДЕНИЕ

История возникновения нефтескладского хозяйства в нашей стране теснейшим образом связана с развитием бакинской нефтяной промышленности на Апшеронском полуострове. Первые сведения о бакинских нефтяных источниках уходят в глубь веков. В то время выходящую на поверхность нефть черпали ведрами, хранили и транспортировали в глиняных сосудах и бурдюках -- кожаных мешках, смазанных изнутри смоляным варом. Единственным видом нефтетранспорта в те времена были перевозки на верблюдах. Любопытно отметить, что подобным способом бакинская нефть перевозилась на расстояния свыше 1000 км и даже доходила до Багдада.

Добыча нефти в XVII в. достигала 3500 т/год. В этот период, собственно, и начинают возникать первобытные нефтесклады, представляющие собой земляные ямы -- резервуары, устраиваемые в глинистых грунтах. Такой способ хранения нефти применялся долгое время, до второй половины XIX в.

В 1873 г. в Балаханах из буровой скважины с глубины 29 м забил мощный фонтан нефти, заливший всю окрестность. С этого времени, несмотря на слабые технические возможности, бурение скважин пошло интенсивными темпами, и нефтяная промышленность начала быстро развиваться.

Первый стальной резервуар был выстроен в 1878 г. по проекту инженера (позднее академика) В.Г. Шухова и инженера А.В. Бари. С этого времени нефтесклады начинают оборудоваться металлическими резервуарами и паровыми насосами.

В дореволюционной России развитие нефтяной промышленности было подчинено принципам капиталистической конкуренции, частные компании самостоятельно решали проблемы снабжения потребителей нефтепродуктами.

Нефтебазы сооружались в зависимости от конъюнктурных особенностей внутреннего и внешнего рынков. Нефтебазы строили и эксплуатировали, мало считаясь с требованиями науки и техники.

Современные нефтебазы - это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами.

Решение о реконструкции Находкинской нефтебазы было принято на основании анализа технико-экономических показателей, основными из которых являются: грузооборот, капитальные расходы, эксплуатационные расходы, коэффициент оборачиваемости, производительность труда, срок окупаемости капитальных расходов.

Реконструкция нефтебазы экономически эффективна, если дополнительные капиталовложения окупаются в сроки, не превышающие нормативного срока, установленного для данной отрасли промышленности.

Сроки окупаемости для нефтебаз в значительной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проектировании и реконструкции нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района и в соответствии с этим определить варианты и темпы строительства.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика объекта

Строительство Находкинской нефтебазы ОАО “Нефтепорт” началось в 1962 г. и явилось продолжением строительства комплекса сооружений новой перевалочной нефтебазы в районе г. Находка

Строительство нефтебазы осуществлялось в 2 этапа:

-- строительство резервуарной емкости на 200 тыс. м³ (ЖБР - 10000 № 1-20);

-- строительство резервуарной емкости на 300 тыс. м³ (ЖБР - 10000 № 21-50).

Основными производственными задачами нефтебазы являются обеспечение выполнения заданий по приему, хранению, поставке нефти и нефтепродуктов для экспорта и нефтеперерабатывающим заводам.

Для выполнения основных производственных задач на нефтебазе осуществляются следующие функции:

-- прием нефтей, хранение в резервуарах и поставку ее на экспорт через перевалочную нефтебазу и железной дорогой нефтеперерабатывающим заводам;

-- прием в резервуары экспортной нефти, хранение и отпуск ее из резервуаров для поставки на экспорт через нефтебазу

-- слив, хранение и перекачку нефти и нефтепродуктов, поступающих по железной дороге;

-- количественная и качественная сохранность нефти и нефтепродуктов при приеме, хранении, перекачке, наливе, учете по каждому владельцу груза;

-- подработка и компаундирование нефти, доводя ее качество до требований, в соответствии с поручениями владельца груза.

Сооружения и объекты нефтебазы располагаются по зонам. На нефтебазе различают следующие зоны:

-- приема нефти и нефтепродуктов;

-- хранения нефти и нефтепродуктов;

-- отпуска нефти и нефтепродуктов;

-- производственно-административного и подсобного хозяйства;

-- очистных сооружений.

Находкинская нефтебаза ОАО “Нефтепорт” состоит из 11 структурных подразделений:

-- Аппарата управления;

-- Цеха слива и налива нефти в железнодорожные цистерны;

-- Приемо-сдаточного участка;

-- Участка контрольно-измерительных приборов и автоматики;

-- Участка энергоснабжения;

-- Участка пароснабжения;

-- Участка очистки промышленных и фекально-канализациооных вод;

-- Ремонтно-механического участка;

-- Автотранспортного участка;

-- Группы снабжения;

-- Столовой.

-- Цех слива и налива нефти и нефтепродуктов.

-- Цех слива и налива нефти и нефтепродуктов осуществляет операции по сливу нефти и нефтепродуктов из цистерн, налив нефти в цистерны, ведет учет поступивших и отгружаемых нефтепродуктов по железной дороге, готовит материал для предъявления претензий железной дороге.

В зоне приема цеха слива и налива располагаются приемные устройства -- специальные двусторонние железнодорожные эстакады со сливными устройствами и двумя сливными межрельсовыми желобами; сливные коллекторы рассчитаны на одновременную подачу 120 цистерн в четырехосном исполнении. Сливные устройства нефтебазы обеспечивают одновременный слив по сортам одного маршрутного состава.

Всего имеется две эстакады. Эстакада на 14 и 15 ж/д путях предназначена для слива мазута топочного в прирельсовый желоб и нефти в коллектор через сливные приборы СПГ-200. Эстакада на 16 и 17 ж/д путях предназначена для слива дизельного топлива, керосина и налива нефти через сливные приборы УСН-150.

Слитый груз по технологическим трубопроводам с помощью насосной перекачивается в резервуарный парк.

Для налива цистерн нефть по отдающей линии из резервуарного парка поступает через коллекторы в цистерны без использования насосов за счет перепада высотных отметок резервуарного парка и эстакады.

На рисунке 1.1 показана двусторонняя железнодорожная эстакада для слива мазута

Рис. 1.1 Двусторонняя железнодорожная эстакада для слива мазута

На рисунке 1.2 показан фрагмент резервуарного парка Находкинской нефтебазы.



Рис. 1.2 Фрагмент резервуарного парка Находкинской нефтебазы ОАО “Нефтепорт”(Вертикальный стальной резервуар с плавающей крышей V = 50000 м³)

В 2000 году Находкинская нефтебаза ОАО “Нефтепорт” обеспечила:

-- прием нефти и нефтепродуктов из ж/д цистерн;

-- хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах и подготовку их к отгрузке;

-- отгрузку нефти и нефтепродуктов на танкера;

-- отгрузку анастасиевской нефти нефтеперерабатывающим заводам железнодорожным транспортом.

Данные по грузообороту нефтебазы представлены в таблице 1.1 и на рисунке 1.3.



Таблица 1.1

Прием нефти и нефтепродуктов

Нефтепродукт	Грузооборот, тыс. тонн
1	2
Нефть (принято по железной дороге)	36186,0
Мазут (принято по железной дороге)	1507,3
Дизельное топливо (принято по железной дороге)	1455,2

Рис. 1.3 Структура нефтепродуктов поступающих на нефтебазу

1.2 География района и пути сообщения

Находкинская нефтебаза ОАО “Нефтепорт” расположена в Приморском крае, г. Находка, улица Макарова,21.

К нефтебазе подведена железнодорожная ветка, на которую осуществляется доставка всех получаемых нефтебазой нефтепродуктов. Отпуск нефтепродуктов осуществляется автоцистернами на пункте налива автоцистерн. Железнодорожная ветка подведена от находящейся в 10 км станции. Подъездная дорога - муниципальная. Вид твердого покрытия - асфальт.

1.3 Источники тепловой и электроэнергии

На данный момент на территории нефтебазы имеется мазутная котельная, которая обеспечивает необходимым теплом всю нефтебазу.На территории нефтебазы расположена собственная дизельная электростанция с двигателем марки FRENSTAT №364 МЗДТ, 1996 года, мощностью 132 л.с генератора - 160 кВт, напряжение - 800 В. Она используется как резервный источник питания.

В качестве основного используется внешний источник электроснабжения ЛЭП - 6 кВ. Количество получаемой электроэнергии 58 000 кВт•ч/мес.

Количество трансформаторных подстанций - 1 шт.

Количество трансформаторов - 2 шт.

Общая мощность трансформаторов - 730 кВт.

Обеспеченность электроэнергией в процентах от потребной - 100.

1.4 Источники водоснабжения

Источниками питьевой воды являются:

Городской водопровод;

Артезианские скважины;

Оборотно-повторные системы.

Расчетные расходы воды на хозяйственно-питьевые нужды составляют: 1,91 3/сут., 1,17 м3/час. Внутренние сети холодной и горячей воды запроектированы из стальных водогазопроводных оцинкованных труб, сети хозяйственно-бытовых канализации - из поливинилхлоридных (ПВХ) канализационных труб. Подача холодной воды в корпус осуществляется от существующего ввода водопровода, сброс стоков осуществляется в существующую бытовую канализацию объекта.

1.5 Климатическая характеристика

Климат умеренно муссонный, испытывающий сильное влияние океана. Воздействие моря проявляется преимущественно в тёплое время года, когда ветер меняет направление и с моря на материк устремляются влажные массы воздуха, приносящие с собой туманы и дожди. Зимой господствует сухой и охлаждённый воздух Сибирского антициклона. Летом преобладают юго-восточный ветер, зимой -- северо-восточный. Летом и осенью выпадает около 70% осадков от годовой нормы, зимой -- около 10%. Лето отличается высокой влажностью воздуха.

С севера нефтебаза открыта для холодных масс воздуха. Скорость ветра в период «Боры» достигает 30-40 м/с, в порывах до 100 м/с.

«Бора» _ это холодный нисходящий ветер с гор, отличающийся сильной порывистостью с образованием в зимний период гололеда, изморозей, метели.

Район строительства по СНиП 2.02.04-82 относится к III климатическому району.

Все проектируемые сооружения размещаются в границах, отведенных для территории нефтебазы.

Природно-климатические условия приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Природно-климатические условия

1. Среднегодовая температура воздуха	13єС
2. Абсолютный максимум температур	40єС
3. Абсолютный минимум температур	24єС
4. Нормативная сила ветра	60
5. Скорость ветра в период «Боры»	30-40 м/с
6. Среднее число дней в году с сильным ветром	56 дней
7. В том числе за холодный период	42 дня
8. Осадки:
-- годовой максимум	805 мм
-- дневной максимум	153 мм
-- ливень в течение 20 мин. на поверхности 1 гектар	120 л/с
-- вес снежного покрова	0,5 кПа
9. Нормативная глубина сезонного промерзания	0,6-0,8 м
10. Сейсмичность по шкале Рихтера	8 баллов

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Обоснование необходимости реконструкции Находкиской нефтебазы ОАО “ Нефтепорт”

На рисунке 2.1 представлены данные по приему нефтебазой нефти на экспорт и мазута железнодорожным транспортом за период c 2007 по 2010 год.

Данные, представленные на рисунке 2.1 показывают, что на протяжении последних четырех лет наблюдается увеличение объема перевалки нефти и мазута на экспорт. Это свидетельствует о том, что российская нефть и нефтепродукты пользуются спросом на мировом рынке. Увеличение объемов перевалки нефти и нефтепродуктов на экспорт способствует дополнительным валютным поступлениям в бюджет страны и, кроме того, дает возможность развивать инфраструктуру ОАО “Нефтепорт”.

Увеличение объемов перевалки нефти и нефтепродуктов на экспорт вызывает необходимость введения дополнительных производственных мощностей и принимать технические решения по увеличению объемов перевалки нефти и нефтепродуктов на экспорт.

Пропускная способность существующих нефтепроводов с учетом установленного оборудования и технического состояния составляет около 37 млн. тонн в год, фактическая же производительность системы нефтепроводы-терминал составляет 35 млн. тонн в год. Анализ работы магистральных нефтепроводов, резервуарного парка Находкинской нефтебазы и причалов нефтебазы показал, что основной причиной снижения производительности нефтепроводов является отсутствие свободной резервуарной емкости на нефтебазе



Рис. 2.1 Экспорт нефти и мазута за период 2007-2010 годов

Кроме того, на Находкинской нефтебазе в первоначальном проекте было предусмотрено строительство трех сливо-наливных железнодорожных эстакад. Но при реализации проекта построено было две. Место для третьей эстакады осталось резервным (свободным от застройки). Это произошло ввиду уменьшения на тот период перевалки темных нефтепродуктов нефтебазой за счет увеличения перевалки нефтей, поступавших по трубопроводному транспорту при вводе в эксплуатацию дополнительных магистральных нефтепроводов.

Указанное обстоятельство объясняет возможность строительства эстакады на месте, определенном на первых стадиях проектирования нефтебазы без отвода новой территории и без нарушения противопожарных норм разрыва от действующих сооружений нефтебазы.

Таким образом, увеличение объемов перевалки нефти и мазута на экспорт вызывает необходимость реконструкции Находкинской нефтебазы «Нефтепорт»:

1) строительство дополнительной резервуарной емкости;

2) строительство дополнительной железнодорожной эстакады для слива мазута топочного.

В результате реконструкции нефтебазы будут приведены в соответствие существующие мощности трубопроводов и наливных устройств; должен быть достигнут более высокий уровень организации сливо-наливных операций, увеличен объем приема по железной дороге и поставки на экспорт темных нефтепродуктов (мазутов топочных марок М-40 и М-100).

В связи с тем, что в Российской Федерации порт Находка является основным на Дальнем Востоке, значение нефтебазы для экономики страны возрастает, и реконструкция ее вызвана острой необходимостью для ее дальнейшего нормального функционирования.

2.2 Комплекс мероприятий по реконструкции резервуарного парка

2.2.1 Разработка и монтаж устройства для удаления газа из-под плавающей крыши резервуара РВС-50000.

При эксплуатации резервуаров с плавающими крышами под их настилами образуются газовые пузырьки, которые занимают значительный объем резервуара. При заполнении и опорожнении резервуара происходит перемещение газовых пузырей под настилом плавающей крыши, что вызывает дополнительные деформации настила крыши и может привести к образованию трещин и снижению ресурса эксплуатации резервуара. Кроме того, перемещение газовых пузырей приводит к выбросам нефти и газа на поверхность плавающей крыши через кольцевое пространство между стенкой резервуара и понтоном.

В настоящем проекте реконструкции резервуарного парка предлагается использовать устройства для удаления газа, позволяющие регулировать давление газа под настилом плавающей крыши для уменьшения испарения нефти и при выходе газа в атмосферу очищать его от нефтепродуктов.

Предлагается использовать для удаления газа существующие трубчатые стойки плавающей крыши. В части стойки расположенной под настилом плавающей крыши выполняются два крестообразно расположенных отверстия. В верхнем фланце стойки выполняется центральное отверстие, над которым устанавливается конический расширитель. В коническом расширителе используется принцип выделения более тяжелой нефтяной фракции из нефтегазовой смеси в момент резкого уменьшения ее скорости и изменения направления движения.

Рис. 2.2 Устройство для удаления газа из-под настила плавающей крыши резервуара РВС-50000

Устройство для удаления газа, представленное на рисунке 2.2, состоит из конического корпуса расширителя 1, внутри которого установлен обращенный сужением вверх конический отбойник 2, соединенный с корпусом расширителя перфорированной диафрагмой 3.

На выходном патрубке расширителя установлен съемный предохранительный клапан 4, в корпусе которого клапан с резиновым уплотнением поджимается тарированной пружиной 5 к выходному отверстию патрубка, перекрывая последнее. В корпусе расширителя выполнены отверстия 6 для выхода газа и установлен запирающий винт 7.

Конические расширители устанавливаются на существующих трубчатых стойках плавающей крыши, внутренняя полость которых соединяется с расширителем отверстием 8, а расположенная под настилом часть стойки имеет перфорацию в виде накрест расположенных отверстий 9.

Устройство для удаления газа из-под настила плавающей крыши работает следующим образом:

Газовые пузырьки с частицами нефти, перемещаясь под настилом плавающей крыши, проникают через отверстия 9 под давлением внутрь трубчатой стойки и далее внутрь расширителя, где давление и скорость нефтегазовой смеси резко падает, одновременно изменяется направление ее движения.

При этом нефть, как более тяжелая фракция, отбрасывается отбойником на коническую поверхность корпуса расширителя и стекает вниз, а газ, проходя через перфорированную диафрагму, попадает в патрубок расширителя, где отжимает подпружиненный клапан и выходит наружу.

Предохранительный клапан будет оборудован устройством, позволяющим выключать его при проведении регламентных работ на плавающей крыше резервуара.

Конструктивные элементы расширителя изготавливаются из алюминия; крепеж имеет цинковое, а пружина кадмиевое покрытие, что обеспечивает устойчивость против коррозии и требуемый ресурс работы.

Расширитель с предохранительным клапаном изготавливаются и тарируются на заводе, а стойки плавающей крыши дорабатываются при монтаже, как показано на рисунке 2.3.

Для этого стойка извлекается из опорного патрубка, в верхнем фланце прорезается отверстие 40 мм для прохода газа и выполняется четыре резьбовых отверстия М8 для крепления расширителя. Кроме того, в стойке прорезаются два накрест расположенных отверстия 20 мм для прохода газа. Затем стойка устанавливается на место и на ней монтируется конический расширитель.

Рис. 2.3 Размещение устройств для удаления газа на поверхности плавающей крыши резервуара РВС-50000

На каждой плавающей крыше резервуара предполагается установить по 50 устройств газоудаления, как показано на рисунке 2.4. Основная часть устройств в количестве 32 штук устанавливается на стойках расположенных вблизи понтонов на радиусе R = 28550 мм. Эти устройства должны удалять газ, скапливающийся в местах перехода от настила к понтону и задерживать его выход к кольцевому пространству между стенкой резервуара и понтона; остальные 18 устройств устанавливаются в районе имеющихся выпуклостей настила плавающей крыши, где можно предположить скопление газа.



Рис. 2.4 Доработка стойки плавающей крыши резервуара РВС-50000 при монтаже устройства для газа из-под настила плавающей крыши

Установка на плавающих крышах устройств для удаления газа позволит предотвратить скапливание газа под плавающей крышей, устранить выбросы нефти и упростить эксплуатацию.

2.2.2 Реконструкция затвора плавающей крыши резервуара РВС-50000

Реконструкция существующего затвора проводится с целью устранения выбросов нефти на поверхность плавающей крыши и предотвращения попадания ливневых вод в резервуар.

В настоящее время на резервуарах установлены щитки для защиты от ливневых вод (первичный затвор) и мягкий затвор в зазоре между стенкой резервуара и понтоном (вторичный затвор).

По проекту подлежит доработке первичный затвор. На щитках уплотнения устанавливаются кронштейны, длина которых равна ширине щитка. К кронштейнам крепится гибкое резиновое уплотнение, которое по длине перекрывает несколько щитков.

Кроме того, на щитке устанавливаются пластинчатые пружины, которые поджимают резиновое уплотнение к стенке резервуара. Свободный конец пружины, на котором закрепляется пластмассовая планка, опирается на поверхность понтона.

Для предотвращения выбросов нефти на крышу резервуара в зазоре между стенкой резервуара и понтоном устанавливается дополнительное уплотнение. Оно состоит из мягкой алюминиевой рамки, шарнирно закрепленной к верхней кромке понтона и опущенной в зазор между понтоном и стенкой резервуара. На конце рамки расположено гибкое резиновое уплотнение и резиновый скребок для удаления отложений нефти на стенке резервуара, к которой рамка поджимается винтовыми пружинами растяжения.

Поверх рамки натягивается лента из стеклоткани с маслобензостойкой пропиткой, которая одним концом крепится к краю понтона, а другим к уплотнению рамки. По длине лента перекрывает несколько рамок.

Принцип работы устройства следующий:

При выбросе в зазор между понтоном и стенкой резервуара нефтегазового пузыря, последний прижимает рамку с уплотнением к стенке резервуара, предотвращая проникновение нефти на крышу. Резиновый скребок, установленный под гибким резиновым уплотнением рамки, очищает стенку резервуара при движении плавающей крыши вниз.

Конструктивные элементы затвора изготавливаются из алюминия; крепеж имеет цинковое, а пружины кадмиевое покрытия, что обеспечивает устойчивость против коррозии и требуемый ресурс работы.

Для монтажа затвора снимаются существующие щитки по длине приблизительно 5 м. Снимается секция гибкого уплотнения длинной около 4,2 м, вместо него в зазор между стенкой резервуара и понтоном устанавливаются подпружиненные рамки с гибким резиновым уплотнением, скребком и защитной лентой из стеклоткани.

На существующих щитках срезается верхняя изогнутая часть, и на болтах крепятся кронштейны, после чего щитки устанавливаются на существующих осях. Затем по всей длине щитков устанавливается гибкое резиновое уплотнение, после чего монтируются пружины, поджимающие щитки к стенке резервуара.

В случае необходимости очистки уплотнения, находящегося в зазоре между стенкой резервуара и понтоном, ослабляются болты крепления пружин, пружины поворачиваются, а щитки переводятся в вертикальное положение, открывая доступ к вторичному затвору.

Оборудование существующего затвора гибким резиновым уплотнением и пружинами позволит не допустить попадания ливневых вод в резервуар, а установка в зазоре между стенкой резервуара и понтоном подпружиненных рамок с гибким резиновым уплотнением и скребками предотвратит выбросы нефти на поверхность плавающей крыши.

Рис. 2.5 Реконструкция затвора плавающей крыши резервуара РВС-50000

2.2.3 Реконструкция системы измерения уровня нефтепродуктов в резервуарах РВС-50000

На территории резервуарного парка нефтебазы ОАО “Нефтепорт” функционирует следующая система автоматизации и телемеханизации:

— система контроля уровня нефтепродуктов в резервуарах с помощью системы измерения уровня KOR-VOL;

— система автоматической защиты от переполнения резервуаров и автоматизации работы сливных и наливных задвижек с установкой сигнализаторов уровня типа ОМЮВ;

— система телемеханики ТМ-700 для управления задвижками;

— система учета нефти и нефтепродуктов на базе микропроцессора SAM-85;

— система защиты трубопроводов от давления типа “NELES” (регулирование давления по заданной производительности налива танкеров);

— система охранной сигнализации на базе приборов “Рубеж - 3”.

Для обеспечения контроля уровня нефти и нефтепродуктов в резервуарах используются уровнемеры KOR-VOL. Сигнал об аварийном состоянии резервуара (предельный верхний уровень нефтепродукта) снимается с параллельно включённых трех сигнализаторов предельного уровня типа ОМЮВ 05/II и с замыкающего контакта конечного выключателя уровнемера KOR-VOL посылается на диспетчерский пульт.

Надо отметить, что существующее на резервуарном парке нефтебазе “Грушовая” оборудование автоматики морально и физически устарело, не имеет стыковки с вышестоящим иерархическим уровнем управления и не обеспечивает требуемый объем информации для оперативного управления объектом. В связи с этим предполагается произвести замену системы измерения уровня КОR-VOL на систему TANK RADAR L/2 фирмы “Saab Tank Control”.

Система TANK RADAR L/2 предназначена для автоматизированного выполнения функций измерения уровня нефти в резервуарах и коммерческого учета массы нефти, контроля и управления технологическими объектами нефтебазы.

Целью создания системы является:

повышение оперативности при измерении уровня, вычислении массы нефти в резервуарах;

выявление утечек и перетоков продукта;

снижения ущерба от аварий;

повышения информированности пользователя о состоянии объекта;

повышения надежности функционирования технических средств, сокращение расходов кабельной продукции.

К функциям системы измерения относятся:

измерение уровня нефти в резервуарах с погрешностью 1мм; измерение средней температуры нефти в резервуарах с погрешностью 0,5^оС;

сигнализация достижения контролируемыми параметрами заданных значений;

контроль достоверности измерений и исправности датчиков;

контроль герметичности находящихся в отстое резервуаров;

прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров;

количественный учет и инвентаризация нефти в резервуарах.

Основными элементами измерительной сиcтемы TANK RADAR L/2 являются:

радарное измерительное устройство (RTG), которое представляет собой автономное, взрывозащищённое, дистанционное измерительное устройство;

модуль сбора данных (DAU), который может осуществлять связь с различными внешними датчиками и исполнительными устройствами;

модуль полевого соединения (FCU), используемый в качестве концентратора данных;

модем полевой шины (FBM);

“операторский интерфейс” (ОПИ), представляющий собой пакет программ;

Первичные средства ТАNK RADAR L/2 объединены в восемь полевых шин, которые посредством модулей FCU и модема FBM соединены с компьютером товарного оператора.

Проектом предусмотрено поэтапная замена венгерской системы измерения уровня КОR-VOL на систему TANK RADAR L/2.

На первом этапе в операторной диспетчерского пункта устанавливается компьютер с интерфейсной картой СКМ1 и блок сопряжения для опроса кодовых датчиков KOR-VOL. Данная система обеспечивает:

выполнение режима циклического опроса кодовых датчиков KOR-VOL с анализом достоверности выходного кода датчика;

постоянный контроль за работоспособностью уровнемеров;

отображение на дисплее уровней в резервуарах в цифровом и графическом виде;

расчет объема, массы продукта и свободного объема по каждому резервуару, по группе резервуаров и нефтебазе в целом;

контроль за выходом показаний уровнемеров за пределы значений по верхнему и нижнему уровням и выдачу аварийных звуковых сигналов;

ведение архива по изменению уровней и сменного журнала;

возможность оперативного изменения базы данных;

ведение архива по аварийным измерениям уровней и отказам уровнемеров.

К блоку сопряжения подключается кабель, проходящий шлейфом по всем селекторам нефтебазы. После этого SAM -85 демонтируется. Кабели питания уровнемеров подключаются к щитам телемеханики.

На втором этапе, после установки уровнемеров системы TANK RADAR L/2, следующие сигналы исключаются из объема информации:

“Поплавок уровнемера поднять”;

“Поплавок уровнемера опустить”;

“Максимальный технологический уровень”;

“Минимальный технологический уровень”.

илы кабелей соответствующие данным сигналам отключаются от щитов телемеханики. В диспетчерском пункте устанавливается еще один компьютер товарного оператора с программным обеспечением TANK RADAR L/2. К данному компьютеру с помощью модема полевой шины FBM2170 подключаются вновь вводимые уровнемеры.

Все радарные измерительные устройства RTG устанавливаются на место венгерских уровнемеров при помощи фланцев. Питание радарных уровнемеров осуществляется по существующим кабелям. Напряжение питания подается от щитов телемеханики. В качестве полевой шины также частично используется существующий кабель системы KOR-VOL.

Внедрение системы измерения уровня TANK RADAR L/2 позволит повысить надёжность работы технологических объектов, снизить возможность возникновения аварийных ситуаций и соответственно вероятность загрязнения окружающей среды.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет дополнительной резервуарной емкости для хранения нефти

В результате строительства дополнительной резервуарной емкости планируется увеличить объем поставок нефти на экспорт.

Необходимый объем дополнительной резервуарной емкости определим по следующей формуле:

, (3.1)

где ДQ - значение, на которое вырос годовой грузооборот нефтебазы,

ДQ = 2000 ;

n - число суток, необходимое для приема нефтепродукта в запасной резервуар в период вынужденного перерыва в наливе танкеров,n = 4;

с - плотность нефтепродукта; с = 0,86;

k_з - коэффициент заполнения резервуара, k_з = 0,95

k_и - коэффициент использования резервуара, k_и = 0,5;

c - число нефтепродуктов основных сортов, с = 1;

G - грузоподъемность танкера, G = 50 тыс.т;

V₁ - часть объема резервуара, не участвующая в перевалке нефтепродуктов из-за того, что резервуары находятся в ремонте (составляет 5% от объема всей необходимой резервуарной емкости),

; (3.2)

V₂ - объем резервуара, постоянно занятый “мертвыми” остатками нефтепродукта (составляет 2% от объема всей необходимой резервуарной емкости),

; (3.3)

Таким образом, формула (3.1) примет вид:

тыс. м³

Количество резервуаров определим по необходимому объему для хранения нефтепродуктов в соответствии с требованиями. Для хранения нефти используем вертикальные стальные резервуары. В таблице 3.1 приведены номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных резервуаров.

Таблица 3.1

Номинальные объемы и основные параметры применяемых вертикальных стальных резервуаров

Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров
	со стационарной крышей	с плавающей крышей
	диаметр, Д, м.	высота, Н, м.	диаметр, Д, м.	высота, Н, м.
20000	40,0	18,0	40,0	18,0
30000	45,6	18,0	45,6	18,0
40000	56,9	18,0	56,9	18,0
50000	60,7	18,0	60,7	18,0

Таким образом, для хранения нефти используем четыре вертикальных стальных резервуара с плавающей крышей номинальным объемом 50000 м³.

3.2 Расчет железнодорожной эстакады

Как следует из данных, представленных на рисунке 1.1, за период 2007-2010 года происходит увеличение объема перевалки на экспорт мазута топочного. Кроме того, за период 2012-2016 года ОАО «Нефтепорт» планирует увеличить грузооборот темных нефтепродуктов на 1 млн. тонн в год в связи с возросшим спросом на мировом рынке на российские нефтепродукты, поэтому грузооборот нефтебазы по мазуту топочному составит 2,5073 млн. тонн в год.

Необходимо отметить, что существующие двухсторонние сливо-наливные железнодорожные эстакады были спроектированы для одновременной обработки 32 вагонов-цистерн на каждом железнодорожном пути (два полумаршрута). В связи с тем, что в старых нормах, которые действовали на момент проектирования и строительства эстакад на нефтебазе «Нефтепорт» не было требования об увеличении длины тупикового железнодорожного пути на 30 м от крайней цистерны до упорного бруса (для возможности расцепки состава при пожаре), то на данный момент имеется возможность слива только из 30 вагонов-цистерн. На такое количество вагонов-цистерн запроектирована и новая эстакада. Из-за застроенности территории увеличить длину железнодорожных путей не представляется возможным.

Проектируемая железнодорожная эстакада будет предназначаться для слива мазутов марки М-40 и М-100. Мазуты марки М-40 и М-100 относятся к III группе нефтепродуктов, поэтому в соответствии с [3] весь груз должен сливаться за 10 часов, включая разогрев продукта и подготовительные операции. Подготовительные операции _ это открытие люков цистерн, подсоединение сливных устройств, загрузка подогревателя в цистерну, открытие сливных приборов и другое.

Одновременно представляется возможным сливать не более 21-22 цистерн на одном железнодорожном пути. Остальные цистерны сливаются по мере откачки продукта из желоба.

Мазут топочный поступает на нефтебазу по железной дороге в цистернах грузоподъемностью по 60 тонн каждая без подогрева. Слив мазута из цистерн производится с подогревом. Для этого по всей длине эстакады проложен паропровод с ответвлением для присоединения переносных грелок и шлангов для подачи «острого пара» с давлением не выше трех атмосфер. Слив мазута из цистерн производится через универсальный сливной прибор в межрельсовый желоб. Температура подогрева мазута перед сливом должна быть 60єС (температура подогрева мазута при самотечном сливе выбрана на основании опыта слива данного нефтепродукта).

Объем одного железобетонного желоба равен 1400 м3. По дну желобов прокладываются секционные пароподогреватели.

Время слива мазута при температуре 60єС из одной цистерны определятся по формуле:

, (3.4)

Где L-- длина котла цистерны, м;

D -- диаметр котла цистерны, м;

F -- площадь поперечного сечения сливного прибора, м²;

-- коэффициент расхода сливного прибора.

Число Рейнольдса для мазута найдем по формуле:

, (3.5)



Где d -- диаметр сливного прибора, м;

-- кинематическая вязкость мазута,;

_ср -- эквивалентная средняя высота уровня продукта в цистерне, м.

, (3.6)

Таким образом, в соответствии с графиком представленном на рисунке 3.1, для универсального сливного прибора получаем = 0,3.

Площадь поперечного сечения сливного прибора:

, (3.7)

Расчетное время слива мазута из одной цистерны:

А слив всего маршрута осуществляется за время, определяемое по формуле:

, (3.8)

Где -- время слива одной цистерны, мин;

₂ -- время обслуживания одной цистерны, мин;

N -- число цистерн в маршруте;

А -- число бригад, обслуживающих маршрут.

Время, затраченное на вспомогательные операции, найдем по формуле:

, (3.9)

Зная нормативное время обслуживания маршрута, включая время, затраченное на вспомогательные операции, можем найти время подогрева мазута:

, (3.10)

Длину двусторонней сливной железнодорожной эстакады найдем по следующей формуле:

, (3.11)

где a _i-- число цистерн по типам, входящих в маршрут;

l_i -- длина цистерн различных типов по осям сцепления;

k -- число цистерн в маршруте.

м

По существующим нормам длина тупикового железнодорожного пути должна быть увеличена на 30 м от крайней цистерны до упорного бруса, таким образом, длина двусторонней сливной эстакады составит:

L_э = 360,6 + 30 = 390,6 м

Число цистерн, принимаемых в сутки:

, (3.12)

Где Q_i -- годовой грузооборот, млн. т;

к₁ -- коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов;

к₂ -- коэффициент неравномерности подачи цистерн;

q -- грузоподъемность одной цистерны, т.

Число прибывающих маршрутов в течение суток равно:

, (3.13)

маршрута в сутки

Время, затраченное на разгрузку необходимого количества цистерн:

, (3.14)

часов

t = 29 часов, что больше 24 часов.

Таким образом, из результатов проведенных расчетов можно сделать вывод, что существующая эстакада не сможет обеспечить слив мазута в количестве 2507300 тонн в год, поэтому возникает необходимость в реконструкции эстакады. Целью реконструкции железнодорожной сливной эстакады на нефтебазе «Нефтепорт» является:

1) Увеличение объемов приема по железной дороге и поставки на экспорт темных нефтепродуктов (мазутов топочных марки М-40 и М-100).

2) Замена физически изношенного и морально устаревшего оборудования, сетей и средств энергоснабжения.

Строительство эстакады с более высоким уровнем автоматизации, телемеханизации, новым современным оборудованием позволит повысить надежность эксплуатации, достигнуть более высокий уровень организации сливо-наливных операций и увеличить объем приема по железной дороге и поставки на экспорт мазута топочного.

3.3 Гидравлический расчет трубопровода, соединяющего резервуар для хранения нефти с насосной внутрибазовой перекачки

Резервуарный парк нефтебазы «Нефтепорт» состоит из парка железобетонных заглубленных резервуаров ЖБР-10000 (“нижний” резервуарный парк) и парка вертикальных стальных резервуаров с плавающей крышей РВС-50000 (“верхний” резервуарный парк).

Операции по внутрибазовой перекачки нефти и нефтепродуктов в “нижнем” резервуарном парке осуществляются при помощи технологической насосной нефтебазы, входящей в состав цеха слива и налива нефти и нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, а в “верхнем” резервуарном парке - при помощи насосной внутрипарковой перекачки, в которой установлен один насос марки НМП 3600-78.

Проектируемая дополнительная резервуарная емкость из четырех резервуаров типа РВС-50000 будет входить в состав “верхнего” резервуарного парка и предназначаться для хранения нефти. Резервуары будут подсоединяться к существующей системе технологических трубопроводов нефтебазы, что позволит проводить операции по приему, отгрузке и внутрибазовой перекачке нефти без строительства дополнительных трубопроводных коммуникаций.

3.4 Гидравлический расчет всасывающей линии.

Исходные данные для расчета:

Вид перекачиваемого продукта: нефт

Кинематическая вязкость продукта:

, [6]

Плотность нефти:

с = 0,86 , [6]

Объемный расход в трубопроводе:

, [6]

Длина всасывающей линии: L=1300 м, [6]

Наружный диаметр трубопровода: D=720 мм, [6]

Толщина стенки трубопровода: h = 8 мм, [6]

Коэффициент эквивалентной шероховатости: k_э= 0,3 мм,[5]

Геодезическая отметка оси отдающего патрубка резервуара: z₁= 335,85 м, [6]

Геодезическая отметка насосной станции: z₂= 310 м, [6]



Таблица 3.2

Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Кол-во	Значение
Вход продукта из резервуара в трубу, вдающуюся внутрь резервуара	3	1
Задвижка	6	0,15
Поворот под 90о	4	0,3
Диффузор	1	0,2

Расчет всасывающей линии будем вести при среднемаксимальной температуре окружающей среды.

1. Внутренний диаметр всасывающего трубопровода определим по формуле:

, (3.15)

2. Скорость движения потока нефти в полости трубопровода:

, (3.16)

3. Число Рейнольдса для потока нефти в полости трубопровода:

, (3.17)

4. Критические значения числа Рейнольдса:

, (3.18)

, (3.19)

В результате расчетов получили, что Re1<Re<Re2, то есть перекачка нефти по трубопроводу ведется в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления находится по следующей формуле:

, (3.20)

5. Потери напора на трение и местные сопротивления по длине трубопровода:

, (3.21)

где L_пр - приведенная длина трубопровода, м



L_пр= L+L_э, (3.22)

где L_э - эквивалентная длина трубопровода, м

, (3.23)

L_пр= 1300+174,25 = 1474,25 м

6. Потери напора на разность геодезических отметок:

, (3.24)

7. Полная потеря напора на всасывающей линии:

, (3.25)

3.5 Расчет всасывающей способности насоса НМП-3600-78.

Уравнение для определения всасывающей способности насоса, перекачивающего нефть:



, (3.26)

Где H_б-- давление на свободную поверхность перекачиваемой жидкости - атмосферное давление, м;

H_у -- упругость паров нефти при расчетной температуре перекачки,

H_у = 8м; [7]

х_вх -- скорость нефти во входном патрубке насоса, ;

Дh_доп -- допустимый кавитационный запас, гарантирующий работу насоса без кавитации, м.

Атмосферное давление на свободную поверхность перекачиваемой жидкости должно приниматься в зависимости от абсолютной отметки насосов по формуле:

H_б , (3.27)

H_б

Допустимый кавитационный запас насоса при перекачки нефти находится по формуле:

, (3.28)

Где Дh'_доп -- допустимый кавитационный запас насоса, принимаемый по рабочей характеристике насоса, которая снимается на воде, Дh'_доп = 4м; [7]

ДH^кр _t -- термодинамическая поправка к величине кавитационного запаса, определяется по графику на рисунке 9 в зависимости от упругости паров нефти, м;

дh_н -- изменение величины кавитационного запаса, обусловленного влиянием вязкости, м.

По графику, представленному на рисунке 3.2, для значения упругости паров нефти при расчетной температуре перекачки () находим термодинамическую поправку к величине кавитационного запаса:

Скорость нефти во входном патрубке насоса определим по формуле:

, (3.29)

Где d_вх -- внутренний диаметр входного патрубка насоса, d_вх= 0,9 м.

Число Рейнольдса для нефти в полости входного патрубка насоса определим по формуле:

, (3.30)

Изменение величины кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости найдем по формуле:

, (3.31)

Гдео -- коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса, определяется по графику, представленному на рисунке 3.3, в зависимости от числа Рейнольдса. о = 0,4

Определим допустимый кавитационный запас насоса при перекачки нефти:

Теперь определим всасывающую способность насоса, перекачивающего нефть:

,

Таким образом, чтобы обеспечить бескавитационную работу насоса, необходимо создать напор к насосу не менее чем 0,3 м. То есть, необходимо выполнение условия: .

В расчетах, представленных в пункте 1.6.1. получили, что полная потеря напора на всасывающей линии (H1) равна - 12,72 м.

Получили: , это означает, что будет обеспечена бескавитационная работа насоса при подсоединении дополнительной резервуарной емкости к существующей системе технологических трубопроводов нефтебазы.

нефтебаза резервуарный оборудование рекуперация

3.6 Гидравлический расчет нагнетательной линии

Исходные данные для расчета:

Вид перекачиваемого продукта: нефть

Кинематическая вязкость продукта: , [6]

Объемный расход в трубопроводе:

Длина нагнетательной линии: L=2300 м

Наружный диаметр трубопровода: D=630 мм

Толщина стенки трубопровода: h = 7 мм

Коэффициент эквивалентной шероховатости: k_э= 0,3 мм

Геодезическая отметка насосной станции: z₁= 310 м

Геодезическая отметка резервуара: z₂= 335 м

Высота взлива нефти в резервуаре: h_взлива = 17 м

Таблица 3.3

Местные сопротивления на нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество	Значение
Выход продукта из трубы в резервуар	2	1
Задвижка	6	0,15
Поворот под 90о	4	0,3
Конфузор	1	0,10

Расчет нагнетательной линии будем вести при среднеминимальной температуре окружающей среды.

1. Внутренний диаметр напорного трубопровода определим по формуле:

, (3.32)

2. Скорость движения потока нефти в полости трубопровода:

, (3.33)

3. Число Рейнольдса для потока нефти в полости трубопровода:



, (3.34)

4. Критические значения числа Рейнольдса:

, (3.35)

, (3.36)

В результате расчетов получили, что Re1<Re<Re2, то есть перекачка нефти по трубопроводу ведется в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления находится по следующей формуле:

, (3.37)

5. Потери напора на трение и местные сопротивления по длине трубопровода:

, (3.38)

где L_пр - приведенная длина трубопровода, м

L_пр= L+L_э, (3.39)

где L_э - эквивалентная длина трубопровода, м

, (3.40)

L_пр= 2300+124,83 = 2424,83 м

6. Потери напора на разность геодезических отметок:

, (3.41)

7. Полная потеря напора на нагнетательной линии:

, (3.42)

Насос марки НМП 3600-78 при объемном расходе в трубопроводе Q=0,93 (3350 ) должен обеспечить напор, равный:

. (3.43)

Совмещенная характеристика насоса НМП 3600-78 и трубопровода, соединяющего резервуар для хранения нефти с насосной внутрипарковой перекачки, представлена.



4. НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС

Борьба с потерями нефтепродуктов - один из важных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, играющих ведущую роль в развитии экономики.

Существенный источник экономии нефтяных ресурсов - устранение потерь при их добыче, переработке, транспортировании и хранении. По оценкам специалистов, только за счет этого можно получить до 20% всей экономии топливно-энергетических ресурсов.

Основным видом потерь нефти и нефтепродуктов, полностью не устранимых на современном уровне развития средств транспорта и хранения углеводородов, являются потери от испарения из резервуаров и других емкостей (авто и железнодорожных цистерн, топливных баков автомобилей.

Ущерб, наносимый этими потерями, состоит не только в уменьшении топливных ресурсов и стоимости теряемых продуктов, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды нефтепродуктами. Поэтому борьба с потерями нефтепродуктов дает не только экономический эффект, но и жизненно важна для обеспечения охраны природы.