Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Дальневосточный федеральный университет»

ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА

Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии

РЕКОНСТРУКЦИЯ НЕФТЕБАЗЫ В МИХАЙЛОВСКОГО РАЙОНА ПРИМОРСКОГО КРАЯ

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

по образовательной программе подготовки специалистов

по специальности 130501.65 - Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ

Корж Сергей Геннадьевич

г. Владивосток 2014 г.

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция резервуарного парка грузооборотом 25,5 тыс т. в год. нефтебазы Министерства обороны Михайловского района Приморского края.

В проекте был произведен гидравлический расчет технологических трубопроводов, так же были определены гидравлические потери по длине подводящего и отводящего трубопроводов, был определен диаметр трубопроводов, компоновка, выбор типа и количества резервуаров в парке.

В научно исследовательской главе был рассмотрен дифференцированный подход к определению расстояний между резервуарами на складах нефти и нефтепродуктов. Сравнительная оценка эффективности его реализации показывает, что использование дифференцированных расстояний между резервуарами в группе, позволяет значительно снизить вероятность каскадного развития пожара при сохранении оптимальной площади размещения.

В разделе безопасность жизнедеятельности были подняты вопросы такие как безопасность труда и меры безопасности при эксплуатации площадки нефтебазы. Так же был произведен расчет системы пожаротушения, и расчет системы охлаждения резервуаров.

В экономической части дипломного проекта был поднят вопрос о экономическом эффекте увеличения вместимости резервуарного парка. Так же дается оценка экономической целесообразности и рентабельности данного проекта.

В заключении даются выводы по итогам разработки дипломного проекта.

The abstract

In this thesis project is considered reconstruction of the tank farm turnover of 25.5 thousand tons per year. Oil Depot Defense Ministry Mikhailovsky district of Primorsky Krai. Diploma consists of 104 pages, 25 tables, 12 figures and 8 A1 format drawings .

The project was produced by hydraulic calculation process piping, have also been identified along the length of the hydraulic losses inlet and outlet piping was determined diameter piping layout, select the type and number of tanks in the park.

In scientific research chapter was considered a differentiated approach to determining the distances between the tanks in the warehouses of oil and petroleum products. Comparative evaluation of the effectiveness of its implementation shows that the use of differentiated distances between tanks in a group, can significantly reduce the probability of a cascade of fire development, while maintaining optimal placement area.

In the life safety issues were raised such as safety and security measures in the operation of the tank farm site . Just was calculated sprinkler system, cooling system and settlement tanks.

In the economic part of the graduation project was raised about the economic effect of increasing the capacity of the tank farm . Just assesses the feasibility and profitability of the project.

In conclusion, given the findings of the development of the graduation project

• Оглавление
• Введение
• 1. Общая часть
• 1.1 Краткая характеристика существующего объекта
• 1.2 Гидрометеорологические и экологические особенности района
• 1.3 Свойства грунтов
• 1.4 Грузооборот и вместимость резервуарного парка
• 1.5 Технология и организация грузовых операций
• 2. Расчетная часть
• 2.1 Резервуарный парк
• 2.1.2 Компоновка резервуаров в резервуарный парк
• 2.2 Гидравлический расчет трубопроводов
• 2.3 Автоматизированный налив в автоцистерны
• 2.4 Насосная светлых нефтепродуктов
• 2.5 Отпуск бензинов и ДТ при отпуске в автоцистерны
• 2.7 Подбор оборудования установки рекуперации паров
• 3. Технологическая часть
• 3.1 Состав объектов нефтебазы
• 3.2 Перекачка нефтепродуктов в резервуары
• 3.2.1 Последовательная перекачка, способы контроля
• 3.2.2 Пуск и остановка насосов
• 3.2.3 Наполнение и опорожнение резервуаров
• 3.3 Технологические трубопроводы
• 3.4 Наполнение автомобильных цистерн нефтепродуктами
• 3.5 Система планово-предупредительных ремонтов оборудования предприятий по обеспечению нефтепродуктами
• 3.5.1 Основные положения о планово-предупредительном ремонте оборудования
• 3.5.2 Положение по организации и проведению планово-предупредительных ремонтов оборудования нефтебаз
• 3.5.3 Материально - техническое обеспечение
• 3.5.4 Оценка качества ремонтных работ
• 3.5.5 Планирование и учет работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования нефтебаз
• 3.5.6 Порядок сдачи в ремонт оборудования и приемки из ремонта
• 4. научная часть. Дифференцированный подход к определению расстояний между резервуарами на складах нефти и нефтепродуктов
• 5. Безопасность жизнедеятельности
• 5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.0.003-99 и мероприятия по их предупреждению
• 5.2 Безопасная эксплуатация резервуарного парка
• 5.3 Охрана окружающей среды
• 6. Экономическая часть
• 6.1 Капитальные затраты на реконструкцию
• 6.2 Эксплуатационные затраты
• 6.3 Материальные затраты
• 6.4 Затраты на оплату труда
• 6.6 Прочие затраты
• 6.7 Доходы нефтебазы
• 6.8 Основные экономические показатели
• Заключение
• Список используемой литературы

Введение

Несмотря на высокую динамику изменения потребностей в мире, использование нефти и светлых нефтепродуктов из года в год растет. Возникает необходимость в реконструкции и строительстве нефтебаз, которые удовлетворят растущие потребности населения и промышленности в ГСМ.

В основе проектирования нефтебаз, должны закладываться только самые современные технологические решения, призванные отвечать следующим требованиям:

1. полная автоматизация;

2. компьютерный контроль;

3. повышение взрыво- и пожаробезопасности нефтебаз.

Проектирование нефтебазы является непростым процессом, так как современная нефтебаза должна выполнять функции приемки нефтепродуктов, доставляемые на нефтебазу в железнодорожных и автоцистернах, хранения больших объемов нефтепродуктов в тарных цистернах, безопасно, автоматически и точно отгружать нефтепродукты в автомобильный и железнодорожный транспорт [60].

Основной задачей дипломного проекта является разработка проекта реконструкции нефтебазы в пос. Кремово Михайловского района Приморского края.

В частности дипломный проект включает в себя:

1. выработку решений по реконструкции резервуарного парка;

2. разработку автоматизированной системы налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны;

3. технологический расчёт трубопроводов соединяющих вновь проектируемые объекты между собой, и с существующими сетями нефтебазы;

4. разработку решений безопасности жизнедеятельности;

5. разработку мероприятий по охране окружающей среды;

6. определение экономических показателей проекта

1. Общая часть

1.1 Краткая характеристика существующего объекта

По функциональному назначению и транспортным связям склад является перевалочно-распределительным. Нефтебаза относится к IV классу опасности для промышленных объектов и производств («Склады горюче-смазочных материалов» - санитарно-защитная зона 100 м) в соответствии с классификацией СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» (Раздел 7.1.11, п.7)

Расположение участка - п. Кремово (в северной части), Михайловский район, Приморский край (рисунок 1) .

Функциональное использование земельного участка в настоящее время: действующая нефтебаза Министерства обороны РФ.

Категория земель - земли Министерства обороны.

Требования, определенные заказчиком в задании на проектирование к реконструкции нефтебазы возможно выполнить только с расширением земельного участка. В связи с этим был выполнен доотвод территории.

Площадь участка в собственности - 9551,12 .

Рельеф площадки ровный, спланирован, частично застроен. Абсолютные отметки поверхности в пределах участка колеблются в пределах от 71,5 до 73,5 м. Общий уклон участка в северном направлении.

Инженерные сети, пересекающие площадку, частично сохраняются, частично подлежат сносу.

Подлежат демонтажу находящиеся на площадке подземный резервуарный склад, наливная площадка для автоцистерн.

Нефтебаза в пос. Кремово граничит:

С юга, севера и востока - с лугом (землями администрации п. Кремово);

С запада - территорией ФГУП МПС ДВЖД;

Рисунок 1 - Ситуационный план нефтебазы

В объеме реконструкции резервуарного парка предполагается частичная замена устаревших резервуаров на резервуары РВС 400, РВС 1000 оборудованные понтонами для сокращения потерь при хранении, строительство вновь проектируемой автоматизированной системы герметичного налива (АСН) светлых нефтепродуктов в автоцистерны с верхним наливом и в многосекционные автоцистерны типа «сигары» с нижним наливом.

Нефтебаза характеризуется по общей вместимости резервуаров как нефтебаза категории III б, согласно СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

На базу будет производиться поставка светлых нефтепродуктов (неэтилированных бензинов и дизельного топлива). Поступление нефтепродуктов на нефтебазу и вывоз производится - железнодорожными цистернами.

На основании заключения главного государственного врача филиала ФГУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии в Приморском крае" санитарно-защитная зона нефтебазы - 100м (IV класс, СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и других объектов").

Также в соответствии со СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы" минимальное расстояние до жилых домов составляет 100м для нефтебазы категории III б.

Географические характеристики территории.

Расположение участка - п. Кремово (в восточной части), Михайловский район, Приморский край.

Рельеф площадки ровный, спланирован, частично застроен. Абсолютные отметки поверхности в пределах участка колеблются в пределах от 71,5 до 73,5 м. Общий уклон участка в северном направлении. Рельеф участка ровный, спланирован с понижением в сторону р. Осиновка. Перепад естественных отметок по границам участка достигает до 2 м.

1.2 Гидрометеорологические и экологические особенности района

В данной местности преобладающими ветрами в зимний период являются ветры южного, юго-западного и западного направлений с повторяемостью 65% со средними скоростями 1.7-2.7 м/с.

В летний период отмечены ветры южного, юго-западного и юго-восточного направлений с повторяемостью 63% со средними скоростями 2.1-2.2 м/с.

Скорость ветра повторяемость превышения которой 5% - 5.1 м/с.

Повторяемость (%) метеорологических параметров, неблагоприятных для рассеивания в атмосфере загрязняющих веществ:

1) штили - 17 %;

2) слабые ветры ( 0-1м/с) - 44 %;

3) число дней с туманом - 6.4 %.

Средняя минимальная температура воздуха наиболее холодного месяца -25.8^оС, Средняя максимальная температура наиболее жаркого месяца +27.9^оС.

Коэффициент, зависящий от стратификации атмосферы для районов Дальнего Востока А=200.

1.3 Свойства грунтов

По результатам бурения, лабораторных исследований грунтов в разведанном разрезе, согласно ГОСТ 20522-96 выделено 4 инженерно-геологических элемента (ИГЭ):

ИГЭ 1 Насыпные слежавшиеся грунты: неоднородная смесь супеси, суглинка с гравием, галькой, щебнем до 10-70%, местами с примесью шлака и строительного мусора до 5-10%; маловлажные, реже влажные и насыщенные водой, до глубин 0.5-0.8 м мерзлые. Мощность слоя - 0.5-1.8 м. Расчетное сопротивление насыпных грунтов Ro - 0.10 МПа (СНиП 2.02.01-83, приложение 3, таблица 5). Плотность грунта - 1.80 г/см³ [42].

ИГЭ 2 Глины полутвердые с примесью органических веществ. В ИГЭ 2 объединены глины полутвердые и тугопластичные.

По результатам лабораторных анализов грунты слоя классифицируются как глины полутвердые. Содержание органических веществ - 0.07 д.е. Грунты высокопористые с плотностью грунта 1.85 г/см³ и коэффициентом пористости - 0.947 д.е.

Нормативные значения механических характеристик грунтов ИГЭ 2 рекомендуются по таблице Г.4 СП 50-101-2004 с учетом лабораторных компрессионных испытаний сжимаемости:

- Модуль деформации - 9.0 МПа;

- Угол внутреннего трения - 16°;

- Удельное сцепление - 0.040 МПа.

ИГЭ 3 Глины легкие, твердые. В ИГЭ 3 объединены аллювиальные глины твердые и полутвердые, близкие по физико-механических свойствам.

По результатам статистической обработки частных значений показателей физико-механических свойств, грунты слоя классифицируются как легкие глины твердые однородные. Коэффициенты вариации находится в пределах значений допустимых ГОСТ 20522-96.

Средние (нормативные) значения физико-механических характеристик грунтов ИГЭ 3:

- Естественная влажность - 20.1%;

- Плотность грунта - 2.04 г/см;

- Число пластичности - 22.3%;

- Показатель текучести - < 0;

- Коэффициент пористости - 0.605 д.е.;

- Коэффициент водонасыщения - 0.90 д.е.

- Модуль деформации - 26.0 МПа;

- Угол внутреннего трения - 20°;

- Удельное сцепление - 0.067 МПа.

ИГЭ 4 Суглинки тяжелые твердые. В ИГЭ 4 объединены суглинки твердые, полутвердые с гравием до 5-20%, с линзами и прослоями супеси или мелкого песка, мощностью до 0.05-0.2 м.

По результатам статистической обработки частных значений показателей физико-механических свойств, грунты слоя классифицируются как суглинки тяжелые твердые, однородные. Коэффициенты вариации удовлетворяют требованиям ГОСТ 20522-96.

Средние (нормативные) значения физико-механических характеристик грунтов ИГЭ 4:

- Естественная влажность - 15.9%;

- Плотность грунта - 2.06 г/см³;

- Число пластичности - 13.6%; Показатель текучести - < 0;

- Коэффициент пористости - 0.515 д.е.;

- Коэффициент водонасыщения - 0.830 д.е.

- Модуль деформации - 28.0 МПа;

- Угол внутреннего трения - 25°;

- Удельное сцепление - 0.042 МПа.

Грунты зоны аэрации по результатам химического анализа водных вытяжек согласно СНиП 2.03.11-85* (таблица 4) неагрессивны на бетонные конструкции ко всем маркам цемента; на конструкции из углеродистой стали выше уровня подземных вод - сильноагрессивные (среднегодовая температура воздуха от 0-6°; рН > 5; коррозионная активность грунтов высокая с рк < 20 ОМ.М; зона влажности - влажная и нормальная); ниже уровня подземных вод - слабоагрессивные (СНиП 2.03.11-85, таблица 28).

Коррозионная активность грунтов к углеродистой и низколегированной стали высокая, согласно ГОСТ 9.602-2005 Средняя плотность катодного тока iK > 0.20 А/м .

Коррозионная активность грунтов для свинцовых оболочек кабелей низкая, для алюминиевых - высокая по содержанию хлор-иона [23](таблицы 2; 4).

По физическим характеристикам (естественной влажности, коэффициенту водонасыщения > 0.80 д.е., коэффициенту пористости в природном и водона-сыщенном состоянии, плотности скелета) глинистые грунты участка относятся к непросадочным и ненабухающим грунтам, согласно СП 11-105-97 (п.п. 4.1.10; 4.1.13; приложение Б; п.п. 5.1.3; 5.1.5; приложение В).

По относительной деформации морозного пучения в зоне сезонного промерзания грунты ИГЭ 1 - слабо, средне- и сильнопучинистые (насыпные глинис-тые грунты насыщенные водой); ИГЭ 2 - среднепучинистые; ИГЭ 3 -слабопучинистые; ИГЭ 4 - слабо- и среднепучинистые (в случае водонасыщения линз супеси), согласно ГОСТ 25100-95, таблица Б.27.

1.4 Грузооборот и вместимость резервуарного парка

Годовой грузооборот нефтебазы после реконструкции составит 25,5 тыс т/год нефтепродуктов, в том числе:

1) неэтилированных бензинов - 13 тыс т/год;

2) дизельного топлива (зимнего и летнего) - 12,5 тыс т/год.

Принятый для реконструируемой нефтебазы грузооборот основан на анализе существующего грузооборота нефтебазы, тенденции изменения номенклатуры и их объёмов

Принятый объём резервуарного парка:

1) бензин Аи-92 - 2800 (2 резервуара по 400 , 2 резервуара по 1000 );

2) дизельное топливо (зимнее и летнее ) - 2400 (6 резервуаров по 400 )

Для приема и хранения нефтепродуктов (бензинов и ДТ) предусматриваются наземные вертикальные стальные резервуары типа РВС- 400, РВС-1000.

Для хранения бензинов принимаются резервуары с понтоном, для хранения дизельного топлива - со стационарной крышей.

На площадке реконструируемого резервуарного парка размещаются две группы резервуаров:

1-я группа - вместо существующих резервуаров по V = 400 старого образца вновь проектируемые резервуары с понтонами каждый вместимостью по 1000 с увеличением общей вместимости до 4000 - для дизельного топлива;

2-я группа - вновь проектируемые резервуары по 400 общей вместимостью 2400 для бензинов.

По видам хранящихся и транспортируемых веществ (горючие вещества), на основании Статьи 1 и Приложения 1 «Федерального закона о промышленной безопасности производственных объектов» склад является «Опасным производственным объектом».

По общей вместимости резервуаров согласно СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы» склад относится к категории III б складов нефти и нефтепродуктов.

По функциональному назначению и транспортным связям склад является перевалочно-распределительным, железнодорожно-автомобильным. В соответствии с "Нормами технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" ВНТП5-95, по годовому грузообороту относится к 4 классу нефтебаз (от 20 до 50 вкл. тыс т/год ), по номенклатуре хранимых нефтепродуктов (легковоспламеняющиеся жидкости ) склад является нефтебазой общего назначения.

1.5 Технология и организация грузовых операций

На нефтебазе предусматривается выполнение следующие технологических операций, связанных с её функциональным назначением:

1) прием, накопление и хранение нефтепродуктов, доставляемых автомобильным транспортом;

2) налив нефтепродуктов в автоцистерны - отпуск на нужды МО;

3) заправка техники МО.

К основным технологическим схемам прохождения нефтепродуктов на нефтебазе относятся:

1) «автоцистерна - насосная - наземные резервуары»;

2) «наземный резервуар - насосная - наземный резервуар»;

3) «наземные резервуары - отгрузка в автоцистерны»;

4) «наземный резервуар - насосная - заправочная колонка »;

5) «трубопровод - подземные резервуар - насосная - наземный резервуар».

Проектными решениями предусматривается двухпроводная схема обвязки резервуаров.

2. Расчетная часть

2.1 Резервуарный парк

Расчет необходимой емкости резервуарного парка выполняется в соответствии с нормами технологического проектирования, строительными нормами и правилами, руководящими документами, требованиями санитарных и противопожарных норм и правил [60].

Резервуары размещаются двумя компактными группами с коридором для прокладки труб.

Вокруг резервуаров предусматриваются защитные бетонные стенки высотой 1м, обеспечивающей сбор разлившихся нефтепродуктов в случае аварии наибольшего по объему резервуара и рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Расстояние между резервуарами в группе и между группами принимаются по СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

Так как в настоящее время эксплуатируются резервуары устаревших конструкций, не отвечающих требованиям действующих нормативно-техническим документов (Приказ Ростехнадзора от 26.12.2012 N 777, ВНТП 5-95, ГОСТ Р 52910-2008), техническими решениями предлагается демонтаж существующих резервуаров с заменой их новыми.

Принципиальная схема резервуарного парка, и план расположения представлены в графической части проекта.

Таблица 1 - Физико-химические свойства нефтепродуктов

Вид НП	Плотность при 20°C с, кг/м3	Кинематическая вязкость н, см2/с	Давл. насыщ. паров, кПа
		при 20°C	при -20°C
АИ-92	745,4	0,0072	0,0130	89,6
ДТ	850	0,006	0,0150	86,0

Задачей расчёта емкости резервуарного парка является:

1) выбор оптимального количества резервуаров;

2) определение типа резервуаров;

3) компоновка резервуаров.

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.

Кроме товарных резервуаров на территории нефтебазы устанавливаются подземные резервуары: для аварийного слива топлива из автоцистерны, для аварийного слива топлива от площадки налива топлива в АЦ, от насосной станции и для опорожнения трубопроводов.

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

Показатели	Величина в процентах
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь	всего
Количесво поступивших НП	0	3,2	8,6	7,1	9,3	9,7	13,9	15,2	13,5	15,4	3,9	0	100
Количество реализванных НП	3,1	2,8	5,3	7,2	14,6	15,6	16,1	18,2	7,1	4,6	3,3	2,1	100

Таблица 3 - Объемы месячных остатков нефтепродуктов на нефтебазах (% от годового грузооборота)

Показатели	Величина в процентах
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
Месячный остаток	-3,1	0,4	3,3	-0,1	-5,3	-5,9	-2,2	-3	6,4	11	0,6	-2,1
Сумма месячных остатков ДV	-3,1	-2,7	0,6	0,5	-4,8	-10,7	-2,9	-5,9	-9,5	1,5	2,1	0

Кроме товарных резервуаров на территории нефтебазы устанавливаются подземные резервуары: для аварийного слива топлива из автоцистерны, для аварийного слива топлива от площадки налива топлива в АЦ, от насосной станции и для опорожнения трубопроводов.

Величина страхового запаса принята в размере 10 % от среднемесячного потребления

Таблица 4 - Состав АСН после реконструкции

Параметры	I этап. Верхний налив	II этап. Нижний налив
Количество наливных островков	3	1
Количество наливных постов на острове	2	5

Определим проектный объем резервуарного парка ( в % от годового грузооборота нефтебазы.

, (1)

где - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц.

,

.

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

Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы:

 , (2)

где - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы;

- годовой грузооборот нефтебазы по данному нефтепродукту, т/год;

- годовой грузооборот нефтебазы, т/год;

;

Находим массу хранимого нефтепродукта:

, (3)

где - масса хранимого на нефтебазе продукта, т;

- суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т.

,

Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе:

, (4)

где - объем хранимого нефтепродукта,

- плотность нефтепродукта при С, т/;

;

.

С учетом коэффициента использования емкости резервуара, приведенного в Таблице 5, норма запаса является расчетной вместимостью (емкостью) резервуарного парка (резервуара) для каждой марки (сорта) нефтепродукта, которая определяется по формуле (5)

, (5)

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

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

- коэффициент использования емкости резервуара [60].

Таблица 5 - Рекомендуемые величины

Емкость резервуара	Коэффициент использования емкости в зависимости от типа
	без понтона	с понтоном	с плавающей крышей
До 5000 м3 вкл.	0,85	0,81	0,80
от 10000 до 30000 м3	0,88	0,84	0,83

-для марки нефтепродукта Бензин Аи-92:

;

- для марки нефтепродукта Дизельное топливо (летнее):

.

Полная расчетная вместимость резервуарного парка:

;

Расстояние между резервуарами в каждой группе резервуаров и между группами принимаем по СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

Все резервуары оборудуются необходимой дыхательной арматурой, приборами автоматической защиты от перелива, термоизвещателями пожара и другими приборами контроля температуры, уровня нефтепродукта и т.п. Поверхности резервуара окрашиваются светлой краской для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при нагреве солнечными лучами.

2.1.1 Компоновка резервуаров в резервуарный парк

При проектировании резервуарного парка следует руководствоваться СНиП 2.11.03-93 [45] в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара.

При проектировании резервуарного парка, не зависимо от вида хранимой жидкости, допустимая общая номинальная вместимость группы резервуаров не должна превышать 200 тыс. и минимальное расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе равно 30 м [32].

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусмотреть замкнутое земляное обвалование.

Наземные резервуары объемом 400 м³ и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью до 4000 м³ каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами таких соседних групп следует принимать 15 м.

Расстояние от этих резервуаров до резервуаров объемом более 400 м³ следует принимать по табл. 6 СНиП 2.11.03-93, но не менее 15 м.

Для приема и хранения нефтепродуктов (бензинов и дизельного топлива) предусматриваются наземные вертикальные стальные резервуары типа РВС- 400 со стационарной крышей.

На площадке реконструируемого резервуарного парка размещаются две группы резервуаров.

Откачивание нефтепродуктов из аварийной емкости производится агрегатом электронасосным полупогружным Н-1В непосредственно в резервуарный парк в соответствующие резервуары (по типу нефтепродукта).

2.2 Гидравлический расчет трубопроводов

Проектируемый резервуарный парк состоит из 8 резервуаров РВС-400 и 2 РВС-1000 для обеспечения надежности приема, хранения и перевалки нефтепродуктов на нефтебазе.

Перед гидравлическим расчётом трубопроводов выполняют технологический план нефтебазы, по которому определяют отметки и плановое положение любого трубопровода и получают данные, необходимые для гидравлического расчёта. Расчёт ведут исходя из максимальных расходов приёмо-раздаточных устройств (нефтепричалов, железнодорожных эстакад и др.), заданной производительности (грузооборота), вязкости и плотности нефтепродуктов и разности отметок основных технологических сооружений (резервуаров, насосных станций). В процессе гидравлического расчёта трубопроводов определяют обычно оптимальный диаметр трубопроводов, исходя из обеспечения заданной производительности перекачки с учётом потерь напора, и производят подбор насосно-силового оборудования.

Расчёт начинают с определения наибольшего расстояния перекачки и наибольшей высоты подачи нефтепродукта при заданной производительности для каждого сорта нефтепродуктов, а также низшей температуры перекачиваемого нефтепродукта для данной местности.

Для бескавитационной работы насоса необходимо обеспечить условия, при которых давление на входе в насос было бы больше критического, т. е. больше давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости. Для предотвращения явления кавитации необходимо, чтобы удельная энергия потока (отнесенная к оси рабочего колеса насоса) была достаточной для обеспечения скоростей и ускорений в потоке при входе в насос и преодоления гидравлических сопротивлений без падения местного давления до значений, ведущих к образованию кавитации.

Для каждого насоса экспериментально устанавливается минимальное значение кавитационного запаса. Но в технической характеристике насоса указывается значение допустимого кавитационного запаса, т.е. такого кавитационного запаса, который надежно обеспечивает работу насоса без изменений его основных технических показателей.

Таким образом, необходимо подобрать диаметр трубопровода всасывающей линии таким образом, чтобы напор на входе в насос превышал бы давление насыщенных паров на величину допустимого кавитационного запаса или более.

Внутренний диаметр рекомендуется принимать не менее 50 мм. Среднюю скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам можно брать по таблице 5. Приведённые в ней значения скорости являются ориентировочными и окончательно принимаются после гидравлического расчёта и технико-экономического обоснования.

Предварительно внутренний диаметр трубопроводов подбирается по формуле:

(6)

Где Q- напор, м³/ч;

- скорость движения продукта, м/с.

Таблица 6 - Средняя скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам в зависимости от вязкости

Вязкость	Рекомендуемая средняя скорость, м/с
Условная, ВУ	Кинематическая, см2/с	На линии всасывания	На линии нагнетания
1ч2	0,010ч0,115	1,5	2,5
2ч4	0,115ч0,277	1,3	2,0
4ч10	0,277ч0,725	1,2	1,5
10ч20	0,725ч1,459	1,1	1,2
20ч60	1,459ч4,385	1,0	1,1
60ч120	4,385ч8,722	0,8	1,0

По предварительно определённому диаметру трубопровода, скорости и вязкости устанавливается число Рейнольдса, а затем определяется коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора на трение.

(7)

(8)

где v -- скорость потока (средняя по сечению), м/с;

d -- внутренний диаметр трубопровода, м;

н -- кинематическая вязкость нефтепродукта, м²/с.

 (9)

где е -- относительная шероховатость трубопровода.

(10)

где Д = 0,15 мм -- абсолютная шероховатость.

Потери напора на трение по длине трубы и преодоление местных сопротивлений определяются по следующей формуле.

(11)

(12)

где l_экв -- эквивалентная длина.

Потери напора на трение складываются из равномерно распределённых по длине всего трубопровода потерь и потерь в местных сопротивлениях. Местные сопротивления при расчётах можно заменить эквивалентной им длиной трубопровода, она вычисляется по формуле

(13)

где -- сумма коэффициентов местных сопротивлений по трассе трубопровода.

Далее представлена таблица коэффициентов местных гидравлических соединений.

Таблица 7 - Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений

Участок	Коэффициент
Местное сопротивление	1,1
Выход из резервуара без хлопушки	0,5
То же, через хлопушку	0,9
То же, через подъёмную трубу с шарниром	2,2
Колено под 45° сварное	0,3
То же, 90° сварное с одним швом	1,3
То же, с двумя швами	0,69
Отвод с радиусом закругления R = 2d	0,5
То же, R = (3 ч 5)d	0,25
Задвижки (всех диаметров)	0,5
Вентиль обыкновенный Dу = 15 мм	16
То же, Dу = 20 мм	10
То же, Dу = 25ч40 мм	9
То же, Dу = 50 мм и более	7
Вентиль с наклонным шпинделем Dу = 15 ч 25 мм	3
То же, Dу = 50 мм	2
Кран проходной Dу = 15 мм	4
То же, Dу = 20 мм и более	2
Обратный приёмный клапан Dу = 40 мм	4,1
То же, Dу = 50 мм	4,6
То же, Dу = 80 мм	6
Счётчик	10ч15
Кран отпускной Dу = 25 мм	15
Обратный приёмный клапан с сеткой Dу = 50 мм	3,5
Обратный питательный клапан	8
Обратный клапан-хлопушка	1,3
Компенсатор сальниковый	0,5
Компенсатор П-образный	2
Компенсатор линзовый	0,3
Фильтр односетчатый для светлых нефтепродуктов	1,7
То же, для тёмных нефтепродуктов	2,2
Тройник на проход	1,1
Тройник с поворотом	1,3
Тройник на слияние	3

Необходимый напор насоса, м:

(14)

где h_тр -- потери напора на трение;

h_ск -- скоростной напор;

Дz -- разность отметок конечного и начального пунктов перекачки (принимается максимальная разность отметок уровня нефтепродукта в резервуаре и напорного патрубка насоса).

(15)

На основании результатов гидравлического расчёта по требуемым подаче и напору подбирается насос, а затем по его характеристикам определяется действительная подача для данного трубопровода. При расчёте сложных систем трубопроводов, т.е. трубопроводов с ответвлениями при изменяющихся по длине диаметрах, исходят из следующего:

Потеря напора в трубопроводе, состоящем из ряда последовательных участков с разными диаметрами труб, определяется как сумма потерь на всех участках трубопровода.

Потери напора для каждого участка системы трубопроводов, состоящей из нескольких параллельно включённых участков, по которым происходит перекачка нефтепродуктов, будут равны между собой, а подача -- равна сумме подач по каждому трубопроводу.

Потери напора для системы разветвлённого трубопровода при одинаковой подаче в каждый резервуар определяются следующим образом: сначала определяется диаметр и потеря напора по наиболее протяженному трубопроводу, а затем по каждому из участков трубопроводов, которые ответвляются от этого наиболее протяженного трубопровода.

Потери напора в кольцевой системе трубопроводов, когда нефтепродукт может быть подан в одну точку по двум и более трубопроводам, вычисляют исходя из положения, что сопротивления линий между точками разветвления трубопроводов должны быть одинаковыми.

Для примера рассчитаем диаметры трубопровода для перекачки бензина АИ-92.

Таблица 8 - Основные параметры бензина АИ-92

Плотность при 20 °C, кг/м3	Вязкость при 20 °C, см2/с	Вязкость при -20 °C, см2/с	Давление насыщенных паров, кПа
АИ-92	745,4	0,0072	0,0130

Всасывающая линия.

Для слива бензина АИ-92 из автоцистерн применяется насос КМ 100-80-190 представлен рисунке 2. За расчётную подачу номинальную подачу более производительного насоса (Q₆ = 90 м³/ч).

Рисунок 2 - Насос КМ 100-80-190

Определяем диаметр трубопровода в первом приближении.

,

Выбираем по номенклатуре ближайший диаметр -- 100 мм.

Далее ведётся расчёт по приведённым выше формулам.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

Остаточный напор перед насосом вычисляется по формуле

,

Для обеспечения стабильной работы насоса, необходимо обеспечить напор во входном патрубке, равный

,

Так как напор на входе в насос превышает минимально допустимый, диаметр подобран верно.

Напорная линия.

Напорная линия бензина АИ-92 предназначена как для слива из автоцистерн, так и для внутрипарковой перекачки. Внутрипарковая перекачка всех нефтепродуктов, хранимых на данной нефтебазе, может осуществляться как насосами КМ 100-80-190, так и насосами УСР-150. Гидравлический расчёт ведётся по максимальной подаче. Поэтому в качестве расчётной подачи принимаем номинальную подачу насоса КМ 100-80-190, равную 90 м³/ч.

,

Принимаем диаметр 150 мм.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

Потери напора на напорной линии составляют 23,640 м. Это не превышает номинального напора насоса, равного 35 м. Для того чтобы насос работал в номинальном режиме, необходимо чтобы суммарные потери напора по всей трассе трубопровода равнялись сумме подпора насоса и создаваемого им напора. Чтобы создать недостающее сопротивление можно использовать дросселирование задвижкой. Тогда подача в трубопроводе будет равна номинальной подаче насоса и это обеспечит его устойчивую работу и максимальный КПД.

Все расчёты диаметров трубопроводов сведены в таблицы.

Из проведённых расчётов и технологической схемы видно, что на нефтебазе прокладываются трубопроводы трёх диаметров: 100-150 мм. Общая протяженность технологических трубопроводов составляет 4300 м, в том числе.

По типу привода данные задвижки разделяются:

1. С ручным приводом -- 38 шт.;

2. С электроприводом -- 142 шт.

Таблица 9- Основные характеристики нефтепродуктов

Вид НП	Плотность при 20°C с, кг/м3	кинематическая вязкость н, см2/с	Давл. насыщ. паров, кПа
		при 20°C	при -20°C
АИ-98	737,6	0,0072	0,0130	94,6
АИ-95	746,8	0,0072	0,0130	99,5
АИ-92	745,4	0,0072	0,0130	89,6
ДТ	840,1	0,0472	0,1500	86,00
экологическое	854,7	0,0801	0,2640	85,00

Таблица 10 - Местные сопротивления на всасывающих линиях насосов, установленных в насосной станции

Перекачиваемый нефтепродукт	выход из резервуара с хлопушкой	поворотов под 45°	поворотов под 90°	тройников на проход	тройников с поворотом	тройников на слияние	задвижек	Уо
АИ-92	0	2	9	5	3	8	4	42,21
ДТ	0	2	7	4	1	8	4	37,13
ДТ (аварийная перекачка)	1	0	15	6	4	0	5	25,55

Таблица 11 - Гидравлический расчёт всасывающих линий насосов, установленных в насосной станции

Вид НП	Q, м3/ч	d, мм	V, м/с	Re	л	lгеом, м	lэкв, м
1	2	3	4	5	6	7	8
АИ-92	90	150	1,56	299266	0,0187	187	566
ДТ	90	150	1,56	25936	0,0262	201	354

Вид НП	lпр, м	hтр, м	hск, м	Дz, м	h, м	остаточный напор перед насосом, м	необходимый напор перед насосом, м
1	9	10	11	12	13	14	15
АИ-92	753	6,935	0,123	-2,340	4,718	9,139	5,912
ДТ	555	7,181	0,123	-2,340	4,964	7,330	5,900

Таблица 12 - Местные сопротивления на напорных линиях насосов, установленных в насосной станции

Перекачиваемый нефтепродукт	поворотов под 90°	тройников на проход	тройников с поворотом	задвижек	вход в резервуар с хлопушкой	Уо
АИ-92	10	4	4	4	1	19,4
ДТ	12	5	2	4	1	19,28

Таблица 13 - Гидравлический расчёт напорных линий насосов, установленных в насосной станции

Вид НП	Q, м3/ч	d, мм	V, м/с	Re	л	lгеом, м	lэкв, м
1	2	3	4	5	6	7	8
АИ-92	90	200	2,43	374082	0,0192	219	202
ДТ	90	150	2,43	32420	0,0254	241	152

Таблица 14 - Местные сопротивления на всасывающих линиях насосов пункта налива автоцистерн

перекачиваемый нефтепродукт	выход из резервуара с хлопушкой	поворотов под 45°	поворотов под 90°	тройников на проход	тройников с поворотом	задвижек	Уо
АИ-92	1	1	15	3	2	3	18,95
ДТ	1	1	15	4	3	3	21,35

Таблица 15 - Гидравлический расчёт всасывающих линий насосов пункта налива автоцистерн

Вид НП	Q, м3/ч	d, мм	V, м/с	Re	л	lгеом, м	lэкв, м
1	2	3	4	5	6	7	8
АИ-92	200	100	1,77	272060	0,0196	223	194
ДТ	200	150	1,13	18863	0,0280	220	191

Вид НП	lпр, м	hтр, м	hск, м	Дz, м	h, м	остаточный напор перед насосом, м	необходимый напор перед насосом, м
1	9	10	11	12	13	14	15
АИ-92	417	6,501	0,159	-0,905	5,755	8,101	4,512
ДТ	411	3,003	0,065	-0,905	2,164	10,131	4,500

Теперь, построим графики характеристик рассматриваемых трубопроводов, и совместим их с Q-H графиками насосов КМ 100-80-190. Найдём точки пересечения графиков и тем самым определим рабочие точки этих насосов, при их работе на данных линиях. Графики представлены на рисунках 3 и 4.

Рисунок 3 - График определения рабочих точек насосов КМ 100-80-190 для перекачки бензинов



Рисунок 4 - График определения рабочих точек насосов КМ 100-80-190 для перекачки ДТ

2.3 Автоматизированный налив в автоцистерны

Согласно техническому заданию в реконструкции нефтебазы предусматривается строительство вновь проектируемой автоматизированной системы герметичного налива (АСН) светлых нефтепродуктов в автоцистерны с верхним наливом и в многосекционные автоцистерны типа «сигары» с нижним наливом.

Вместимость наполняемых автоцистерн:

- с верхним наливом - от 1 м³ до 32 м³;

- с нижним наливом - от 12 м³ до 32 м³.

Характеристика автоцистерны типа «сигары»:

- вместимость одного отсека - 4-9 м³;

- количество отсеков - 5.

В ТЭО предусмотрена этапность постепенного перехода АСН с системы верхнего налива на нижний налив.

Состав АСН после реконструкции приведен в Таблице 16.

Таблица 16 - Состав АСН после реконструкции

Параметры	I этап. Верхний налив	II этап. Нижний налив
Количество наливных островков	3	1
Количество наливных постов на острове	2	5

Техническими решениями для вновь проектируемой автоматизированной системе налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны предусмотрено:

1) АСН с четырьмя наливными островками модульного типа:

- три островка для верхнего герметичного налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны с измерительными комплексами АСН-5ВГ (Рисунок 4), модуль Dy100, Q=90 м³/ч;

- один островок для нижнего герметичного налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны на пять стояков с измерительными комплексами АСН-8ВГ, модуль Dy100, Q=90 м³/ч.

Рисунок 4 - Автоматизированная система герметичного налива (АСН)

2) подача на АСН нефтепродуктов каждой марки из резервуарного парка местного отпуска светлых нефтепродуктов производится по индивидуальным коллекторам;

3) оборудование наливных островков шлагбаумами, предотвращающими возможность выезда заполненных нефтепродуктами автоцистерн с опущенными в их горловины наливными устройствами;

4) пропарка паром оборудования и трубопроводов АСН при подготовке к ремонту. Сбор дренажных продуктов и стоков от пропарки - в проектируемую дренажную емкость.

2.4 Насосная светлых нефтепродуктов

В настоящее время слив светлых нефтепродуктов из автоцистерн на эстакаде осуществляется с помощью насосов, расположенных в насосной.

Согласно техническому заданию взамен существующей насосной светлых нефтепродуктов предусматривается вновь проектируемая насосная.

Техническими решениями в насосной светлых нефтепродуктов предусмотрены:

1) демонтаж существующего физически устаревшего оборудования насосной №1;

2) расположение насосного оборудования во вновь проектируемой закрытой насосной;

3) применение для охлаждения насосов незамерзающей жидкости;

4) установка на нагнетательных трубопроводах насосов обратных клапанов для предотвращения перемещения транспортируемых нефтепродуктов обратным ходом;

5) установка на всасывающих и нагнетальных коллекторах насосов отключающей арматуры с дистанционным управлением (с электроприводом);

6) пропарка паром оборудования и трубопроводов при подготовке к ремонту;

7) опорожнение коллекторов и трубопроводов эстакады от нефтепродуктов с помощью вакуума, создаваемого вакуум насосами ВН-1,2;

8) применение для аварийной перекачки светлых нефтепродуктов насоса КМ 100-80-190;

9) сбор дренажных продуктов и стоков от пропарки в дренажную емкость Е-1Д.

Выбор типа и количества насосного оборудования для слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн выполнен исходя из:

1) физико-химических и коррозионных свойств перекачиваемых нефтепродуктов (вязкость, давление насыщенных паров);

2) необходимой подачи нефтепродукта;

3) режима перекачки (постоянный или переменный);

4) обеспеченности нефтебазы электроэнергией и паром;

5) возможности перекачки различных марок нефтепродуктов без смешения и потери качества.

Результаты расчета количества и требуемой производительности насосов для слива светлых нефтепродуктов из авто цистерн приведены в таблице 17.

Таблица 17 - Расчет количества и требуемой производительности насосов для слива светлых нефтепродуктов из авто цистерн

Наименование операции	Полезный объем цистерны, м3	Количество одновременно разгружаемых цистерн	Нормируемое время слива, мин [2]	Часовая производительность разгрузки, м3	Характеристика принятого насосного оборудования
					Тип	Количество, шт. рабочий
1	2	3	4	5	6	7
Слив из цистерны:
ДТ	71,7	2	80	430	КМ 100-80-190	2
бензин	83,9	2	80	378	КМ 100-80-190	4

2.5 Отпуск бензинов и ДТ при отпуске в автоцистерны

Выбросы паров нефтепродуктов, выделяющихся в атмосферу при заполнении автоцистерн, определяются по формуле:

, (16)

, (17)

где - максимальная концентрация паров нефтепродуктов в выбросах паровоздушной смеси при заполнении резервуара, г/м³; принимается по «Методическим указаниям по определению выбросов загрязняющих веществ из резервуаров» [45]; для бензинов =1,86 г/м³, для ДТ =580 г/м³.

- объем нефтепродукта, поступающего из резервуара в автоцистерну, принимается равным производительности закачки в резервуар, м³; =30 м³/ч.

- количество нефтепродуктов, отпущенных в течение осенне-зимнего периода, м³; для бензинов =24666,5 м³; для ДТ =21384,5 м³.

- количество нефтепродуктов, отпущенных в течение весенне-летнего периода, м³; для бензинов =24666,5 м³; для ДТ =21384,5 м³

- концентрация паров нефтепродуктов в выбросах нефтепродуктов, соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды, г/м³; принимается по [13]: для бензинов (оз) = 250 г/м³, (вл) = 310 г/м³; для ДТ (оз) = 0,98 г/м³, (вл) = 1,32 г/м³.

n - количество автоцистерн, заправляющихся одновременно (n=2).

Для бензинов:

,

,

Для ДТ:

,

,

Суммарный выброс в атмосферу составит:

,

2.7 Подбор оборудования установки рекуперации паров

Для сокращения потерь нефтепродуктов согласно заданию требуется предусмотреть систему рекуперации паров светлых нефтепродуктов в составе автоматической системы налива.

Выбор определенных методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведется по технико-экономическим расчетам, основой которых является величина годовых потерь.

Требуемые технические характеристики установки рекуперации паров:

1) улавливание газов «дыхания», образующихся при наливе нефтепродуктов в автоцистерны:

2) - максимальная часовая производительность - 300 нм³/ч;

3) - концентрация углеводородов на выходе - 35 г/м³.

Для улавливания паров бензина из паровоздушной смеси, вытесняемой из автомобильных цистерн при их наполнении, предусматривается установка АСУР-ПБ-120 (рисунок 5). Полнота улавливания при температуре абсорбента 0⁰С составляет 92%.

Рисунок 5 - Пневмогидравлическая схема установки АСУР-ПБ-120-

3. Технологическая часть

3.1 Состав объектов нефтебазы

В состав нефтебазы входят следующие производственные объекты :

1) продуктовая насосная станция с электрощитовой и помещением для машиниста;

2) резервуарные парки хранения топлива;

3) станция верхнего налива топлива в АЦ;

4) операторная налива топлива в АЦ;

5) резервуары аварийного слива топлива из АЦ и опорожнения трубопроводов.

6) установка для улавливания и рекуперации паров бензина с подземным резервуаром для дизельного топлива

К вспомогательным объектам, необходимым для нормального функционирования нефтебазы, относятся :

1) вспомогательный блок в составе:

2) административно-бытовой корпус;

3) теплая стоянка на 3 автомобиля;

4) бойлерная;

5) помещение для мотопомпы и пожарного инвентаря;

6) склад;

7) резервная дизель - генераторная

8) операторская налива топлива в АЦ с постом охраны;

9) блок автомой

10) автомобильные весы

11) закрытые очистные сооружения дождевых вод;

12) закрытые очистные сооружения дождевых вод;

13) открытая площадка для стоянки топливозаправщиков;

14) противопожарные водоемы.

3.2 Перекачка нефтепродуктов в резервуары

3.2.1 Последовательная перекачка, способы контроля

Разрешение на перекачку, связанную с наполнением или опорожнением резервуара, дается только после проверки правильности открытия или закрытия соответствующих задвижек, необходимых для данной операции. Открытие задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов [52]. Во время перекачки должно быть постоянное сообщение работающего насоса с резервуарной емкостью.

Для каждого резервуарного парка следует разработать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефтепродукта. При обнаружении каких-либо ненормальностей при наполнении или опорожнении резервуара (по данным замерам) перекачку немедленно останавливают. Когда же до предельного заполнения остается 1-1,5 м взлива, производительность перекачки должна снижаться до минимума во избежание перелива. Это достигается прикрытием коренной задвижки или напорной задвижки у насоса. Запрещается наполнять резервуары нефтепродуктами выше установленного максимального предела заполнения.

Максимальная допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров ограничивается пропускной способностью дыхательной арматуры, допустимой производительностью истечения нефти через приемо-раздаточные патрубки (при опорожнении), максимально допустимой скоростью потока через приемо-раздаточные патрубки (при заполнении) [52].

Расход паровоздушной смеси через дыхательную арматуру не должен превышать 0,85 от минимальной пропускной способности клапанов по внутреннему избыточному давлению. За максимально допустимую производительность заполнения и опорожнения резервуара принимается меньшая из производительностей, рассчитанная по вышеуказанным ограничительным показателям [60].

В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения):

1) во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм. вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

2) предохранительные клапаны должны отрегулированы на давление 2,3 кПа (230 мм. вод. ст.) и вакуум 0,4 кПа (40 мм. вод. ст.);

3) на резервуаре с понтоном при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм. вод. ст.) [52].

3.2.2 Пуск и остановка насосов

3.2.2.1 Пуск и остановка центробежных насосов в насосной

Запрещается запускать агрегат при следующих условиях:

1) при незаполненном жидкостью насосе;

2) без включения приточно-вытяжной вентиляции;

3) при попадании нефтепродукта в маслосистему;

4) при наличии других технологических нарушений, причины которых не выяснены.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при следующих условиях:

1) при нарушении герметичности соединений;

2) с неисправным обратным клапаном.

При подготовке к пуску насоса следует выполнить следующие операции:

1) необходимо залить насос и всасывающую трубу нефтепродуктом;

2) проверить, закрыт ли кран манометра.

При пуске насоса в ход когда насос разовьет полное число оборотов, а манометр покажет соответствующее давление, немедленно следует открыть задвижку на напорном трубопроводе, приняв оптимальное давление.

Остановка насосов производится следующими операциями:

1) медленно закрыть задвижку на напорном трубопроводе, переведя таким образом насос на холостой ход;

2) выключить двигатель;

3) закрыть кран у манометра [63].

Аварийная остановка насосного агрегата должна быть осуществлена оперативным персоналом при:

1) угрозе затопления или нарушении герметичности оборудования, технологических трубопроводов;

2) загорании, появления дыма или искрения вращающихся деталей;

3) попадании нефтепродукта в маслосистему;

4) угрозе несчастного случая [63].

В процессе эксплуатации насосных агрегатов должны периодически отбираться пробы масла и производиться химический анализ. Периодичность проведения анализов должна быть установлена не реже одного раза в квартал. Независимо от сроков, указанных в инструкции завода-изготовителя маслоустановки, масло должно быть заменено свежим при выявлении одного из признаков:

1) обнаружение в нем нефтепродукта;

2) содержание воды свыше 0,25 %;

3) содержание механических примесей свыше 1,5 %;

4) температуре вспышки по Бринкеру ниже 150 ⁰С [13].

3.2.2.2 Пуск насосов на эстакаде при заполнении горизонтальных резервуаров

Запрещается запускать агрегат при следующих условиях:

1) при незаполненном жидкостью насосе;

2) работа агрегата с плохой центровкой;

3) при закрытой напорной задвижке;

4) при наличии других технологических нарушений, причины которых не выяснены.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат нарушении герметичности соединений;

При подготовке к пуску насоса следует выполнить следующие операции:

1) необходимо залить насос нефтепродуктом;

2) направление вращения вала должно совпадать с направлением стрелки на напорной секции насоса.