1. Порядок проектирования маг тдов

• Название: 1. Порядок проектирования маг тдов
• Анкор: GOSNIKI_7_raspechatat_novye_isprav.doc
• Дата: 01.04.2018
• Размер: 12.69 Mb.
• Имя файла: GOSNIKI_7_raspechatat_novye_isprav.doc
• Тип: Документы; #17501
• страница: 14 из 17

Физ-хим. св-ва: Плотность- кол-во покоящейся массы в ед. объема. (кг/м³). Плотность нефтей и нефтепродуктов, величина аддитивная.<sub>;

Удельный вес - вес единицы объёма. γ=ρg</sub>

Давление насыщенных паров – это давление пара находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и в соотношении объема фаз. Давл. нас. паров нефти и НПР по закону аддитивности определять нельзя.

Закон Дальтона-Рауля x_iP_si=y_iP_см; k- константа фазового равновесия, x_i-мольная концентрация, y_i-мольная концентрация в паровой фазе,P_см-общее Р смеси, P_si-Р нас.паров чистого компонента.

Вязкость – способность сопротивляться взаимному перемещению слоев жидкости. Единицей динамической вязкости ŋ яв-ся сила необходимая для поддержания разности скоростей равной 1 м/с между двумя параллельными слоями жидкости, площадью 1 м₂ находящимися на расстоянии 1 м друг от друга. (Н∙с/м₂ , Па ∙ с , ПЗ)

Кинемат. вязкость ν = ŋ/ρ ( мм²/ с, сСт). 1 Ст = см²/с, 1 сСт = мм²/с. Вязкость не яв-ся аддитивным свойством.

Теплофиз. св-ва: Теплота испарения (скрытая теплота) - это кол-во тепла расходуемое на превращение в пар 1 кг жидкости при температуре кипения(кДж/кг).

Теплота конденсации – кол-во тепла выделяющееся при конденсации пара в жидкость (численно равна скрытой теплоте испарения).

Теплота сгорания (теплотворная способность) – кол-во тепла выделяемое при полном сгорании топлива (для нефти 42∙ 10³ кДж/кг).

Теплота плавления – кол-во тепла, поглощенное 1 кг тв.тела, когда оно при Т плавления превращается в жидкость.

Температура застывания - Т при котор. продукт теряет свою подвижность.

Т кристаллизации – Т при кот начинается выпадение УВ (в основном парафина), сопровождается помутнением и изменением вязкостных хар-к.

Пожаровзрывоопасность хар-ся способностью смесей и их паров с воздухом воспламенятся и взрываться. Пожароопасность НПР определяется величинами Т вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Т вспышки - Т при котор. смесь нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня, но сам НПР не загорается. Могут быть ЛВЖ(авто и авио бензины, спирты, керосин) с Т_всп< 61^оС, и горючие (диз. топлива, масла) с Т_всп более 61. ЛВЖ с Т_всп<45^о яв-ся пожароопасными. Т воспламенения – Т при котор. загораются не только газы но и сам НПР. В зависимости от Т_воспл установлено 5 групп пожароопасных смесей: >450^оС, 300-450^о, 200-300^о, 135-200^о, 100-135^о. Т самовоспламенения - Т при котор. быстро нарастают хим. реакции и НПР загорается контактируя с воздухом без подноса пламени.

Т кипения – Т при котор. происходит переход из жидкого состояния в пар не только с поверхности, но и по всему объему. Теплоемкость – кол-во тепла необходимое для нагрева 1 кг на 1⁰ С. Энтальпия (теплосодержание) . Под удельной энтальпией при Т₁ понимают кол-во тепла, котор. необходимо на нагрев 1 кг от 0⁰ С до Т₁. Энтальпия НПР в паровой фазе слагается из кол-ва тепла, расходуемого на нагрев жид-ти от 0 до Т кипения, его испарения и нагрев паров от Т кипения до заданной Т.

При транспорте, хранении нефти и газа имеют место 3 основных вида теплообмена: 1.Тепловое излучение – теплообмен между телами находящимися на расстоянии друг от друга по средствам лучистой энергии носителем которой яв-ся электромагнитные колебания. 2.Конвенция – перенос теплоты перемешиванием и перемещением частиц вещества. 3.Теплопроводность - молекулярный процесс распределения теплоты внутри вещества от более нагретых к менее нагретым.

Фракционный состав. Разделение многокомпонентных смесей на части состоящей из УВ близких по составу, котор. принято называть фракциями, наз-ся фракционированием. Фракц. состав обычно определяют простой перегонкой или ректификацией. Ректификация – разделение жидких смесей на практически чистые компоненты, отличающиеся Т кипения путем многократных испарений жидкости и конденсации паров.

При перегонке нефти имеющей типичный состав можно получить: бензиновых фракций – 31%, керосиновых-10%, дизельных-51%, базового масла – 20%, и мазут – 15%. В процессе перегонки составляющие компоненты отделяются в порядке возрастания Т кипения. Бензин выкипает при 35-205^о, керосин 150-315^о, дизель 180-420^о, тяжелые масляные дестиляты 420-490^о, остаточные масла выше 490⁰ С. При Т кипения до 370 перегонка ведется при атмосферном давлении, при более высоких Т в вакууме или с применением водяного пара.

2.Классификация нефтебаз. Основные сооружения НБ. Основные и вспомогательные операции, проводимые на НБ

Нефтебазами наз-ся предприятия из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приёма, хранения и оптпуска НПР потребителям.

Согласно СНиП по суммарной вместимости делятся на 3 категории: I общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м³; II - то же свыше 20 000 м³ по 100 000 м³;III -по 20 000 м³;

По принципу оперативной деятельности НБ делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределитель­ные. Перевалочные НБ предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Раз­мещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачи­вающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно иг­рает перевалочная НБ. Распределительные НБ предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на опе­ративные НБ, входящие в зону влияния НБ сезонного хранения. Перевалочно-распределительные НБ совмещают функции перевалочных и распределительных НБ. По транспортным связям НБ делятся на железнодо­рожные, водные (речные, морские), водножелезнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом. По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают НБ общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.

К основным операциям относятся: прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу желез­нодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них; хранение НПР в резервуарах и тарных хранилищах; отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам; замер и учет нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся: очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов; смешение масел и топлив; регенерация отработанных масел; изготовление и ремонт тары; ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.

Территория нефтебазы разделена на зоны и участки. Основные зоны:

1.Производственная (включает участки ж/д, водных и авто операций);

2.Подсобная зона (включает участки: очистных сооружений, водоснабжения и противопожарной защиты, подсобных зданий и сооружений, внешнего энергоснабжения, административно-хоз. зданий и сооружений);

3.Резервуарный парк (участок хранения НПР).

Участок ж/д операций: ж/д тупики, сливо-наливные эстакады, нулевые резервуары, насосная станция, лаборатория, помещение для отдыха наливщиков, хранилище НПР в таре, площадка для приема и отпуска НПР в таре.

Участок водных операций: причалы, стационарные и плавучие насосные станции, лаборатория, операторная.

Участок авто операций:автоэстакады и автоколонки для отпуска в автоцистерны, разливочные и расфасовочные для налива в бочки и бидоны, склады для хранения расфасованных НПР и тары, погрузочные площадки для автотранспорта.

Участок очистных сооружений: нефтеловушки, флотаторы, отстойники, иловые площадки, шламонакопители, насосная, береговая станция по очистке балластных вод.

Участок водоснабжения и противопожарной защиты: водопроводные и противопожарные насосные станции, резервуары и водоемы противопожарного запаса, помещения для хранения противопожарного оборудования.

Участок подсобных зданий и сооружений: котельная, гараж, мех. мастерские, склады материалов оборудований и запасных частей.

Участок внешнего энергоснабжения: трансформаторная подстанция.

Участок административно-хозяйственных зданий: контора, проходные, аккумуляторные, сооружения связи, бытовые помещения.

Участок хранения НПР: резервуары, насосные, обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие разливу НПР при повреждении резервуаров.
3. Классификация резервуаров: по назначению, по материалу, по генеральному конструктивному решению, по расположению относительно планировочной высотной отметки, по технологическому режиму эксплуатации, по оперативному использованию, по величине избыточного давления, по температурному режиму. Классы опасности резервуаров.

Резервуары – это емкости, использующиеся для приема, хранения, учета, технологической обработки и отпуска разл. жидкостей (нефти, н/п, сжиженного газа СГ, хим. продуктов, воды и т. д.).

Резервуары можно классифицировать по следующим признакам:

По назначению: нефтяные (нефть и н/п), для специальных хим.продуктов, для СГ, водяные и др.

Нефтяные подразделяются на:

- резервуары для нефти и светлых н/п;

- резервуары для темных н/п;

- емкости для сбора и хранения нефтесодержащих жидкостей (подтоварной воды, нефтешламов)

Водяные: для питьевой воды; для воды технологического назначения; для противопожарных запасов.

По материалу, из которого они изготовлены: металлические, ж/б, каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые и горные в различных горных породах;

По генеральному конструктивному решению: цилиндрические; вертикальные; сферические; прямоугольные или многоугольные; емкости сложных форм (каплевидные, торовые, в виде оболочек «подушек»);

По расположению относительно планировочной высотной отметки:

- надземные – когда днище емкости находится ниже планировочной отметки Zпо;

- наземные – отметка днища равна планировочной отметке Zд=Zпо или отметке естественного основания Zо;

- подземные – если разность между Zпо и макс. уровнем Zmax продукта в резервуаре больше 0,2 м, если менее 0,2 м то резервуары – полузаглубленные.

По технологическому режиму эксплуатации: оперативное использование; рабочее избыт давление и вакуумметрическое давление; рабочий температурный режим.

По оперативному использованию:

- для постоянного выполнения технологических операций;

- для длительного хранения;

- для смешения;

- резервуары-отстойники и др.

По величине избыточного давления:

- атмосферные Рs=0;

- низкого давления Рs≤2 кПа;

- повышенного избыт давления 2-7кПа;

- высокого избыт > 7 кПа.

По температурному режиму резервуары могут эксплуатироваться:

- при t окр воздуха;

- с предварительным подогревом (высоковязкие);

- при отрицательных t (изотермические).

Стальные резервуары разделяют на 4 класса опасности:

1 класс - объемом > 50000 ;

2 класс - 20000-50000 , а также 10000-50000, расположенные по берегам рек в черте городской застройки;

3 класс - 1000-20000;

4 класс - < 1000.
4. Оборудование резервуаров

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь НПР: дыхательная арматура (дыхательные и предохранительные клапаны), приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой, средства защиты от внутренней коррозии, оборудование для подогрева высоковязких НПР.

Дыхательный клапан предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воз духа при его опорожнении. При повышении давления внутри резервуара сверх расчетного открывается клапан давления и избыток паров нефти сбрасывает в атмосферу, а при понижении давления открывается клапан вакуума и в резервуар поступает воздух.

Предохранительный клапан устанавливают на крыше резервуара на случай, если не сработает дыхательный клапан. Применяют обычно с гидравлическим затвором. При по­вышении давления в резервуаре газ из него выходит через клапан в атмосферу, а при вакууме атмосферный воздух через клапан поступает в резервуар.

При хранении высоковязких НПР ДК и ПК не устанавливаются, а имеются вентиляционные патрубки, которые представляют собой металлическую трубку с коническим козырьком.

Патрубок приемо-раздаточный (ПРП) монтируется в нижнем поясе резервуара. С внешней стороны к нему присоединяется за­движка, а на внутреннем конце, внутри резервуара, устанавлива­ется хлопушка. Через патрубок осуществляется прием в резерву­ар или выдача из него нефтепродуктов.

Хлопушка устанавливается внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке и служит для налива и слива неф­тепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из резервуара при неисправном трубопроводе. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу.

В резервуарах высоковязких НПР хлопушек нет, вместо них на конце ПРП устанавливается шарнирно-сочлененная подъемная труба.

Сифонный кран служит для удаления подтоварной воды, которая вызывает коррозию нижних поясов резервуара. СК устанавливают на высоте 350 мм от дна.

При хранении высоковязких НПР резервуары д/б оборудованы средствами подогрева (секционные и закрытые змеевиковые подогреватели), иметь теплоизоляционное покрытие.

Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров. Люк-лаз располагается в верхнем поясе резервуара, предназначен для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резер­вуара, кроме того ч/з него доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т.д.); люк световой устанавливается на крыше резервуара и служит для проветривания и освещения резервуара; люк замер­ный — для контрольного замера уровня жидкости и взятия проб. Лестница служит для подъёма персонала на крышу (спиральная, шахтная). Ширина не менее 0,7 м , наклон не более 60˚ и периллы не менее 1 м. Лестница наверху заканчивается замерной площадкой.

Противопожарное оборудование. Огневой предохрани­тель устанавлива­ют между резервуаром и ды­хательным или предохрани­тельным клапаном. Он пред­назначен для защиты резер­вуара от проникновения огня (пламени или искры) в газо­вое пространство через ды­хательную аппаратуру, пре­дохраняя этим самым нефть от вспышки или взрыва.

При возникновении пожара тушение горящего НПР проводят пеной, которая изолирует от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуар используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), которые монтируются на верхнем поясе резервуара.

Широкое внедрение получают системы подслойного пожаротушения. Пена подается с нижнего пояса резервуара под слой НПР.

По периметру резервуара устанавливают кольцевой т/п, служащий для подачи воды для охлаждения в случае пожара.

Приборы контроля и сигнализации: местные и дистанционные измерители уровня НПР; сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней НПР в резервуаре; дистанционные измерители средней Т НПР в резервуаре; местные и дистанционные измерители Т жидкости в районе ПРП (если есть разогрев); сниженный пробоотборник и др.

5. Определение обьема резервуарного парка и выбор резервуаров

Более точно вместимость резервуарного парка определяется по графикам поступления и отгрузки, которые составляются на основании данных за 2-3 года с учетом страхового запаса.

Полезный объем резервуара для каждого вида н/п:

,

где - годовая реализация i-ого н/п;

- max и min суммарные месячные остатки i-ого н/п за год, в %;

- страховой запас н/п.

Требуемый объем резервуара под i-ый нефтепродукт:

- коэффициент использования резервуарной емкости.

Если отсутствуют графики поступления и отгрузки, то полезный объем резервуарного парка находится по приближенным формулам:

- для распределительных ж/д нефтебаз



- для водных речных Н/Б

с поступлением только в навигационный период:

- для трубопроводных Н/Б



где - среднемесячное потребление i-ого н/п

- продолжительность транспортного цикла поставки н/п, в сут.

- коэффициент неравномерности подачи цистерн (1,1-1,3)

- коэффициент неравномерности потребления н/п

- межнавигационная потребность,

- объем н/п, отбираемого по отводу,

- годовое число циклов, с которыми работает отвод

- максимальный из возможных расходов в отводе
Емкость и число резервуаров в резервуарном парке Н/Б должны определяться с учетом:

- коэффициента использования емкости резервуара

- однотипности по конструкции и вместимости

- грузоподъемности ж/д маршрутов, отдельных цистерн, судов

Под каждый н/п должно предусматриваться не менее 2 резервуаров за исключением следующих случаев:

- операции приема и отгрузки не совмещаются во времени

- среднегодовой коэффициент оборачиваемости резервуара менее 3

- резервуар используется как промежуточная (буферная) емкость без промежуточного замера количества н/п