Текст
Г.В.ШИШКИН
СПРАВОЧНИК
по
ПРОЕКТИРОВАНИЮ
НЕФТЕБАЗ
г. в. шишкин
СПРАВОЧНИК
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
НЕФТЕБАЗ
Ленинград
«Недра»
Ленинградское отделение
1978
УДК 622.692.2.001.2 (031)
ОГЛАВЛЕНИЕ
Шишкин Г. В. Справочник по проектированию нефтебаз. Л., Недра, 1978.
216 с.
Приведены материалы, необходимые для проектирования нефтебаз. Рас-
смотрены выбор площадок, оформление задания на проектирование, проведение
согласований, технологические схемы нефтебаз, трубопроводы, насосные станции,
резервуарные парки, технические характеристики оборудования. Обобщен опыт
проектирования на основе достижений в области создания и эксплуатации обо-
рудования нефтебаз.
Справочник рассчитан на инженерно-технических работников, занимаю-
щихся проектированием, строительством и эксплуатацией нефтебаз.
Табл. 81, ил. 80, прил. 3, список лит. 46 назв.
ИБ № 2413
ГЕОРГИЙ ВЕНИАМИНОВИЧ шишкин
СПРАВОЧНИК
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
НЕФТЕБАЗ
Научный редактор О. В. Суслов. Редактор издательства А. А. Машков.
Переплет художника Н. И. А б р а м о в а. Техн, редактор И. Г. С и д о р о в а.
Корректор Н. Д. Б а р и м о в а. Сдано в набор 28.04.78. Подписано
в печать 02.10.78. М-32378. Формат бОХЭО1/^. Бумага типографская № 2.
Гарнитура литературная. Печать высокая. Печ. л. 131/.,. Уч.-изд. л. 15,16.
Тираж 6500 экз. Заказ 993/265. Цена 1 руб. Издательство «Недра». Ленин-
градское отделение. 193171, Ленинград, С-171, ул. Фарфоровская, 12. Ленин-
градская типография Ns 6 Союзполнграфпрома прн Государственном комитете
СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
193144, Ленинград, С-144, ул. Моисеенко, 10
30805—374
Ш043(01)—78
172—78
© Издательство «Недра» , 1978
Глава 1. Нефть и нефтепродукты......................................... 5
1.1; Общие сведения........................................ —
1.2. Плотность............................................. —
1.3. Вязкость ............................................. 6
1.4. Испаряемость и давление паров нефтепродуктов .... —
1.5. .Тепловое расширение и теплоемкость.................. 7
1.6. Взрыве- и пожароопасность ............................ 8
1.7. Электризация.......................................... Ю
1.8. Токсичность........................................... —
Глава 2. Подготовка исходных данных и выбор площадки для строи-
тельства ............................................................. 12
2.1. Общие исходные данные................................. —
2.2. Задание на проектирование............................ 13
2.3. Согласования намечаемых проектных решений .... —
Министерство рыбного хозяйства СССР (13). Министерство мелио-
рации и водного хозяйства РСФСР (14). Министерство гражданской
авиации СССР (14). Министерство здравоохраиеиия СССР (15).
Министерство энергетики и электрификации СССР (15). Министер-
ство -путей сообщения СССР (15).
2.4. Основание для выбора площадки........................ 16
2.5. Технико-экономическое обоснование строительства . . —
2.6. Порядок выбора площадки.............................. 17
2.7. Требования к площадке, намечаемой для строительства 18
2.8. Согласование места для строительства................. 19
Глава 3. Генеральный план нефтебазы, схема и план технологических
трубопроводов ........................................................ 20
3.1. Общая характеристика нефтебаз ........................ —
Группы и категории (20).-Типы (20). Конструктивная характе-
ристика (21).
3.2. Генеральный план нефтебазы........................... 21
Общие принципы; разработки (21). Расположение площадки для
строительства (24). Расположение зданий и сооружений (25). Учет
грунтовых и ландшафтных условий (27).
3.3. Схема и план технологических трубопроводов .... 28
Схема (28). План (33).
Глава 4. Устройства для слива и налива.............................. 34
4.1. Сроки слива и налива.................................. —
4.2. Типы вагонов-цистерн ................................ 35
4.3. Способы слива и налива............................... 37
4.4. Железнодорожные устройства для елнва и налива ... 38
4.5. Установки для нижнего елнва и налива................. 39
4.6. Установки для слива и налива нефтепродуктов через
верх .................................................... 42
‘ 4.7. Слив маловязких нефтепродуктов..................... 43
4.8. Слив нефти н вязких нефтепродуктов................... 44
Слив самотеком в желоб с использованием межрельсовых средств
герметизации слива (45). Слив самотеком в желоб через средства
герметизации, установленные сбоку от железнодорожного полотна
(49). Коллекторный слив нефти (49). Подогрев и слив вязких нефте-
продуктов (50).
1* 3
www.no-fire.ru
4.9. Нефтеналивные суда.................................. 53
4.10. Причалы для нефтеналивных судов ................... 56
4.11. Стендеры........................................... 60
Глава 5. Трубопроводы и трубопроводная арматура...................... 64
5-1. Гидравлический расчет трубопроводов.................. —
5.2. Механический расчет трубопроводов................... 75
5.3. Температурные напряжения в трубопроводах. Компен-
саторы .................................................. 76
5.4. Трубы и резино-тканевые рукава ..................... 86
5.5. Соединения трубопроводов............................ 88
5.6. Арматура трубопроводная............................. 97
5.7. Тепловые сети и теплоизоляция...................... 108
5.8. Антикоррозионная изоляция трубопроводов .... 112
5.9. Прокладка трубопроводов............................ 114
5.10. Опоры трубопроводов............................... 118
Глава 6. Насосные станции.............ч............................ 122
6.1. Классификация и устройство..................... —
6.2. Насосы ........................................... 123
6.3. Выбор насосов...................>................. 133
6.4. Подбор двигателя насоса....................... 135
Глава 7. Резервуары и резервуарные парки........................... 136
7.1. Классификация резервуаров .......................... —
7.2. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары . . —
7.3. Резервуары повышенного давления............... 143
7.4. Горизонтальные металлические резервуары .......... 144
7.5. Железобетонные резервуары ........................ 146
7.6. Оборудование резервуаров...................... 149
Оборудование вертикальных стальных резервуаров (149). Обору-
дование наземных н подземных горизонтальных цилиндрических
резервуаров (167). „Оборудование подземных железобетонных ре-
зервуаров (169).
7.7. Определение емкости нефтебазы..................... 170
7.8. Условия применения различных типов резервуаров. . 172
7.9. Резервуарные парки................................ 173
Глава 8. Сооружения по отпуску нефтепродуктов...................... 176
8.1. Отпуск в мелкую тару................................ —
8.2. Станции налнва.................................... 179
8.3. Автозаправочные станции........................... 183
Глава 9. Тарные хранилища и тара .................................. 189
9.1. Тара для нефтепродуктов.......................... —-
9.2. Тарные хранилища..................................... —
Глава 10. Подогрев нефтепродуктов н подогревательные устройства 195
10.1. Подогрев нефти и нефтепродуктов..................... —
Подогрев с помощью устройства ПГМП-4 (195). Подогрев с помощью
устройства ЭГМП-4 (198). Подогрев с помощью установки УРС-2
(199). Подогрев нефтепродуктов в резервуарах (201). Электгоподо-
грев с применением гибких нагревательных элементов (202).
10.2. Котельные нефтебаз................................ 202
10.3. Определение расхода пара и тепла.................. 203
10.4. Расчёт. подогревателей........................... 205
Приложение 1 ...................................................... 208
Приложение 2....................................................... 210
Приложение 3...................................................... 213
Список литературы................................................. 215
ГЛАВА 1
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
1.1. Общие сведения
Нефть — ископаемое жидкое горючее, в состав которого входят различные
углеводороды, а также некоторые соединения, содержащие кислород, серу и азот.
Химический состав нефти зависит от района добычи и в среднем определяется
следующими данными, %: углерода — 84—85, водорода — 12—14, кислорода —
0,1—1,3, азота — 0,02—1,7, серы — 0,01—5,5. Нефти характеризуются содержа-
нием серы, температурой застывания масляной фракции и содержанием пара-
фина. Они могут быть: малосернистые (до 0,5 об. % серы), сернистые (0,51—2,0)
и высокосернистые (более 2,0); застывающие при температуре —16° С и ниже,
—15-5-20° С и выше 20° С; малопарафинистые (не более 1,5 об.% парафина),
парафинистые (1,51—6) и высокопарафинистые (более 6). Кроме вышеуказанных
показателей нефти характеризуются еще рядом свойств, здесь не рассматривае-
мых. Нефть является исходным сырьем для получения всего обширного ассорти-
мента нефтепродуктов, являющихся результатом ее переработки.
Основные требования, вытекающие из необходимости транспортирования и
хранения нефти и нефтепродуктов, приведены в ГОСТ 1510—76.' «Нефть и нефте-
продукты. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение». В случае
отсутствия нефтепродуктов в перечне, приведенном в ГОСТ 1510—76, условия
упаковки, маркировки, транспортирования и хранения устанавливаются стан-
дартами и техническими условиями на соответствующие нефтепродукты.
Основные физические свойства нефти и нефтепродуктов: плотность, вяз-
кость, испаряемость, теплоемкость и тепловое расширение, взрыво- и пожаро-
опасность, способность к электризации/Кроме того, нефтепродукты обладают
токсичностью.
1.2. Плотность
Плотностью р нефти (нефтепродукта) называют ее массу, содержащуюся
в единице объема. Плотность —один из основных параметров вещества. В си-
стеме МКГСС (ГОСТ 7664—61 «Механические единицы») плотность измеряют
в килограммах-силы — секундах в квадрате на метр в четвертой степени (кгсХ
Хсек2/м4). В Международной системе единиц (СИ) (ГОСТ9867—61) плотность
выражают в килограммах на кубический метр (кг/м8). Соотношения между еди-
ницами плотности, а также и других величин в разных системах приведены
в прил. 1.
При операциях с нефтепродуктами часто пользуются безразмерной величи-
ной «относительная плотность», выражающей отношение массы какого-либо
объема нефтепродукта при температуре t к массе такого же объема воды с тем-
пературой 4°С (pi). Обычно для характеристики нефтепродуктов пользуются
относительной плотностью при 20°.С (pi0).
Р4° = -20), (1.1)
где а — температурная поправка на 1°С (табл. 1.1).
Понятие «плотность» часто подменяют понятием «удельный вес», что является
ошибкой, так как удельный вес у — это вес (а не масса) единицы объема вещества.
В системе МКГСС удельный вес выражают в килограммах-силы на кубический
метр (кгс/м8), в СИ — в ньютонах на кубический метр (Н/м8).
4 = Qg, (1-2)
где g — ускорение свободного падения, м/сек2.
5
Таблица 1.1
Температурная поправка а в зависимости от относительной плотности нефти
(нефтепродуктов)
р!° а р!° а
0,6900—0,6999 0,000910 0,8500—0,8599 0,000699
0,7000—0,7099 0,000897 0,8600— 0,8699 0,000686
0,7100—0,7199 0,000884 0,8700—0,8799 0,000673
0,7200—0,7299 0,000870 0,8800— 0,8899 0,000660
0,7300—0,7399 0,000857 0,8900— 0,8999 0,000647
0,7400— 0,7499 0,000844 0,9000— 0,9099 0,000633
0,7500—0,7599 0,000831 0,9100—0,9199 0,000620
0,7600—0,7699 0,000818 0,9200—0,9299 0,000607
0,7700— 0,7799 0,000805 0,9300—0,9399 0,000594
0,7800—0,7899 0.000792 0,9400—0,9499 0,000581
0,7900—0,7999 0,000778 0,9500—0,9599 0,000567
0,8000—0,8099 0,000765 0,9600—0,9699 0,000554
0,8100—0,8199 0,000752 0,9700— 0,9799 0,000541
0,8200—0,8299 0,000738 0,9800—0,9899 0,000528
0,8300—0,8399 0,000725 0,9900—1,0000 0,000515
0,8400—0,8499 0,000712
1.3, Вязкость
Вязкость — свойство нефти (нефтепродукта) оказывать сопротивление пере-
мещению под влиянием действующих на нее сил. Вязкость нефтепродуктов яв-
ляется одним из основных качественных показателей, который необходимо учиты-
вать при перекачке нефти и нефтепродуктов по трубам, сливе, наливе и других
технологических операциях. Различают вязкость динамическую т] и кинематиче-
скую v. В системе МКГСС динамическую вязкость выражают в кнлограммах-
силы — секундах на квадратный метр (кгс -сек/м2), а кинематическую — в ква-
дратных метрах в секунду (м2/сек); в СИ соответственно в ньютонах — секундах
на квадратный метр (Н -с/м2) и в квадратных метрах на секунду (м2/с). Существует
еще одна применяемая практически единица кинематической вязкости — стокс
(1 ст) (система СГС, ГОСТ 7664—61), равная сантиметру квадратному на секунду.
При измерениях и вычислениях удобнее пользоваться более мелкой единицей —
сантистоксом (1 сст). Кроме того, кинематическую вязкость определяют так назы-
ваемой условной вязкостью (ВУ), измеряемой в условных градусах.
v = 0,0731 ВУ — 0,0631/ВУ. (1.3)
1.4. Испаряемость и давление
паров нефтепродуктов
Испаряемость — способность нефти (нефтепродукта) переходить из жидкой
фазы (масляной фракции) в паровую. Скорость испарения зависит от состава н
температуры нефтепродукта, площади испарения, типа емкости, в которой на-
ходится нефтепродукт, скорости движения воздуха, давления насыщенных паров
нефтепродукта и ряда других условий.
Давление насыщенных паров — это давление, которое имеют пары, находя-
щиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре. Каждой темпера-
туре соответствует свое давление насыщенных паров, причем чем выше темпера-
тура, тем больше давление насыщенных паров, и наоборот. Давление насыщенных
6
паров наиболее распространенных нефтепродуктов (по ГОСТ 1756—52) колеб-
лется в следующих пределах, мм рт. ст.: автобензины —др 700, авиабензины —
не выше 360, керосин тракторный — 40—60, керосин осветительный — 20—30,
дизельное топливо — 6—10.
Парциальным давлением называется давление каждого компонента газовой
смеси, оказываемое на стенки сосуда, содержащего эту смесь. Парциальное дав-
ление равно давлению, которое оказывала бы каждая составляющая паров га-
зовой смеси, если бы она находилась одна в сосуде. Давление газовой смеси, ее
насыщенных паров или давление в жидкой фазе равно сумме парциальных дав-
лений всех компонентов.
Испарение нефтепродуктов в открытом резервуаре происходит непрерывно,
а в закрытом — до тех пор, пока парциальное давление паровой фазы в газовом
пространстве не повысится и не станет равным давлению насыщенного пара при
температуре масляной фракции. Наоборот, когда давление насыщенного пара
достигнет или несколько превысит давление в газовом пространстве емкости,
возникает кипение — интенсивное испарение жидкости не только со свободной
поверхности, но и во всем ее объеме.
Любое индивидуальное вещество кнпит при определенной температуре,
называемой температурой кипения, которая зависит от химической природы ве-
щества и внешнего давления. Испарение нефти и нефтепродуктов в значительной
степени зависит от давления насыщенных паров. Маловязкие нефтепродукты
кипят при температурах, значительно более низких, чем высоковязкие, и поэтому
они отличаются высокой испаряемостью. Особенно велика она у авиа- и авто-
бензинов.
1.5. Тепловое расширение и теплоемкость
Свойства нефтепродуктов, подвергающихся нагреванию, характеризуют
тепловое расширение и теплоемкость. При нагревании нефтепродукта происходит
увеличение его объема — тепловое расширение, которое необходимо учитывать
при транспортировании нефтепродуктов, наливе вагонов-цистерн н танкеров,
заполнении резервуаров. Тепловое расширение характеризуется коэффициентом
объемного расширения р (табл. 1.2), т. е. тем добавочным объемом, на который
происходит расширение при нагревании нефтепродукта на 1° С. Объем нефте-
продукта при нагревании, м?,
Р/ = »(1 +РД/), (1.4)
где v — первоначальный объем нефтепродукта, м?; Д t — разность температур, °C.
Таблица 1.2
Зависимость коэффициента объемного расширения Р от плотности р
р Р Р Р р Р
0,73 0,001151 0,83 0,000845 0,93 0,000632
0,74 0,001130 0,84 0,000824 0,94 0,000612
0,75 0,001108 0,85 0,000803 0,95 0,000592
0,76 0,000997 0,86 0,000782 0,96 0,000572
0,77 0,000974 0,87 0,000760 0,97 0,000553
0,78 0,000953 0.88 0,000739 0,98 0,000534
0,79 0,000931 0,89 0,000718 0,99 0,000516
0,80 0,000910 0,90 0,000696 1,00 0,000497
0,81 0,000888 0,91 0,000674 1,01 0,000479
0,82 0,000868 0,92 0,000653 1,02 0,000462
7
При тепловых расчетах необходимо учитывать теплоемкость с — количество
теплоты, необходимое для повышения температуры единицы массы нефтепродукта
на 1°С. По эмпирической формуле Караваева, ккал/(кг•°C),
с = 0,4825 + 0,000385 (/—100), (1.5)
где / — температура, при которой определяется теплоемкость, °C.
Для интервала температур, в пределах которого практически подогревают
нефтепродукты, теплоемкость можно принимать равной 0,5 ккал/(кг-°С).
1.6, Взрыво- и пожароопасность
Одним из характерных для нефтепродуктов является свойство в определен-
ном соотношении с воздухом образовывать взрывоопасную смесь. Наименьшее
и наибольшее содержание паров нефтепродукта в смеси с воздухом, при которых
возможен взрыв при внесении в эту смесь высокотемпературного источника, на-
зывают соответственно нижннм и верхним пределами взрываемости (табл. 1.3),
Таблица 1.3
Характеристики взрыво- и пожароопасности нефти и нефтепродуктов
Нефть, нефтепродукты Температура, СС Предел взрываемости паров в смеси с воз- духом (по лабора- торным данным), об. %
вспышки самовос- пламене- ния НИЖНИЙ верхний
Бензин:
автомобильный А-66 —39 255 0,76 5,03
авиационный Б-70 —34 300 0,79 5,16
то же, Б-91/115 —38 435 — —
то же, Б-95/130 —37 380 0,98 5,48
то же, Б-100/130 Керосин: -34 474 0,98 5,48
осветительный 48 265 —
тракторный 28 260 — —
Нефть туймазинская Дизельное топливо- 21 320 — —
ДЗ 78 240 —. —
ДА 64 330 — —
дс 92 345 — —
ДЛ 71 310 — —
Уайт-спирит (бензин-растворитель для лакокрасочной промышленнос- ти) 35 270 1,4 6,0
а интервал между ними — зоной взрываемости. При концентрации паров нефте-
продуктов в воздухе менее нижнего предела взрываемости смесь не взрывается
и не горит, более верхнего предела взрываемости — смесь горит, а изменение
ее состава в процессе горения (выгорание горючей части и снижение ее концен-
трации до предела взрываемости) может привести к взрыву.
При оценке взрывоопасности большое значение имеет температура вспышки
нефтепродукта (см. табл. 1.3), т. е. температура, при которой пары нефтепродукта,
нагретого в установленных стандартом условиях (ГОСТ 4333—48), образуют
8
с окружающим воздухом смесь, впихивающую при поднесении к ней пламени.
По температуре вспышки нефтепродукта определяют степень его опасности.
Нефтепродукты с температурой вспышки 45° С и ниже относятся к взрывоопас-
ным (легковоспламеняющимся), выше 45° С — к пожароопасным (горючим).
Пожароопасность наряду с взрывоопасностью является одним из специфических
свойств нефтепродуктов. Все нефти и нефтепродукты в зависимости от темпера-
туры вспышки делят на классы (табл. 1.4).
Таблица 1.4
Классификация нефти и нефтепродуктов в зависимости от температуры вспышки
Классы нефти и нефтепродуктов Температура вспыш- ки паров, °C Нефть, нефтепродукты
I 28 и ниже Бензин, нефть
И 28-45 Керосины: тракторный, осветитель- ный; дизельное топливо ДА; топли- во для реактивных двигателей
III 45—120 Дизельные топлива, мазуты Масла, битумы, асфальты, парафин
IV 120 и выше
Пары нефтепродуктов могут воспламеняться (при соприкосновении с огнем)-,
но могут и самовоспламеняться, если горение возникает в результате нагревания
смеси паров нефтепродуктов с воздухом за счет быстрого выделения тепла и разо-
грева всего объема. Температурой самовоспламенения называют наименьшую
температуру, при которой смесь паров нефтепродукта с воздухом воспламеняется
при нагревании без внесения пламени в смесь, лишь за счет превышения тепло-
выделений над теплоотводом (см. табл. 1.3). Температура самовоспламенения за-
висит от объема нагреваемого нефтепродукта, концентрации паров нефтепродук-
тов в смеси, давления смеси и ряда других факторов. Наименьшую температуру
нефтепродукта, при которой смесь паров с воздухом загорается от открытого
огня, называют температурой воспламенения.
В зависимости от температуры самовоспламенения по «Правилам изготовле-
ния взрывозащищенного и рудничного электрооборудования» (ПИВРЭ) установ-
лены пять групп взрывоопасных смесей:
Группа Температура самовоспламенения, °C
Т1 Т2 ТЗ Т4 Т5 Более 450 300—450 200—300 135-200 100—135
В зависимости от способности передачи взрыва через фланцевые зазоры из
ободочки электрооборудования установлены четыре категории взрывоопасных
смесей:
Зазор между поверхностями флан-
Категория цев шириной* 25 мм, прн котором частота передачи взрывов состав- ляет 50% общего числа взрывов при объеме оболочки 2,5 л, мм
1 2 3 4 Более 1 0,65—1 0,35—0,65 0,35 и менее
9
На нефтебазах в зависимости от категории и группы взрывоопасной смеси
применяют взрывозащищенное электрооборудование, имеющее различное испол-
нение. В зависимости от вида исполнения, а также от наивысшей категории и
группы взрывоопасной смеси, для которых электрооборудование признано взрыво-
защищенным, установлены следующие условные обозначения взрывозащищен-
ности электрооборудования, наносимые на его корпусе: В — взрывонепрони-
цаемое, М — маслонаполненное, Н — повышенной надежности против взрыва,
П — продуваемое под избыточным давлением, И — искробезопасное (с наимено-
ванием газа или пара, в котором оборудование испытано), С — специальных ви-
дов. Одну из перечисленных букв ставят вначале, а далее указывают категорию
и группу взрывоопасной смеси, например В1Т1 (т. е. В -f- 1 + Т1).
Распределение взрывоопасных смесей, образующихся при смешении неко-
торых нефтепродуктов с воздухом, по категориям и группам приведено в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Распределение взрывоопасных смесей нефтепродуктов с воздухом по категориям
и группам
Категория взрывоопас- ной смеси Группа взрывоопасной смеси
Т1 Т2 тз
1 .—. Скипидар, Уайт-спирит
2 Бензин Б-100 Бензин Б-95/130 Бензин А-66, бензин А-72, бен- зин А-76, бензин Б-70, бензин «калоша», бензин с октано- вым числом 50—54, бензин экстракционный МРТУ 12—Н—20—63, керосин трак- торный (ГОСТ 1942—63), нефть сырая ромашкинская, топливо дизельное зимнее, топливо Т-1 и ТС-1
1.7. Электризация
Нефтепродукты обладают высоким электрическим сопротивлением и отно-
сятся к диэлектрикам. При движении нефтепродуктов по трубопроводам, насо-
сам и арматуре от трения частиц горючего на стенках труб и корпусах могут обра-
зоваться заряды статического электричества с разностью потенциалов до 30—
40 кв. В случае разряда статического электричества возникают искры, которые
могут привести к воспламенению нефтепродукта. Наиболее часто применяемой
мерой защиты от статического электричества, цель которой — устранение элек-
трических разрядов с проводящих элементов оборудования и трубопроводов,
является заземление насосов, арматуры и труб. Оборудование следует считать
электростатически заземленным, если сопротивление в любой его точке при самых
неблагоприятных условиях не превышает 1 Мом.
1.8. Токсичность
Пары нефти и нефтепродуктов оказывают отравляющее действие на организм
человека, т. е. являются токсичными. Особенно токсичны пары сернистых нефтей
и нефтепродуктов, а также этилированных бензинов. Отравление парами нефте-
10
продуктов может происходить от вдыхания их при зачистке и ремонтных работах
в резервуарах, а также в недостаточно вентилируемых помещениях, насосных
станциях, колодцах, помещениях управления задвижками и т. д. Предельные
допустимые концентрации вредных паров нефтепродуктов в воздухе рабочих
зон нефтебаз приведены ниже:
Предельная доиу-
Нефтепродукт стимая концентра-
ция, мг/л
Бензин-растворитель.................. 0,3
Бензин .............................. 0,1
Керосин.............................. 0,3
Лигроии.............................. 0,3
Тетраэтилсвинец (присадка, входящая
в состав этилированных бензинов). . 0,000005
Уайт-спирит.......................... 0,3
ГЛАВА 2
ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
И ВЫБОР ПЛОЩАДКИ
ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
2.1. Общие исходные данные
Основанием для начала проектирования нефтебазы являются следующие
исходные данные.
1. Постановление Совета Министров СССР или совета министров союзной
республики, приказ министерства или ведомства (иапример. Главнефтеснаба
РСФСР) о строительстве нефтебазы.
2. Решение исполкома местного Совета народных депутатов о согласовании
участка для строительства нефтебазы (если оно не входит в строительный пас-
порт).
3. Справка о включении строительства нефтебазы в план капитального строи-
тельства.
4. Задание на проектирование нефтебазы, составленное с участием проектной
организации.
5. Архитектурно-планировочное задание исполкома города или района,
в котором проектируется строительство (если оно не входит в состав строитель-
ного паспорта). В архитектурно-планировочном задании указывают: максималь-
ную высоту зданий или сооружений, этажность; характер застройки участка
по детальной планировке квартала или по проекту частичной планировки района;
характеристику общего архитектурного облика зданий, сооружений и огражде-
ния, характер членений, принцип композиции.
6. Строительный паспорт на отведенный участок, содержащий комплекс
данных, необходимых для проектирования и строительства, полученных в ре-
зультате проведенных инженерно-технических изысканий на участке и от за-
казчиков:
а) решение исполкома местного Совета народных 'депутатов нли земле-
владельца о согласовании участка для строительства нефтебазы (может быть
дано отдельно, см. выше, п. 2);
б) архитектурно-планировочное задание (может быть дано отдельно, см.
выше, п. 5);
в) ситуационный план в масштабе 1 : 10 000 или I : 5000 и план участка
застройки в масштабе 1 : 2000 с прилегающими проездами, красными линиями,
ближайшими кварталами застройки;
г) копии топографического плана в горизонталях в масштабе 1 : 500 или
1 : 1000 с границами отведенного участка (на кальке);
д) технические условия на присоединение к существующим или проектируе-
мым коммуникациям, составленные организациями, в ведении которых находятся
эти коммуникации;
е) схему коммуникаций на плане с точками присоединения ко всем
сетям;
ж) материалы геологических и гидрологических изысканий по участку;
з) пояснительную записку к паспорту (данные п. «в», «г» и «ж» выдаются
заказчиком, если изыскательские работы выполнялись специализированной ор-
ганизацией).
Кроме того, заказчик обязан представить проектной организации следующие
дополнительные исходные данные: перечень и характеристику местных стеновых
и облицовочных материалов; каталоги иа местные строительные материалы, кон-
струкции, детали и полуфабрикаты; альбом типовых деталей, выпускаемых мест-
ной промышленностью.
2.2. Задание на проектирование
Задание на проектирование нефтебазы составляется заказчиком при непо-
средственном участии проектной организации. В нем должны быть указаны:
и ____основание для проектирования нефтебазы (постановление Совета Мини-
стров СССР, союзной республики или приказ министерства или ведомства);
район, пункт и площадка строительства в соответствии с актом выбора
площадки;
номенклатура нефтепродуктов и годовой грузооборот нефтебазы по основ-
ным видам нефтепродуктов на полное развитие и на первую очередь (при строи-
тельстве по очередям);
— режим работы нефтебазы;
__________основные источники обеспечения нефтебазы (нефтью или нефтепродук-
тами с указанием транспорта, которым будет поставляться, водой для хозяйст-
венно-питьевых и промышленных нужд, горячей водой для отопления, техноло-
гическим паром, электроэнергией, сжатым воздухом, газом и пр.);
— условия по очистке и сбросу сточных вод;
— способ снабжения нефтепродуктами потребителей;
— необходимость примыкания к железнодорожные путям и автодорогам
общей сети страны;
— необходимость разработки автоматизированной системы управления
нефтебазой;
— намечаемое расширение нефтебазы в дальнейшем;
— намечаемые сроки строительства нефтебазы (в соответствии с нормами
продолжительности строительства), необходимость выделения пускового ком-
плекса;
— намечаемый размер капитальных вложений;
— кооперация при осуществлении строительства нефтебазы, размещаемой
в составе промышленного узла;
— данные для проектирования объектов жилищного и культурно-бытового
строительства;
— требования по разработке вариантов технического проекта или его частей;
— наименование генеральной проектной организации;
— наименование строительной оргапизации-генерального подрядчика;
— стадийность проектирования;
— прочие условия.
В состав задания на проектирование в качестве его составной части должно
входить также задание на проектирование помещений в соответствии с требова-
ниями гражданской обороны.
Задание на проектирование промышленного предприятия независимо от ведом-
ственной принадлежности до утверждения должно быть согласовано заказчи-
ками с территориальными проектными организациями Госстроя СССР в части
установления производственной мощности проектируемого предприятия, пункта
строительства, обоснованности и целесообразности нового строительства, наме-
чаемого кооперирования вспомогательных производств, возможности объедине-
ния проектируемых предприятий в единые комплексы или комбинаты, обеспече-
ния единства строительных решений.
2.3, Согласования намечаемых проектных решений
В соответствии с «Инструкцией по разработке проектов и смет для промыш-
ленного строительства» СН 202—76 предварительно намеченные проектные ре-
шения по отдельным разделам должны быть согласованы с органами государст-
венного надзора и соответствующими организациями. Порядок согласования
с основными из них дан ниже.
Министерство рыбного хозяйства СССР. В соответствии с «Временными ука-
заниями о порядке рассмотрения органами рыбоохраны размещения, строитель-
ства и реконструкции промпредприятий, зданий и сооружений», утвержденными
Главрыбводом 10 сентября 1975 г., с органами рыбоохраны необходимо согласовы-
13
вать намечаемые проектные решения (в части забора воды, условий отведения
сточных вод в водоем и других видов водопользования), оказывающие влияние
па состояние вод. «Временными указаниями» определен перечень данных, кото-
рые необходимо представить для решения вопросов согласования строительства,
а также порядок рассмотрения представляемой на согласование документации
Центральным управлением по рыбо хозяйствен ной экспертизе и нормативам по
охране и воспроизводству рыбных запасов (ЦУРЭН), бассейновыми управле-
ниями рыбоохраны и областными и республиканскими инспекциями рыбоохраны
в зависимости от общей сметной стоимости строящегося объекта.
Министерство мелиорации и водного хозяйства РСФСР (или соответствую-
щий орган союзной республики). Постановлением Совета Министров СССР от
22 апреля 1960 г. № 425 на органы по использованию н охране водных ресур-
сов возложена выдача заключений, имеющих обязательную силу, по проектам
строительства новых и реконструкции действующих объектов, связанных с ис-
пользованием водных ресурсов и их охраной. Такими органами выдаются заклю-
чения по проектам водоснабжения, связанным с забором воды из источника, и
проектам канализации, связанным со сбросом сточных вод в водоемы или на поля
фильтрации, поля орошения, испарители и т. п., причем лишь только после со-
гласования их в органах Государственного санитарного надзора и рыбного хо-
зяйства. Согласование проектов должна проводить проектная организация. В слу-
чае поэтапного пуска предприятия в эксплуатацию одновременно с проектом
всего предприятия должен согласовываться и пусковой комплекс. Перечень во-
просов, подлежащих рассмотрению и согласованию с органами Минмелиоводхоза
РСФСР, н порядок заполнения карточки регистрации приведен в «Указаниях
по рассмотрению проектов водоснабжения и канализации органами Министерства
мелиорации и водного хозяйства РСФСР», утвержденных 29 января 1966 г.
Проектная организация обязана до созыва комиссии по выбору площадки
представить в органы по использованию и охране вод на согласование следующие
материалы:
— данные о размерах водопотребления и водоотведения, повторного исполь-
зования воды, водооборота, определенные с учетом рационального использова-
ния вод и охраны их от истощения и загрязнения;
— принципиальные решения по водоснабжению, канализации и сооружениям
по очистке сточных вод;
— предварительные расчеты смешения сточных вод с водой водоема;
— водохозяйственные расчеты (балансы) по водоему-источнику и прием-
нику сточных вод (в случае необходимости).
При выборе площадки для строительства согласование предложений, свя-
занных с отбором воды из источников и сбросом в них сточных вод, проводится:
по объектам и сооружениям общей сметной стоимостью 10 млн. руб. и более
(или водопроводно-канализационной части—более 1 млн. руб.)—Минмелио-
водхозом РСФСР или по его поручению бассейновыми инспекциями; по объектам
и сооружениям общей сметной стоимостью менее 10 млн. руб. (или сметной стои-
мостью водопроводно-канализационной части менее 1 млн. руб.) — бассейновыми
инспекциями.
В случае реконструкции или увеличения мощности действующего предприя-
тия, сопровождающихся увеличением отбора воды из источников и сброса сточ-
ных вод, необходимо получить разрешение на это в бассейновой инспекции, пред-
ставив соответствующие проектные материалы. Если при разработке технических
(техно-рабочих) проектов возникает необходимость внесения изменений в реше-
ния, согласованные при выборе площадки, заказчик и проектная организация
обязаны согласовать эти изменения с органами по использованию и охране вод.
Министерство гражданской авиации СССР. В соответствии с Воздушным
кодексом Союза СССР при расположении предприятий, зданий и соору-
жений, воздушных линий связи и электропередачи на расстоянии до 10 км от
границ аэродрома и в случае, если абсолютная отметка верхней точки их превы-
шает отметку аэродрома на 50 м и более и при этом они находятся на расстоянии
от 10 до 30 км от границ аэродрома, их расположение необходимо согласовывать
со службами Министерства гражданской авиации СССР. Для согласования долж-
ны быть представлены следующие материалы:
14
_______ письмо организации с просьбой о согласовании строительства с указанием
объектов строительства н их основных характеристик, отметок наиболее высо-
ких объектов, абсолютных отметок поверхности земли на участках строи-
тельства;
— карты или ситуационные планы с рельефом местности, указанием мас-
штаба и ориентировки по странам света, нанесением участка застройки, привяз-
кой объектов к ближайшему крупному населенному пункту.
Министерство здравоохранения СССР. Согласование проектов проводится
с органами санитарно-эпидемиологической службы Минздрава СССР на основании
«Положения об органах государственного санитарного надзора СССР», утверж-
денного постановлением Совета Министров СССР от 31 мая 1973 г. № 361. Тре-
бования и условия, при которых- возможно отведение производственных и хо-
зяйственно-бытовых вод в водоемы, регламентированы «Правилами охраны по-
верхностных вод от загрязнения сточными водами», утвержденными 16 мая 1974 г.
за № П66 Минмелиоводхозом СССР, Минрыбхозом СССР и Главным государ-
ственным санитарным врачом СССР. Эти «Правила» содержат основные положе-
ния охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, нормативы
качества воды для водоемов питьевого и культурно-бытового водопользования,
требования к охране водоемов от загрязнения, технические условия отведения
сточных вод в водоемы и порядок их согласования, порядок контроля и ответ-
ственность за выполнение «Правил».
Министерство энергетики и электрификации СССР. В соответствии с инфор-
мационным письмом Госэнергонадзора СССР Т—33—70 от 23 января 1970 г.
рассмотрению и согласованию с органами Госэнергонадзора (энергосбытами)
подлежат: а) проектные решения в части соответствия их техническим условиям,
выданным энергоснабжающей организацией; б) отдельные специфические во-
просы (организация расчетного учета электроэнергии, устройство компенсации
реактивной мощности, регулирование напряжения, применение электропечей
и других электронагревательных приборов, выделение ответственных нагрузок
на отдельные резервируемые питающие линии с целью сохранения электроснаб-
жения таких электроприемников при возникновении дефицита мощности в энерго-
системе и др.). Энергосбытам в соответствии с «Положением о Государственном
энергетическом надзоре в СССР», утвержденным постановлением Совета Мини-
стров СССР от 29 июля 1967 г. № 726, в порядке осуществления энергонадзора
предоставлено право выборочной проверки соответствия проектов новых и рекон-
струируемых электрических и теплоиспользующих установок действующим нор-
мам и правилам устройства этих установок.
Министерство путей сообщения СССР. При проектировании подъездных
путей к нефтебазе проектные решения необходимо согласовывать в соответствии
с «Указаниями о порядке согласования с Министерством путей сообщения проек-
тов железнодорожных подъездных путей», утвержденными Госстроем СССР и
МПС СССР 7 июля 1972 г. (письмо Госстроя СССР от 18 августа 1972 г. №46-Д).
При проектировании новых, развитии илн реконструкции существующих подъ-
ездных железнодорожных путей нефтебаз подлежат согласованию:
— возможность перевозки нефти и нефтепродуктов в объемах, установленных
на расчетные сроки;
— пункт и место примыкания к железным дорогам общей сети;
— размеры путевого развития станции примыкания, вызываемого грузо-
оборотом подъездного пути нефтебазы, с необходимыми устройствами сигнализа-
ции, централизации, блокировки и связи;
— развитие внутренних путей нефтебазы, по которым будут обращаться ва-
гоны МПС СССР;
— система и порядок обслуживания подъездных и внутренних путей нефте-
базы после ввода ее в эксплуатацию, а также на период их строительства или ре-
конструкции.
Для указанных согласований проектная организация, участвующая в выборе
площадки, должна представлять обоснование целесообразности строительства
подъездного пути в сравнении с использованием для намечаемых перевозок дру-
гих видов транспорта, данные по грузообороту на расчетные сроки, данные о
характере и направлениях грузопотоков, обоснование намечаемого пункта при-
15
мыкания к общей сети железных дорог. Принятые решения по вопросам согласо-
вания проекта подъездного железнодорожного пути должны быть отражены в акте
по выбору площадки с участием представителя МПС СССР.
2.4. Основание для выбора площадки
Площадку для строительства нефтебазы выбирают на основании решения
соответствующей инстанции о строительстве, реконструкции или расширении
нефтебазы: при сметной стоимости строительства 3,0 млн. руб. и выше —Совета
Министров СССР по представлению советов министров союзных республик, мини-
стерств и ведомств; от 1,5 до 3,0 млн. руб. — совета министров союзной респуб-
лики, министерства, ведомства СССР, а также приравненных к ним министерств
и ведомств союзной республики; до 1,5 млн. руб. —министерства и ведомства
союзной, автономной республики, исполкома местного Совета (в порядке, установ-
ленном советом министров союзной республики). Заказчик обязан оформить
ходатайство перед организацией, выносящей решение о строительстве, с необхо-
димым обоснованием объема строительства, места расположения, сроков строи-
тельства и предварительной стоимости.
2.5. Технико-экономическое обоснование строительства
Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 28 мая 1969 г.
№ 390 «Об улучшении проектно-сметного дела» предусмотрено, что начиная
с 1971 г. решения о проектировании и строительстве предприятий и сооружений
должны приниматься исходя из схем развития и размещения соответствующих
отраслей народного хозяйства и промышленности и схем развития и размещения
производительных сил по экономическим районам и союзным республикам, а по
крупным и сложным предприятиям и сооружениям — также на основе технико-
экономического обоснования (ТЭО), подтверждающего экономическую целесо-
образность и хозяйственную необходимость проектирования и строительства
предприятий и сооружений. ТЭО является документом, уточняющим и до-
полняющим схемы развития и размещения соответствующих отраслей про-
мышленности в части обоснования размещения намечаемого к проектиро-
ванию и строительству предприятия, его производственной мощности, номенкла-
туры продукции, обеспечения его сырьем, полуфабрикатами, топливом, электро-
энергией и водой, основных технологических и строительных решений и важней-
ших технико-экономических показателей производства и строительства этого
предприятия.
ТЭО строительства нефтебаз необходимо разрабатывать на полную проект-
ную мощность и на первую очередь строительства (с выделяемым пусковым ком-
плексом) с использованием передового опыта по аналогичным действующим ба-
зам и наиболее эффективных проектных решений. ТЭО должно состоять из сле-
дующих разделов: а) исходные положения; б) обоснование потребности народного
хозяйства в нефтепродуктах, проектной мощности базы и ее специализации;
в) обеспечение базы нефтепродуктами, электроэнергией, топливом и водой;
г) обоснование размещения базы; д) основные технологические решения и состав
базы; е) основные строительные решения; ж) экономика строительства и произ-
водства; з) выводы н предложения.
Содержание разделов ТЭО регламентируется «Указаниями о составе, порядке
разработки и утверждения технико-экономических обоснований проектирования
строительства крупных и сложных предприятий и сооружений», утвержденными
Госпланом СССР 9 января 1970 г. постановлением № 1. Разработка ТЭО осуществ-
ляется по заданию министерств или ведомств. Перечень нефтебаз, по которым
должны разрабатываться ТЭО, утверждается министерствами, ведомствами и со-
ветами министров союзных республик с последующим представлением этого
перечня Госплану СССР н Госстрою СССР.
ТЭО оформляют в виде пояснительной записки с приложением необходимых
расчетных, табличных и графических материалов. Согласование основных реше-
16
ний ТЭО в части размещения и кооперирования нефтебаз, обеспечения их нефте-
продуктами, энергией и водой и соответствия технологических процессов и обо-
рудования новейшим достижением науки и техники выполняется министерствами
и ведомствами СССР и советами министров союзных республик с соответствую-
щими заинтересованными министерствами и ведомствами в порядке, устанавливае-
мом Госпланом СССР и Госстроем СССР. Утверждают ТЭО также министерства
и ведомства и советы министров союзных республик по согласованию с Госпланом
СССР (РСФСР) и Госстроем СССР (РСФСР). На основе утвержденного в установ-
ленном порядке ТЭО составляется задание на проектирование технического про-
екта.
2.6. Порядок выбора площадки
Площадка для строительства нефтебазы, а также связанного с ней жилищно-
гражданского строительства должна выбираться в районе или пункте, установ-
ленном схемами развития и размещения соответствующей отрасли народного
хозяйства и размещения производительных сил. Размещать площадку следует,
как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования землях
с соблюдением Основ земельного законодательства Союза СССР и союзных рес-
публик, законодательных актов по охране природы и использованию природных
ресурсов.
Заказчик проекта при участии проектной организации до начала проектиро-
вания обязан согласовать с землепользователями и органами, осуществляющими
государственный контроль за использованием земель, место расположения про-
ектируемой нефтебазы и примерные размеры намечаемых к изъятию земельных
участков. Строительство новых нефтебаз независимо от их ведомственной при-
надлежности, намечаемое водном городе нли населенном пункте, должно осуществ-
ляться не обособленно, а в составе групп предприятий с общими объектами (про-
мышленных узлов) во всех случаях, когда это не противоречит технологическим
и санитарным требованиям, обеспечивает общее сокращение капитальных вложе-
ний и эксплуатационных затрат^ а также более экономичное использование за-
страиваемой территории. Порядок разработки, согласования, рассмотрения и
утверждения схем генеральных планов групп предприятий определен «Инструк-
цией по разработке схем генеральных планов групп предприятий с общими объек-
тами (промышленных узлов)» СН 387—72. Строительство новых нефтебаз вне
промышленного узла допускается лишь прн наличии соответствующих ТЭО и
по согласованию с территориальной проектной организацией Госстроя СССР.
Площадки выбирают в соответствии с утвержденным генеральным планом
города, схемой районной планировки и с учетом размещения предприятия в со-
ставе промышленного узла. Для выбора площадки строительства министерством,
ведомством-заказчиком создается комиссия, в состав которой должны, как пра-
вило, включаться представители:
— заказчика проекта;
— генеральной проектной организации и при необходимости специализиро-
ванных проектных и изыскательских организаций;
— территориальной проектной организации Госстроя СССР или союзной
республики;
— главного архитектора города;
— исполкома местного Совета народных депутатов, ведающего эксплуатацией
транспортных коммуникаций, сетей электроснабжения, теплоснабжения, водо-
снабжения, канализации, связи, газоснабжения;
— местных органов Государственной санитарной инспекции;
— органов Государственного пожарного надзора;
— бассейновой инспекции по использованию и охране водных ресурсов;
— областной инспекции рыбоохраны;
— Министерства связи СССР;
— Госгортехнадзора СССР;
— главного (старшего) инженера-землеустроителя управления сельского
хозяйства исполкома или Росгипрозема (для РСФСР);
17
— хозяйства, из земель которого предусматривается изъятие участка.
Кроме того, при необходимости в состав комиссии включаются представи-
тели МПС СССР, Министерства гражданской авиации СССР, Минморфлота СССР,
Минречфлота РСФСР или органов, ведающих водным транспортом в союзных рес-
публиках, главных штабов видов Вооруженных Сил СССР или штабов военных
округов, штабов гражданской обороиы и других заинтересованных министерств,
ведомств и организаций.
Комиссия составляет акт по выбору площадки, который подписывается всеми
ее членами. Акт оформляется в исполкоме местного Совета народных депутатов
с участием всех членов комиссии в срок не более одного месяца и является
основным документом по согласованию намечаемых проектных решений и под-
ключению нефтебазы к инженерным сетям и коммуникациям.
При выборе площадки генеральная проектная организация (в необходимых
случаях — с привлечением специализированных организаций) обязана выпол-
нить:
— экономические расчеты и инженерные обследования;
— технико-экономическое сравнение вариантов возможного размещения
нефтебазы на различных площадках и определение оптимального варианта;
— проектные предложения с необходимыми схемами генерального плана
нефтебазы;
— согласование намечаемых проектных решений с соответствующими ор-
ганами.
Проектные решения, затрагивающие интересы ряда министерств, ведомств
или союзных республик, необходимо согласовать с Госпланом СССР или Госпла-
нами союзных республик.
Заказчики проектов в порядке, предусмотренном законодательством союз-
ной республики, на территории которой располагаются испрашиваемые земель-
ные участки, возбуждают перед соответствующей инстанцией ходатайство о со-
гласовании мест расположения проектируемых нефтебаз с указанием ориентиро-
вочных размеров намечаемых к изъятию земельных участков. Вместе с ходатай-
ством заказчики проектов представляют инстанции, принимающей решение об
указанном согласовании, акт о выборе площадки, подготовленный комиссией,
создаваемой министерствами или ведомствами (заказчиками), и необходимые ма-
териалы, обосновывающие проектные решения по размещению нефтебазы на
выбранных площадках и подключение их к существующим коммуникациям и ин-
женерным сетям и сооружениям. После принятия решений о согласовании зе-
мельных участков для строительства нефтебаз акты выбора площадок утверж-
даются соответствующими министерствами и ведомствами (заказчиками) вместе
с заданием на проектирование.
2.7. Требования к площадке,
намечаемой для строительства
Площадка, намечаемая для строительства новой нефтебазы, должна удовлет-
ворять следующим требованиям:
— иметь минимально необходимые размеры, которые устанавливаются в со-
ответствии с коэффициентом застройки промышленных территорий по СНиП
II—П.3—70; 4
— обеспечивать возможность расширения нефтебазы, если это требуется
заданием на проектирование;
— обеспечивать возможность примыкания к железнодорожной сети общего
пользования и автодорогам общей сети страны;
— иметь грунты, допускающие строительство без дренажных работ, дорого-
стоящих оснований, не затапливаемые паводковыми водами, не подверженные
карстовым явлениям и по возможности ие многолетнемерзлые;
— обеспечивать возможность соблюдения санитарных норм по предельным
концентрациям вредных выбросов в атмосферу и водоемы;
— иметь по возможности ровную поверхность и естественный уклон для от-
вода поверхностных вод;
18
располагаться по возможности вблизи источников водоснабжения, суще-
ствующих сетей водоснабжения и канализации, энерго-, газо- и теплоснабжения;
обеспечивать возможность удобного расселения работников нефтебазы
и доставку их на место работы, располагаться вблизи населенного пункта;
находиться в промышленном узле вблизи других намечаемых к строи-
тельству предприятий, с которыми целесообразно кооперировать проектируемую
нефтебазу для строительства общих сетей коммуникаций, жилищного и куль-
турно-бытового строительства;
— обеспечивать необходимые противопожарные разрывы и требования по
гражданской обороне объектов.
2.8. Согласование места для строительства
Предоставление земельных участков для строительства предприятий прово-
дится в порядке, устанавливаемом советами министров союзных республик. В част-
ности, Совет Министров РСФСР постановлением № 175 от 22 марта 1974 г. ут-
вердил «Положение о порядке возбуждения и рассмотрения ходатайств о предо-
ставлении земельных участков» из всех земель, независимо от того, в чьем поль-
зовании или ведении они находятся, кроме случаев, предусмотренных законода-
тельствами Союза ССР и РСФСР. В соответствии с этим постановлением заказчик
обязан обратиться в совет министров автономной республики, крайисполком
или облисполком с ходатайством о согласовании места расположения нефтебазы,
в котором должно быть указано основание для строительства объекта, а также
примерный размер намечаемой к изъятию земли.
Выбор места расположения нефтебазы иа орошаемых и осушенных землях,
пашне, на землях, занятых многолетними плодовыми насаждениями и виноград-
никами общей площадью более 5,0 га, должен проводиться с участием Росгипро-
зема. Материалы предварительного согласования места расположения нефте-
базы готовятся заказчиком с участием проектной организации, главного (стар-
шего) инженера-землеустроителя управления сельского хозяйства райисполкома—
государственного районного инспектора по охране и использованию земель,
руководителей соответствующих лесохозяйственных предприятий.
Для строительства выбирают предварительно несколько вариантов площадок
и наносят их границы на план землепользования. По каждому варианту опреде-
ляют общую площадь участков и состав их по угодьям. Кроме того, на плане ука-
зывают земли, которые будут осваиваться или улучшаться взамен изымаемых
сельскохозяйственных угодий. План землепользования подписывается главным
(старшим) инженером-землеустроителем, руководителями колхозов, лесхозов,
совхозов или других хозяйств и представителем заказчика. К материалу по выбору
участка для строительства прилагают:
— справку соответствующего территориального геологического управления
об отсутствии на выбранном участке полезных ископаемых, а при их наличии —
разрешение органов Госгортехнадзора СССР на застройку этого участка;
— выписку из протокола общего собрания членов колхоза (собрания упол-
номоченных) о согласии с изъятием намечаемого под строительство нефтебазы
земельного участка с указанием примерного его размера.
Решение Совета Министров РСФСР или автономной республики, край-
исполкома или облисполкома о предварительном согласовании места расположе-
ния нефтебазы и примерных размеров намечаемой к изъятию площади является
основанием для проведения проектно-изыскательских работ и действительно
в течение трех лет.
ГЛАВА
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН НЕФТЕБАЗЫ,
СХЕМА И ПЛАН ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
3.1. Общая характеристика нефтебаз
Нефтебазой, или складом, называют комплекс сооружений и установок дл:
приема, хранения нефтепродуктов и нефтей и отпуска их потребителям х. Н;
нефтебазах перегружают нефть и нефтепродукты с одного вида транспорта н,-
другой; принимают их с железной дороги, водного и трубопроводного транспорта
хранят необходимый запас нефти для обеспечения работы нефтеперерабатываю
щнх заводов, а также готовую продукцию этих заводов, которую затем отгружаю!
на другие базы.
Группы и категории. В соответствии со СНиП II—П.З—70 «Склады нефтт
и нефтепродуктов. Нормы проектирования» все нефтебазы по назначению делят
на две группы. К первой группе относят нефтебазы, представляющие собой само-
стоятельные предприятия, товарно-сырьевые парки нефтеперерабатывающих
заводов и нефтепромыслов, склады при нефтеперекачивающих насосных станция х
(НПС) магистральных трубопроводов и перевалочные базы нефти и нетфепродук-
тов, а также склады предприятий (в резервуарах или зданиях и на площадках
хранения нефтепродуктов в таре), если их общий приведенный объем составляет,
м3: при подземном хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов — более
4000; то же, при наземном — более 2000; при подземном хранении горючих нефте-
продуктов — более 20 000; то же, при наземном — более 10 000. При совместном
и смешанном хранении в наземных и подземных резервуарах или зданиях и на
площадках хранения нефтепродуктов в таре общий приведенный объем склада не
должен превышать количеств, указанных выше. Приведенный объем определяют
из расчета, что 1 м3 легковоспламеняющихся нефтепродуктов приравнивается
к 5 м3 горючих, а 1 м3 при наземном хранении приравнивается к 2 м3 при подзем-
ном хранении.
Ко второй группе относятся расходные нефтебазы промышленных, транспорт-
ных и других предприятий, имеющие объем, равный или меньшнй указанного
выше.
Нефтебазы первой группы в зависимости от общего приведенного объема
делятся на следующие категории:
Категория Общий приведенный объем, м’
1 Более 50 000
II 10 000—50 000 (включительно)
III Менее 10 000
В общий объем нефтебазы включают объем резервуаров и нефтепродуктов,
хранящихся в таре. Объемы промежуточных резервуаров у железнодорожных
эстакад и водцых причалов для слива и налива, а также расходных резервуаров
прн котельных и дизельных электростанциях собственных нужд в общий объем
нефтебазы не включают.
Типы. Нефтебазы I группы в зависимости от преобладающих операций
делят на перевалочные и распределительные. Перевалочные базы предназначены
для перегрузки (перевалки) нефти или нефтепродуктов с одного вида транспорта
на другой. Кроме того, нефтепродукты и нефть могут поступать также и по маги-
стральному нефтепродуктопроводу. Перевалочные базы имеют значительный
грузооборот и общий объем, развитые приемо-раздаточные устройства и мощное
1 Далее указанные комплексы будем называть нефтебазами.
20
насоснос хозяйство. Располагают базы вблизи железных дорог, на берегах морей
и суД0Х°Ань1х Рск- МОРСКИХ и речных перевалочных базах нефтепродукты пере-
гружают как с железной дороги на море, так и в обратном направлении. Кроме
того, возможна перегрузка в однотипные виды транспорта, например из морских
нефтеналивных судов в речные.
Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного
хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей. Они имеют небольшой
объем и небольшой район обслуживания. Распределительные базы делят на вод-
ные, водно-железнодорожные, железнодорожные, автодорожные и базы, снаб-
жение которых производится от магистральных нефтспродуктопроводов. Распре-
делительные нефтебазы следует располагать с учетом наилучшего обслуживания
потребителей прилегающего района при наименьших эксплуатационных затратах.
Кроме указанных типов необходимо отметить особый вид нефтебаз, которые
существуют при нефтеперерабатывающих заводах: склады сырья и готовой про-
дукции. На складах сырья принимают нефть с железной дороги, водного и трубо-
проводного транспорта и хранят необходимый запас нефти для обеспечения бес-
перебойной работы завода. На складах готовой продукции или в товарных пар-
ках хранят готовую продукцию завода, которую затем отгружают на перевалоч-
ные и распределительные нефтебазы.
Кроме того, существуют нефтебазы, выполняющие функции как перевалоч-
ной, так и распределительной базы.
Нефтебазы всех перечисленных типов находятся во взаимной зависимости
и выполняют одну общую задачу: снабжение потребителей нефтепродуктами.
Для этого они имеют соответствующее оборудование и сооружения, позволяющие
выполнять операции с нефтепродуктами.
Конструктивная характеристика. Резервуары, а также здания и сооружения
для хранения нефти и нефтепродуктов в таре могут быть:
а) наземными, когда днище резервуара или пол здания склада находятся
на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей пло-
щадки (прилегающей к резервуару или зданию, где хранятся нефтепродукты в таре,
считается площадка, находящаяся в пределах. Зм от стенки резервуара или зда-
ния);
б) подземными, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре или раз-
лившейся жидкости в здании склада находится ниже наинизшей планировочной
отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. К подземным резервуарам
относят также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускае-
мого наивысшего уровня жидкости в резервуаре. Ширина обсыпки резервуара
принимается по расчету на гидростатическое давление жидкости, но должна быть
по верху не менее 3 м.
3.2, Генеральный план нефтебазы
Общие принципы разработки. Генеральный план — часть проекта, комп-
лексно решающая планировку, размещение зданий и сооружений, транспорт-
ных коммуникаций и инженерных сетей на территории, благоустройство, а также
размещение нефтебазы в промышленном узле (рис. 3.1). Разработка генерального
плана — сложная задача, требующая учета различных факторов, которые влияют
на его компоновку.
Технологические требования определяют в большой степени взаимное рас-
положение основных производственных объектов, а грузооборот — общую
площадь нефтебазы (в частности, резервуарного парка). Объекты нефтебазы целе-
сообразно располагать на генплане таким образом, чтобы не было лишних пере-
сечений технологических трубопроводов. Противопожарные и санитарные нормы
определяют минимально допустимые расстояния между зданиями и сооруже-
ниями, обеспечивающие противопожарную безопасность и благоприятные усло-
вия труда для работников нефтебазы. Условия расположения внешних транспорт-
ных коммуникаций существенно влияют на размещение зданий и сооружений на
площадке, так как примыкание к магистральным железнодорожным путям и
автодорогам, а также близость водных подходов могут быть одним из основных
21
22
факторов, определяющих расположение и конфигурацию площадки и техноло-
гических трубопроводов нефтебазы.
Топографические данные (рельеф площадки) учитываются при разработке
технологической части проекта, а вертикальная планировка территории нефте-
базы должна обеспечивать оптимальный объем землиных работ при ее строитель-
стве. Геологические и гидрогеологические условия определяют в основном верти-
кальную планировку площадки, расположение и конструкцию зданий и сооруже-
ний в зависимости от несущей способности грунтов и уровня грунтовых вод. Ар-
хитектурно-строительные требования в соответствии с архитектурно-планировоч-
ным заданием (АПЗ), которое выдается городским или районным архитектором,
определяют условия размещения нефтебазы в промышленной зоне, решения пло-
щадки перед въездом в нефтебазу, увязки с прилегающими дорогами и кварталами
промышленной застройки, а также требования по благоустройству и озеленению
как нефтебазы, так и прилегающей территории.
При разработке геиплаиа должна учитываться очередность строительства и
перспектива развитии нефтебазы. Здания и сооружения, которые будут в даль-
нейшем расширяться, должны иметь резерв территории для развития. Должны
быть также предусмотрены резервные территории (полосы) для прокладки в даль-
нейшем инженерных коммуникаций. При компоновке генплана следует обяза-
тельно учитывать наличие инженерных коммуникаций рядом расположенных
промышленных предприятий. Так, при отсутствии внешних источников паро-
снабжения необходимо строить собственную котельную, что увеличивает тер-
риторию нефтебазы (котельная требует больших разрывов от основных производ-
ственных зданий). На генеральный план должна быть нанесена координатная
сетка с абсолютными нли условными (строительными) координатами, которая
позволяет привязывать здания, сооружения и инженерные коммуникации.
Генеральные планы нефтебаз необходимо разрабатывать в соответствии со
СНнП П—М.1—71 * «Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы
проектирования» и СНнП II—П.З—70.
Таблица 3.1
Минимальные расстояния, м, от зданий и сооружений нефтебазы с
взрывоопасными и пожароопасными производствами до различных соседних
виебазовых объектов
Объект, до которого определяется расстояние Категория нефтебазы
I II И III
Здания и сооружения соседних промышленных предприятий Лесные массивы хвойных пород Склады лесных материалов, торфа, волокнистых веществ, сена, соломы, а также участки массово- го залегания торфа Граница полосы отвода железных дорог общей сети: на станциях на разъездах и платформах на перегонах Граница полосы отвода автомобильных дорог: I, И и III категорий IV и V категорий Жилые и общественные здания населенных пунктов Раздаточные колонки автозаправочных станций об- щего пользования Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1000 в 100 5 100 100 80 50 3 30 200 31 Не менее 1,1 ры от ос 40 ) 50 80 60 40 ) 20 100 высоты опо- и трассы
23
Расположение площадки для строительства. СНиП II—П.3—70 определяет
м шимальные расстояния от зданий и сооружений склада с технологическими про-
цессами, относимыми к взрыво- и пожароопасным производствам, до зданий и
сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий, населенных
пунктов и др. (табл. 3.1). Если нефтебаза располагается на более высоких отмет-
ках по сравнению с отметками рядом расположенных (в радиусе до 200 м от ре-
зервуарного парка нефтебазы) населенных пунктов, промышленных предприятий
и железнодорожных путей, а также если при расширении и реконструкции ре-
зервуарных парков нефтебаз невозможно выдержать расстояния, указанные
в табл. 3.1, необходимо предусматривать и согласовывать с соответствующими
организациями мероприятия, исключающие попадание нефти и нефтепродуктов
при авариях наземных резервуаров на территорию перечисленных соседних
объектов.
Нефтебазы, возводимые у берегов рек, необходимо располагать ниже по те-
чению на расстоянии не менее 100 м от пристаней, речных вокзалов, мест постоян-
ной стоянки флота, гидротехнических сооружений, судоремонтных заводов и
т. д. При невозможности такого расположения допускается размещать нефтебазы
выше по течению от перечисленных объектов на расстоянии, км: I категории —
Таблица 3.2
Расстояния от наземных резервуаров до ближайших зданий и сооружений нефтебаз
№ п/п Объект, до которого определяется расстояние Расстояние, м
1 Устройства для слива и налива на причалах и пирсах 50
2 То же, на железнодорожных путях; здания для хранения нефтепродуктов в таре 20
3 То же, для автоцистерн; продуктовые насосные, помеще- ния или площадки узлов задвижек насосных, канали- зационные насосные производственных стоков, разли- вочные, расфасовочные и раздаточные; площадки для хранения нефтепродуктов в таре, для хранения тары (бывшей в употреблении, чистой деревянной, пластмас- совой и т. п.) 15
4 Здания и сооружения складов, в которых размещаются производственные процессы с применением открытого огня:
а) при хранении в резервуарах нефти и легковос- пламеняющихся нефтепродуктов 40
б) то же, горючих Водопроводные насосные и водоемы (резервуары) для про- тивопожарного запаса воды (до места забора воды из во- доема или люка резервуара или до водозаборного колод- 20
5 40
ца)
6 Канализационные очистные сооружения: 30
а) пруды дополнительного отстоя и пруды-испа- рители
б) нефтеловушки открытого типа независимо от объема и закрытого типа объемом 150 м3 и более 30
в) нефтеловушки закрытого типа объемом от 50 до 150 м3 15
г) то же, до 50 м3 10
7 Прочие здания и сооружения склада 20
8 Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1,5 высоты
1000 в опоры от трассы
24
не менее 3,0, 11 категории — не менее 2,0, 111 категории — не менее 1,5 от ГЭС,
судостроительных и судоремонтных заводов и не менее 1,0 от всех остальных объ-
с кто в.
Расположение зданий и сооружений. СНиП II—П.З—70 определяет взаим-
ное расположение зданий и сооружений на генеральном плане, а расстояния
между зданиями н сооружениями, не указанными в нем, принимают по СНнП
ц М.1— 71*. Также по СНиП II—П.З—70 берут минимальные расстояния от
наземных резервуаров до ближайших зданий и сооружений нефтебаз первой
группы (табл. 3.2). На нефтебазах 1 категории расстояние от наземных резервуа-
ров до устройств для слива и налива на причалах и пирсах принимается 75,
а от зданий и сооружений, указанных в п. 2, 3 и 46 табл. 3.2, — 30 м. Расстояния
для подземных резервуаров допускается сокращать: по п. 4 — на 25, остальные —
на 50% (кроме п. 8). Расстояния между подземными резервуарами и заглублен-
ными продуктовыми насосными, если в обращенных к резервуарам стенах на-
сосных нет проемов, допускается уменьшать до 1 м.
Минимальные расстояния от устройств для слива и налива железнодорожных
и автомобильных цистерн, морских и речных судов до сооружений нефтебаз пер-
вой группы (кроме резервуаров) следует принимать по табл. 3.3. Насосные для
перекачки нефти и нефтепродуктов из наливных судов разрешается располагать
непосредственно на несгораемых причалах. При проектировании устройств слива
и налива только для горючих жидкостей расстояния, приведенные в п. 1 и 3
табл. 3.3, допускается сокращать до 10 м, а в п. 2 — на 25%.
Расстояние от продуктивных насосных, помещений или площадок узлов
задвижек насосных, канализационных насосных производственных стоков, раз-
ливочных, расфасовочных и раздаточных, зданий и площадок для хранения
нефтепродуктов в таре и площадок для хранения бывшей в употреблении тары
до зданий и сооружений нефтебазы, в которых размещаются производства, где
применяется открытый огонь, следует принимать 40 м. Расстояние от промежуточ-
ных сливных резервуаров до причалов следует принимать не менее 30 м, при
этом необходимо предусматривать мероприятия, предотвращающие сток нефте-
продуктов в водоем в случае аварии наземных резервуаров.
Минимальные расстояния от наземных резервуаров до зданий и сооружений
нефтебазы второй группы определяют по СНиП II—П.З—70 табл. 3.4. Указанные
в п. 1, 2 и 3 расстояния для подземных резервуаров уменьшаются на 50%, при
этом расстояние от насосных до резервуаров с горючими нефтепродуктами не
нормируется.
Таблица 3.3
Расстояния от устройств для слива и иалива железнодорожных и автомобильных
цистерн, морских и речных судов до зданий и сооружений нефтебаз (кроме
резервуаров)
п/п Объект, до которого определяется расстояние Расстояние от ближайшего уст- ройства слива и налива (стендера или стояка), м
1 Продуктовые насосные, помещения или площадки узлов 15
2 задвижек насосных, канализационные насосные про- изводственных стоков, здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре, разливочные, расфасовочные и раздаточные, площадки для хранения тары (бывшей в употреблении, чистой деревянной, пластмассовой и т. п.) Здания и сооружения, в которых размещаются производ- 40
3 ственные процессы с применением открытого огня Прочие здания и сооружения складов 15
25
Таблица 3.4
Расстояния от наземных резервуаров до зданий и сооружений нефтебазы второй
группы
№ п/п Объект, до которого определяется расстояние Расстояние от резервуа- ров с нефтепродуктами, м
легковоспла- меняющими- ся горючими
1 Насосные и разливочные 10 8
2 Склады нефтепродуктов в таре и железно- дорожные устройства для слива и налива 15 10
3 Площадки слива и налива в автоцистерны и в бочки, весовые будки 15 10
4 Воздушные линии электропередачи напря- жением выше 1000 в Не менее 1,5 высоты опоры
Для наиболее удобного и бесперебойного проведения всех операций, а также
по противопожарным соображениям территория нефтебазы делится на зоны, в ко-
торых размещаются производственные, подсобные и административно-хозяйствен-
ные здании и сооружения. Примерный перечень зон и размещаемых в них зданий
и сооружений приведен ниже:
Зона Здания и сооружения
Железнодорожного при- Железнодорожные устройства для слива и на-
ема и отпуска лива, насосные и компрессорные, хранилища
жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные
площадки, лаборатории, технологические тру-
бопроводы различного назначения, оператор-
ные и другие объекты, связанные со сливо-
наливными операциями
Водного приема и отпус- Морские и речные пирсы, причалы, насосные,
ка технологические трубопроводы, операторные
и другие объекты, связанные со сливо-налив-
ными операциями в суда
Резервуарного хранения Резервуары, технологические трубопроводы, га-
зосборники, газовая обвязка, насосные, опе-
раторные
Розничного отпуска и Автоэстакады, разливочные, расфасовочные, хра-
производствеиных зда- нилища для нефтепродуктов в таре, маслоос-
ннй и сооружений ветлительные установки, насосные, оператив-
ные площадки чистой н грязной тары, автовесы,
погрузочные площадки, цех регенерации от-
работанных масел, лаборатория для опреде-
ления качества нефтепродуктов
Очистных сооружений Нефтеловушки, пруды-отстойники, иловые пло-
щадки, станции биологической очистки, шла-
монакопители, насосные, береговые станции
по очистке балластных вод
Подсобных зданий и со- Механические и сварочные мастерские, бондар-
оружений ные, пропарочные установки, котельные,
трансформаторные подстанции, водопроводные
и сантехнические сооружения, склады мате-
риалов, топливный склад для нужд нефтебазы,
цех по производству и ремонту нефтяной тары,
объекты противопожарной службы
26
Административных и хо- Контора, проходные, гаражи, пожарное депо,
зяйственных зданий и здания охраны нефтебазы
сооружений
Учет грунтовых и ландшафтных условий. Компоновка генплана нефтебазы
зависит от геологических и ландшафтных условий. При расположении базы в гор-
ных условиях, особенно если грунты площадки сложены из скальных пород, ре-
зервуарные парки, кольцевые проезды вокруг них, а также здания и сооруже-
ния, проектируемые в выемке, следует располагать таким образом, чтобы обеспе-
чить возможность монтажа резервуаров и строительство зданий и сооружений
с учетом минимального расстояния от подошвы откоса выемки до резервуара
или зданий и сооружений. Устройство уклонов выемки должно исключать попа-
дание кусков скальных пород на резервуар или здания и сооружения. Откосы
выемок необходимо проектировать в соответствии со СНиП III—8—76 «Земляные
сооружения. Правила производства и приемки работ». Водоотвод с площадки,
включающий в себя нагорные канавы, лотки и кюветы вдоль автодорог, быстро-
токи и выпуски, должен обеспечивать отвод воды без размыва грунтов откосов
выемки.
Для нефтебаз, расположенных в горных условиях, необходимо предусматри-
вать на откосах специальные зоны («полки») для прокладки инженерных комму-
никаций (в первую очередь, технологических трубопроводов и теплотрасс),
а также возможность подъезда ко всем объектам на период как строительства,
так и эксплуатации. Основания зданий и сооружений, включая резервуары,
должны, как правило, опираться на грунты с ненарушенной структурой.
Если площадка нефтебазы располагается на водонасыщенных грунтах, то
генеральным планом нефтебазы необходимо предусмотреть водоотвод и осушение
площадки путем устройства осушительных канав по внешнему контуру площадки,
дренирования территории, а также устройства кольцевых дренажей вокруг зда-
ний и сооружений и сопутствующих дренажей под каналами, в которых прокла-
дываются трубопроводы для темных нефтепродуктов и масел.
Генеральный план нефтебазы, расположенной на макропористых просадоч-
ных грунтах, должен предусматривать решение следующих задач:
а) возможность быстрого отвода атмосферных осадков с территории нефте-
базы и исключение, по возможности, инфильтрации их в груит;
б) устранение попадания в грунт разлившихся нефтепродуктов и воды (из
резервуаров противопожарного запаса воды, водонапорных устройств и т. д.);
в) рациональное расположение зданий и сооружений, исключающее суще-
ственные деформации грунтов под зданиями при нарушении одного из условий,
перечисленных выше.
Для реализации вышеперечисленных задач наиболее ответственные сооруже-
ния следует размещать на участках, сложенных деградированными макропори-
стыми грунтами или имеющими меньшее значение относительной просадочности
(по СНиП 11—15—74 «Основания зданий и сооружений»).
Здания и сооружения, связанные с использованием воды, а также техноло-
гические устройства, где возможен пролив нефтепродуктов, необходимо распола-
гать на более низких отметках местности, чем остальные сооружения нефтебазы.
При проектировании вертикальной планировки необходимо сохранять дерн,
а водоотвод от зданий осуществлять с помощью бетонных лотков, соединенных
с ливневой канализацией, с обязательным устройством водонепроницаемых от-
мосток.
В соответствии со СНиП II—18—76 «Основания и фундаменты зданий и со-
оружений на вечномерзлых 1 грунтах. Нормы проектирования» многолетнемерз-
лые грунты используют в качестве оснований при возведении зданий, сооружений,
а также автодорог по двум принципам: с сохранением мерзлого состояния, в от-
таявшем или оттаивающем состоянии. Компоновка генерального плана нефтебаз,
Расположенных на многолетнемерзлых грунтах, решается в зависимости от того,
какой из этих принципов принят. Здания и сооружения, имеющие большие тепло-
выделения (котельные, резервуары для мазутов и масел и т. д.), необходимо раз-
1 Термин устарел и приведен здесь лишь в названии нормативного документа.
27
мещать на участках, при оттаивании которых деформации оснований ие превы-
сят предельных значений. Прокладку трубопроводов наружных сетей всех на-
значений следует предусматривать, как правило, совмещенную, учитывающую
требования раздела 4 СНиП II—М.1—71*, а способ прокладки (надземный,
наземный или подземный) выбирать из мерзлотно-грунтовых условий площадки
и технико-экономических обоснований. В этом случае генеральным планом должна
быть предусмотрена зона для прокладки коммуникаций.
Автодороги, обвалования, основания под резервуары с нефтепродуктами,
нетребующими подогрева,устраивают в насыпи, которая позволяет поднять кровлю
многолетней мерзлоты до подошвы насыпи, сложенной нз непучинистых грунтов.
Кольцевой противопожарный проезд вокруг резервуарных парков совмещается
в этом случае с обвалованием.
При проектировании вертикальной планировки необходимо: а) не нарушать
растительный и почвенный покров и растительность; б) насыпь грунта выполнять
также без нарушения растительного покрова; в) отметки планировки насыпи на-
значать с учетом уплотнения грунта при оттаивании; г) не допускать сосредото-
ченного сброса поверхностных вод в пониженные места.
3.3. Схема и план технологических трубопроводов
Схема. Графически-изображенная система трубопроводов для перекачки
нефтепродуктов, обеспечивающая одновременно их прием и отпуск с необходимой
пропускной способностью в завнснмостн от назначения нефтебазы, внутрибазовую
перекачку из резервуара в резервуар любым насосом, закрепленным за данной
Рис. 3.2. Схема технологических трубопроводов нефтебазы (склада ГСМ).
1 — трубопроводы в земле, без канала; 2 — то же, в канале; 3 — задвижка; 4 — обрат-
ный клапан; 5 — фильтр; 6 — прибор для нижнего слива; 7 — переходник; 8 — спускник.
и дизтоплива
Характеристика насоса Характеристика iMMipAiitimenx
Морно' Подача 8, Напор Н Тип Мощность П4
м3/ч мст.ж. N, квт об/мин.
псцл- 20/24 40 40 КО-22-4 20 1475
Ш-80-66 36 30 т-2-61-6 10 980
Стоян ПудООмм для
слива через верх
Зачистной шланг
Прибор для нижнего
слива
Колодец К-1
i Автобензин Д~ 66, Д-76
Ф108*6
__ Укосина для подъе-
ма подогревателей
4108*6
4108*6
— Колодец N-5
Колодец N- 4
1 Моторное масло
4
№8
1
Ш-80-66
Насосная станция
4108*6
4150*6
Колодец
Н-2
Патрубок 41083 6
для слива через
верх
Колодец Я-3
1 Моторное, веретенное^
соляровое масло 4108*S
_ Jj]| 2, Турбинное масло 1108*6
1 Дв/побензин Д-72,1108 *6
2. Дизтопливо Ф 108*6
Узел трубопроводов у насосной
станции
4резервуара по 75м3
(надземные) для масел
Н\
V4
Моторное Турбинное веретенное Соляровое
масло масло масло число
1 Дизтопливо__
^/'Автобензин А-72
3 АвтобензинА-76
4 Автобензин А- 66
4резервуара по 75 м3
(надземные) для одспо~
Ьензина и дизтоплива.
Автобензин Автобензин Автобензин Дизтопливо
А-66 А-76 А-72
29
28
группой нефтепродуктов, и сохранение качества нефтепродуктов, называете
схемой технологических трубопроводов (рис. 3.2). Прн проектировании объекте
технологического назначения необходимо руководствоваться «Нормами технол<
гического проектирования и технико-экономических показателей складов нефт
и нефтепродуктов (нефтебаз)». В соответствии с «Нормами» схема технологически
трубопроводов должна иметь минимальное количество трубопроводов и запорно
арматуры и обеспечивать:
а) включение и выключение любого насоса, задвижки и отключение участк
трубопровода без остановки других насосов;
б) взаимозаменяемость насосов, для соответствующих групп нефтепродуктог
в) одновременную работу нескольких насосов для выполнения операций п
перекачке нефтепродуктов на нефтебазе;
г) опорожнение трубопроводов;
д) заполнение всасывающей линии центробежного насоса;
е) применение автоматики, контроля и управления технологическими one
рациями;
ж) применение прогрессивных централизованных способов снабжения по
требителей нефтепродуктами;
з) исключение смешения нефтепродуктов.
Правильно составленная схема является основой для эффективной эксплуа
тации нефтебазы. При ее разработке необходимо предусматривать возможносп
для дальнейшего развития базы. Количество трубопроводов и насосов зависит
от ассортимента нефтепродуктов, необходимой пропускной способности пс
приему и отпуску, одновременности технологических операций на нефтебазе
При проектировании схемы технологических трубопроводов необходимо
предусматривать использование одного трубопровода для последовательной пере-
качки по нему (при условии опорожнения) нескольких нефтепродуктов, входящих
в состав одной и той же группы. Деление на группы приведено ниже:
Группа Топлива
1-я Автомобильные неэтилироваиные бензины, керосин тракторный
2-я Керосин осветительный, топливо для быстроходных дизелей, соля-
ровое масло
3-я Топливо для тихоходных дизелей (моторное), мазуты
4-я Топливо для реактивных двигателей
5-я Бензины авиационные этилированные
6-я Бензины’ авиационные неэтилированные
7-я Бензины автомобильные этилированные
Группа Масла
1-я Авиационные (МС-14, МС-20, МК-22), дизельные (МТ-14л, МТ-16и),
компрессорное 19
2-я Трансформаторные, турбинные
3-я Индустриальные (12, 20, 50), веретенное АУ
4-я Для высокоскоростных механизмов (Л, Т), индустриальные (30, 45),
автотракторные (АСП-6, АКЗ-п-6) »
5-я Индустриальные выщелоченные (ЗОВ, 45В), веретенные дистилляты,
машинные дистилляты
6-я Дизельные (Дп-8, Д-11, Дп-11, Дп-14), автотракторное АК-15, ком-
прессорное 12
7-я Автотракторные АКЗа-10, АКи-10, цилиндровое 11, моторное
8-я Цилиндровые 24, 38, 52
9-я Трансмиссионные (3, Л), Тап-15, Тап-10, осевые
Самостоятельные трубопроводы необходимо предусматривать для бензинов-
растворителей.
В случае малого количества сортов в группах или при малом грузообороте
допускается перекачивать по одному трубопроводу (при условии его опорожне-
ния): масла 3-й и 4-й групп, 6-й и 7-й групп. При наличии в грузообороте иефте-
30
Рис. 3.3. План технологических трубопроводов склада ГСМ.
1 — резервуар; 2 — насосная станция; 3.1— узел трубопроводов у насосной станции; 4 — обвалование; 5 — колодец; трассы: б —' трубо-
проводов в земле без канала! 7 — то же, в канале; 8 — парскондеисатопроводов.
123,40
•пппнтошэ поюоэтон fi •oirefi r^nandj VZ&tMO'lZI £90
mavdw wodogou
naodogoajgti чад
S
Ol'ZZ t'i-iZi 99b
OttZl
Zi'lct
waa-odui luodogog
odzaosa
01'0
кзо-оОш uiodogoy
tfzzusfta
99'0
gcg ndvffgdaead чад
99'0
tffzarfis
lc!i Tjdvfigdaead <ag
£9'C
gc/v vdvfigdaead чад
gc/v vdvfigdaead чад о£ЗЯ
3
(noHWUH-ovoaQ) nazodw тойодоц
(TWHquvHmiaag) 1чэз'рйш'и)ддоёо11
QoN 3'nQOLfO^ Q3Q
iwKrodui ujodoQou
0Й&$9'М
^‘o
89'ld Z9’0
-OtZZi
Qj
<
К
Qj
5
5
3
06Q
ZFl
OO'Z
«я
X
32
базы продуктов, ие указанных выше, их следует группировать, руководствуясь
указаниями ГОСТ и технических условий (в частности, ГОСТ 1510—76, содержа-
щем условия транспортировки нефтепродуктов).
На нефтебазах 1-й группы схемы технологических трубопроводов бывают,
как правило, двухпроводными, когда к каждому резервуару подходят два трубо-
провода. Двухпроводные сети обеспечивают маневренность в работе и проведение
одновременно нескольких операций. Обвязка резервуаров технологическими
трубопроводами должна предусматривать возможность перекачки нефтепродук-
тов из одного резервуара в другой в случае пожара или аварии. Однопроводные
схемы применяют большей частью на временных нефтебазах или нефтебазах
2-й группы, имеющих незначительный грузооборот нефтепродуктов. На схеме
указывают: основное оборудование насосных станций, причалов, наружных трубо-
проводов, задвижки (которые нумеруются) н другую арматуру, обозначения и
надписи.
План. Упрощенную схему генплана нефтебазы с нанесенными на ней трас-
сами технологических трубопроводов и вертикальными отметками основных со-
оружений (резервуаров, насосных станций, фронтов слива-налива и т. д.) назы-
вают планом технологических трубопроводов (рнс. 3.3). По плану определяют
основные данные для гидравлических расчетов: длину и отметки начала и конца
каждого трубопровода. Масштаб плана обычно принимают равным 1 : 500 или
1 : 1000. Его разрабатывают с учетом прокладки трубопроводов по кратчайшему
расстоянию, с минимальным количеством поворотов, параллельно друг другу н
с уклонами, исключающими образование участков («карманов»), из которых нефте-
продукты не могут быть слиты самотеком.
На основании плана технологических трубопроводов на каждый трубопровод
(группу трубопроводов) составляется профиль (рис. 3.4), по которому опреде-
ляются объемы земляных работ, необходимых при прокладке подземных трубо-
проводов, высота опор при надземной прокладке, наличие «карманов» в трубо-
проводах, «мертвые» остатки в резервуарах и т. д.
2 Г. В. Шишкин
ГЛАВА 4
УСТРОЙСТВА
ДЛЯ СЛИВА И НАЛИВА
4.1. Сроки слива и налива
«Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах-ци-
стернах и бункерных полувагонах», утвержденными МПС 25 мая
1966 г., установлены следующие нормы времени для налива:
а) в пунктах немеханиаированного налива (независимо от рода
продуктов) налив одновременно поданной партии вагонов-цистерн
и бункерных полувагонов по всему фронту для двухосных цис-
терн и бункерных полувагонов—2, четырехосных (и более)
цистерн и бункерных полувагонов — 3 ч; б) в пунктах механи-
зированного налива (независимо от рода продуктов и грузоподъ-
емности цистерн и бункерных полувагонов) — 2 ч. Нормы для
слива (по тем же правилам): а) в пунктах немеханизированного
слива (независимо от количества поданных на фронт слива ва-
гонов) для двухосных цистерн — 2, четырехосных (и более)
цистерн — 4 ч; б) в пунктах механизированного слива для двух-
осных цистерн и бункерных полувагонов— 1 ч 15 мин, для че-
тырехосных (и более) цистерн и бункерных полувагонов — 2 ч.
При поступлении топлива Т-1, Т-2, ТС-1 и авиационного
бензина получателю нефтепродуктов предоставляется в необхо-
димых случаях дополнительное время (35 мин) для проведения
анализов. В холодный период года (с 15 октября по 15 апреля)
грузополучателю предоставляется на разогрев и слив вязких
и застывающих нефтепродуктов льготное время в зависимости
от группы груза в соответствии с табл. 4.1. Нефтепродукты от-
Т а б л иц а 4.1
Общий срок иа разогрев и слив застывающих нефтепродуктов
Группа груза Кинематическая вязкость при 50° С, см2/сек Температура застывания, °C Время разо- грева и слива, ч
от До
I 0,36—1,11 — 15 0 4
II 1,18-1,90 1 15 6
III 1,99—3,05 16 30 8
IV Более 3,05 Более 30 10
Примечание. При иемеханизированном сливе грузов I группы льготные
сроки, указанные в таблице, могут быть увеличены для двухосных цистерн на 1, для четы-
рехосных (и более) — на 2 ч.
34
носят к соответствующей группе по следующим данным: вязкие
грузы—по кинематической вязкости при 50° С, застывающие
(невязкие) грузы — по температуре застывания.
Для слива из цистерн с пароподогревательной рубашкой
•установлены следующие сроки: нефтепродукты I и II групп — 3,
III и IV групп — 4 ч. В случае необходимости разогрева вязких
и застывающих нефтепродуктов в теплый период года начальник
станции имеет право дополнительно предоставить нефтебазе для
нефтепродуктов I и II групп и при сливе из цистерн с паровой ру-
башкой— 1, для нефтепродуктов III и IV групп — 2 ч. Сроки
слива из неисправных вагонов-цистерн оговаривают в договоре
между станцией и грузополучателем (нефтебазой) дополни-
тельно.
Нормы слива и налива нефтепродуктов для речных наливных
судов устанавливают по каждому пункту пароходства по со-
гласованию с грузоотправителем и утверждают в Минречфлоте
РСФСР или в соответствующем органе союзной республики.
На анализ и замер нефтепродуктов перед выгрузкой, а также на
сборку трубопроводов дается дополнительное время: для налив-
ных судов -пароходства «Волготанкер» грузоподъемностью 1000 т
и более — до 2, для судов других пароходств — до 1ч. Время
стояния под погрузкой (разгрузкой) определяют по судо-ча-
совым нормам погрузки и разгрузки судов Минречфлота
РСФСР.
Продолжительность операций по сливу и наливу для морских
нефтебаз определяют по «Судо-часовым нормам обработки на-
ливных судов в морских портах СССР», утвержденным Минмор-
флотом СССР. В «Нормах» установлено время бункеровки налив-
ных судов и слива балласта. Судо-часовые нормы обработки
наливных судов устанавливаются конкретно для портов (причалов)
и конкретных наименований грузов нефтепродуктов. Общие нормы
времени на вспомогательные операции (маневровые работы,
шланговые операции, осмотр грузовых танков, замеры грузов,
оформление документов и др.) по нефтеналивным судам в пор-
тах и портовых пунктах определяют в часах и минутах для
танкеров различной грузоподъемности.
4.2. <ипы вагонов-цистерн
Для перевозки нефти и нефтепродуктов по железной дороге
используют выпускаемые в настоящее время вагоны-цистерны
и бункерные полувагоны различных грузоподъемности и кон-
струкции (табл. 4.2). Кроме указанных вагонов-цистерн на
железных дорогах обращаются и 'некоторые другие типы,
которые уже сняты с производства. Основные из них: четы-
рехосная цистерна для вязких нефтепродуктов с пароподогре-
вательной рубашкой и четырехосная цистерна клепаной или
2* 35
сварной конструкции для маловязких нефтепродуктов. Полный
геометрический объем котлов гэтих цистерн соответственно 61,2
и 72,7 м3.
Таблица 4.2
Характеристика вагонов-цистерн и бункерных полувагонов для перевозки нефти
и нефтепродуктов
Типы , Грузоподъем- ность, т Объем котла, м’ Наружная длина котла, мм
полный полезный
Четырехосная цистерна для нефти и бензина . То же, для вязких нефте- продуктов с пароподо- гревательной рубашкой То же, опытная Восьмиосная цистерна для нефти н бензина Четырехосная цистерна для топлива с плот- ностью 0,8 т/м8 Вагон для нефтебитума (четырехбункерный) То же 60 60 62 120 45,6 40 50 72,7 61,2 73,2 140,0 61,2 47,2 59,1 71,2 60,0 65,3 137,2 57,0 40,0 51,0 10 620 10 300 10 770 20 220 10 300
Типы Внутрен- ний диа- метр котла, мм Масса цистер- ны, т Длина цис- стер ны по осям сцеп- ления авто- сцепок, мм Габарит Нагруз- ка от оси на рель- сы, тс
Четырехосная цистерна для нефти и бензина То же, для вязких нефте- продуктов с пароподо- гревательной рубашкой То же, опытная Восьмиосная цистерна для нефти и бензина Четырехосная цистерна для топлива с плот- ностью 0,8 т/м8 Вагон для нефтебитума (четырехбункерный) То же 3000 2800 3000 3000 2800 24,0 23,0 24,2 48,8 25,1 35,2 35,8 12 020 12 020 12 020 21 120 12 020 14 620 14 620 02-Т 02-Т 02-Т 1-Т 02-Т 0-Т 1-Т 21,0 20,9 21,6 21,1 17,6 18,9 21,4
Вагоны-цистерны новой конструкции оборудованы универ-
сальными сливными приборами (рис. 4.1) и предохранительно-
выпускными клапанами, которые отрегулированы на давление
1,5 и вакуум 0,2 кгс/см2 для впуска воздуха и выпуска газовой
смеси из котла цистерны. Цистерны для перевозки вязких нефте-
36
продуктов имеют пароподогревательную рубашку для быстрого
разогрева и слива, состоящую из приваренного к нижней части
котла-цистерны каркаса (из уголков) и прикрепленного к нему
стального листа толщиной 3 мм.
Рис. 4.1. Универсальный сливиой
прибор (ГОСТ 9273—70).
1 — стойка; 2 — штанга; 3 — ско-
ба; 4 — нажимной винт; 5 — сто-
порная гайка; 6 — крышка; 7 —
кожух; 8 — корпус; 9 — клапан.
Расстояние между поверхностью
котла и листом 36 мм.
4.3. Способы слива и налива
Слив и налив может осуществ-
ляться как с помощью насосов (при-
нудительно), так и самотеком. Пер-
вый способ получил широкое рас-
пространение и применяется во всех
случаях, когда условия местности
не позволяют организовать самотек
жидкости. Второй способ применяют
при благоприятном рельефе местно-
сти (при сливе — когда разность
геодезических отметок днищ желез-
нодорожных цистерн, из которых
происходит слив, и верхней кромки
резервуара с учетом потерь напора
по трубопроводу обеспечивает необ-
ходимую производительность слива;
при наливе — когда разность геоде-
зических отметок днищ резервуаров,
из которых происходит налив, и
верха наливаемых емкостей с учетом
потерь напора по трубопроводу обес-
печивает необходимую производи-
тельность налива).
Вязкиё нефтепродукты часто сли-
вают комбинированным способом —
самотеком в промежуточные емкости
(межрельсовые желоба или заглубленные в грунт «нулевые» резер-
вуары), откуда насосами — в основные резервуары нефтебазы.
Слив и налив железнодорожных и налив автомобильных ци-
стерн может производиться через верхнюю горловину цистерны
(верхний слив или налив) или через сливной прибор, расположен-
ный снизу (нижний слив или налив).
Верхний слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
обладает целым рядом недостатков по сравнению с нижним сли-
вом. При верхнем сливе имеют место значительные потери от
испарения, повышенная пожарная опасность, невозможность
достичь полного слива, частые срывы работы насосов при сливе
нефтепродуктов с высокой упругостью паров, что требует приме-
нения дополнительных вакуум-насосов для заполнения всасы-
37
вающих коммуникаций или эжекторов для создания подпора неф-
тепродуктов во всасывающих коммуникациях. Вследствие ука-
занных недостатков верхний слив следует применять только для
елива цистерн с неисправными сливными приборами (для слива
исправных цистерн применять только нижний слив).
Верхний налив цистерн через открытые люки так же, как
и слив, приводит к повышенным потерям от испарения и имеет
повышенную пожароопасность, но в настоящее время применяется
более часто, чем нижний налив. Для ускорения слива вязких неф-
тепродуктов их подогревают.
4.4. Железнодорожные устройства
для слива и налива
Для железнодорожного слива и налива на нефтебазах следует
предусматривать устройства, рассчитанные на маршрутный, груп-
повой или одиночный слив и налив вагонов-цистерн. Максималь-
ная грузоподъемность железнодорожных маршрутов (брутто)
и количество цистерн разных типов в одном маршруте устанавли-
ваются органами МПС СССР при согласовании строительства
нефтебазы.
Максимальную суточную подачу вагонов-цистерн под слив и
налив рассчитывают по максимальному месячному грузообороту
в соответствии с графиками (планами) поступления и реализации
для каждого сорта нефтепродуктов по формуле
« == Qmax мес^ЗОр), (4.1)
где п—расчетное количество цистерн в сутки, шт.; фтахмсс—
максимальный месячный грузооборот, т; р — грузоподъемность
одной цистерны, т; 30 — расчетное число суток в месяце.
Количество устройств для слива и налива принимают исходя
из обеспечения суточной подачи одного сорта нефтепродуктов,
требующего максимального количества цистерн. Если по условиям
отгрузки предусматривается суточное поступление цистерн, пре-
вышающее расчетное количество устройств слива и налива, до-
пускается выполнять слив, и налив за 2—3 подачи.
ФронтьГслива и налива в зависимости от количества одновре-
менно обрабатываемых цистерн должны быть оборудованы:
а) одиночными устройствами для слива и налива — при коли-
честве цистерн не более трех;
б) односторонними эстакадами — от трех до шести;
в) двусторонними или односторонними эстакадами (в зависи-
мости от местных условий) — более шести.
Протяженность фронта слива и налива должна быть не более
максимальной длины одного маршрута. Устройства слива и налива
на нефтебазах I категории для легковоспламеняющихся и горю-
38
чих жидкостей должны быть раздельными. Допускается на устрой-
ствах для легковоспламеняющихся нефтепродуктов проводить
операции с дизельным топливом.
Фронты слива и налива должны быть оборудованы устройст-
вами для нижнего закрытого слива из цистерн всех сортов нефте-
продуктов I, II, III классов и масел. Для нефтепродуктов IV клас-
са (кроме масел), а также для мазутов допускается применять
открытые устройства. Для слива цистерн с неисправными нижними
сливными приборами необходимо предусматривать устройства
для верхнего слива.
Расположение устройств слива и налива в пределах эстакады
определяется в зависимости от состава цистерн в маршруте и при-
нимается кратным 4, 6 или 12 м. При наличии в составе цистерн
грузоподъемностью 120 т технологический шаг сливных устройств
(АСН-7Б или АСН-8Б) принимается равным 4 м.
Железнодорожные устройства слива и налива для авиабензи-
нов, топлива для реактивных двигателей и масел необходимо обо-
рудовать приспособлениями, предохраняющими от попадания
в цистерны атмосферных осадков, или устраивать крытые фронты
слива—налива.
Фронты слива и налива должны иметь необходимую механиза-
цию, обеспечивающую повышение производительности труда и
безопасные условия работы для обслуживающего персонала.
4.5. Установки для нижнего слива и налива
Установки шарнирно-сочлененного исполнения для нижнего
слива и налива нефти и нефтепродуктов из вагонов-ци-
стерн (с универсальными сливными приборами) в соответствии
с ГОСТ 18194—72 изготовляют трех типов: УСН — без подо-
грева, УСНПп — с подогревом, УСНПэ—с электроподогревом.
Условные проходы патрубков установок выбирают из ряда 150,
175, 200, 250, 300 мм.
В настоящее время промышленность выпускает установки
для нижнего слива и налива нефтепродуктов из вагонов-цистерн
типа АСН-7Б, АСН-8Б и СПГ-200. Установка типа АСН-7Б
(рис. 4.2, а) предназначена для нижнего слива и налива мало-
вязких нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн,
АСН-8Б (см. рис. 4.2, б) — для нижнего слива и налива вязких
нефтепродуктов (вязкостью не более 100 сст). Конструкция по-
следней предусматривает возможность подогрева сливаемого не-
фтепродукта и пропаривания в зимнее время внутренней полости
сливного прибора железнодорожных цистерн.
В настоящее время присоединительные устройства установок
для слива и налива изготовляют в соответствии с ГОСТ 20772—75
«Устройства присоединительные для технических средств заправ-
ки, перекачки, слива—налива, транспортирования и хранения
нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования».
39
Рис. 4.2. Установки для нижнего слива нефтепродуктов типа АСН-7Б (а) и АСН-8Б (б).
1 — коренной опорный патрубок; 2 — подвижный патрубок; 3 — шарнир; 4 — уравно-
вешивающее устройство; 5 — присоединительная головка; 6 — кран; 7 — конденсато-
отводчик; 8 — паровая рубашка; 9 — подводящий шланг.
40
Присоединительные размеры
для установок слива и налива
вагонов-цистерн принимают по
ГОСТ 18194—72.
Техническая характеристика
установок АСН-7Б и АСН-8Б
Диаметр условного про-
хода, мм................. 175
Условное давление нефте-
продукта, кгс/см2 . . 4
Диаметры сливных при-
боров цистерн, для ко-
торых применимы уста-
новки, мм ............ 150, 200
Максимальный вылет ус-
тановки от оси опор-
ного шарнира до оси
сливной головки, мм . 3000
Допускаемая неточность
установки цистерн по
отношению к оси опор-
ного шарнира, мм . . ±2000
Угол поворота установки:
в горизонтальной
плоскости . . . 280°
в вертикальной
плоскости ... Не менее 10°
Температура подводи-
мого пара, °C ... . 120—140
Давление подводимого
пара, кгс/см2 .... 4
Усилие, прикладываемое
к рукояткам голов-
ки, кгс.................... 50
Масса, кг:
АСН-7Б.......... 165±2
АСН-8Б.......... 183±2
3 4 5
Рис. 4.3. Установка нижнего слива СПГ-200.
/ — обратный клапан с противовесом; 2 —
уплотнительное кольцо; 3 — крышка; 4 —
присоединительная головка; 5 — зажим;
6 — перекрытие сливного желоба; 7 —
обойма; 8 гофрированный рукав; 9 —
гибкий корпус; 10 — алюминиевый патру-
бок; 11 — сливная труба.
Установка СПГ-200 (рис. 4.3)
предназначена для слива вяз-
ких нефтепродуктов в межрель-
совый желоб. В нерабочем со-
стоянии присоединительная го-
ловка находится внутри обоймы,
которая крепится к строитель-
ным конструкциям, а при под-
соединении к сливному при-
бору поднимается вместе с гоф-
рированным рукавом и патруб-
ком с обратным клапаном.
Универсальные сливные приборы открываются и закрываются
рукояткой со штангой, выходящей в люк вагона-цистерны.
В связи с этим необходимо каждый раз открывать люки цистерн.
41
Для удобства эксплуатации устраиваются металлические или
железобетонные эстакады.
Техническая характеристика железнодорожных эстакад
Технологический шаг, мм............................. 4000
Вынос устройства слива и налива от оси эстакады,
мм ............................................... 3600
Высота верхней точки от головки рельса, мм ... 5750
Ширина эксплуатационной площадки, мм, не менее 1400
Примечание: Характеристика дана для эстакад: наливных двусторон-
них для невязких нефтепродуктов (НС, стоякового типа), для вязких нефтепро-
дуктов (НТ, галерейного типа), для масел (НМ, стоякового типа); сливных и на-
ливных комбинированных двусторонних для невязких нефтепродуктов (КС, стоя -
кового типа), для масел (КМ, стоякового типа).
4.6. Установки для слива и налива
нефтепродуктов через верх
Стояк по ГОСТ 4609—49 служит для ручного или механизи-
рованного слива горючих и легковоспламеняющихся жидкостей
из вагонов-цистерн с помощью ручного насоса, а также для налива
вагонов-цистерн насосами нефтебазы. Одиночный механизирован-
ный стояк по ГОСТ 4610—49 применяется для механизированного
или самотечного сифонного слива горючих и легковоспламеняю-
щихся жидкостей из вагонов-цистерн с помощью вакуум-насоса,
а также для налива в вагоны-цистерны насосами нефтебазы.
Указанные стояки выпускаются двух марок: С-80 и С-100 и
имеют соответственно диаметры стояков 80 и 100. На них устанав-
ливают поворотные сальники по ГОСТ 4612—72 для стояков
с £>у =80 мм—ПС-80, 100 мм—ПС-100. На концах шлангов
сливо-наливных стояков устанавливают наконечники. В зависи-
мости от условного прохода шланга различают следующие марки
наконечников: при Dy = 40—Н-40, 80—Н-80, 100—Н-100.
Для отвода статического электричества от наконечника шланга
применяют медную проволоку 0 1,5—2 мм, которую наматывают
спиралью на шланг и закрепляют на нем кольцами из проволоки
того же диаметра.
Для автоматизации налива в железнодорожные цистерны при-
меняют установки АСН-2, -3, -14. Установку АСН-2 применяют
для полугерметического налива цистерн бензином; она имеет
герметизирующую крышку с датчиком ограничителя перелива.
Смесь паров бензина с воздухом через гибкий рукав, обратный
клапан и огневой предохранитель по газовой обвязке от стояка
направляется в резервуар. Ограничитель налива прекращает
налив нефтепродуктов в железнодорожную цистерну и отключает
захваты герметической крышки после окончания налива, после
чего стояк автоматически выходит за габариты подвижного состава.
Установку АСН-3 применяют для полуавтоматического налива
в железнодорожные цистерны керосина, дизельного топлива и
42
других нефтепродуктов, имеющих низкую упругость паров.
Установка АСН-3 не имеет герметизирующей крышки, в связи
с чем частично упразднен гидропривод и заправка стояка в ци-
стерну осуществляется вручную. Другие устройства по конструк-
циям аналогичны установке АСН-2.
Установка АСН-14 является модернизированным вариантом
установки АСН-2 и предназначена для последовательного налива
светлыми нефтепродуктами двух цистерн, стоящих на параллель-
ных железнодорожных путях. Установка АСН-14 монтируется
непосредственно на наливном коллекторе, располагаемом посере-
дине между подъездными путями на эстакаде.
Техническая характеристика установок АСН-2, -3 и -14
АСН-2 н-З АСН-14
Диаметр условного прохода, мм.................. 100 150
Производительность, м3/ч...................100—150 До 200
Условное давление, кгс/см2...................... 6 6
Давление в гидросистеме, кгс/см2................ 16 50
Потребляемая мощность, в-а..................... 200 —
Зона обслуживания по фронту налива, м . . — ±3
4.7. Слив маловязких нефтепродуктов
Маловязкие нефтепродукты (бензины, керосины) необходимо
сливать через нижние сливные приборы. В том случае, когда слив
происходит через верхний колпак цистерны или с помощью
центробежных насосов, не обладающих способностью самовса-
сывания жидкости, необходимо предусматривать установку пор-
шневых насосов для заполнения трубопровода нефтепродуктами
и зачистки цистерн, т. е. удаления остатков нефтепродуктов.
При сливе самотеком для зарядки сифона необходимо преду-
сматривать ручной насос. При сливе с помощью центробежных
насосов заполнение всасывающего трубопровода может быть
выполнено нефтепродуктом из приемного резервуара (если поз-
воляет уровень жидкости в нем).
Слив нефтепродуктов с высокой упругостью паров, особенно
в летнее время, сопровождается образованием газовых пробок
во всасывающем трубопроводе, работающем под вакуумом, что
ведет к срыву работы центробежных насосов или значительному
сокращению подачи поршневых насосов. Для уменьшения ваку-
ума во всасывающем трубопроводе и получения в нем избыточного
давления необходимо в проекте предусматривать погружные
эжекторы. Действие эжектора основано на передаче энергии от
рабочей жидкости, истекающей с большой скоростью из сопла,
к подсасывателю. Передача энергии происходит при смешении
в камере. Энергия образовавшейся смеси используется для подъ-
ема и продвижения ее по трубопроводу. Схему обвязки эжектора
выбирают в зависимости от разности отметок нижней образующей
43
котла цистерны и насоса или резервуаров, от подачи насосов,
протяженности и диаметра трубопроводов, количества и характера
местных сопротивлений. Выбранная схема должна быть прове-
рена гидравлическим расчетом.
При разности геодезических отметок цистерны и резервуара,
достаточной (совместно с дополнительным подпором, развивае-
мым эжектором) для обеспечения заданной производительности
слива Qo, применяют схему, приведенную на рис. 4.4, а. По-
дача и напор насоса в данном случае должны обеспечить работу
эжектора. Обвязку эжекторов по схемам, приведенным на
рис. 4.4, б, в, применяют, когда разность отметок цистерны и
Рис. 4.4. Схемы обвязки эжекторов.
Qq — производительность елнва; —
подача основного насоса; Qp — подача
дополнительного насоса..
резервуара не позволяет организовать самотечный слив или когда
резервуар находится выше цистерны. Если давление, развиваемое
насосом, недостаточно для работы эжектора, то следует устано-
вить дополнительный насос для подачи рабочего нефтепродукта
в эжектор?Дополнительный насос подключают к нагнетательной
линии основного насоса. Подачу дополнительного насоса Qp
выбирают равной расходу рабочей жидкости через эжектор, а
давление—равным разности между давлением рабочего нефте-'
продукта перед эжектором и давлением, развиваемым основным
насосом. Если основной насос развивает давление, достаточное
для работы эжектора, то необходимость в установке дополнитель-
ного насоса отпадает (см. рис. 4.4, в) и от основного насоса нефте-
продукт поступает на эжектор с расходом Qp, т. е. с тем расходом,
который обеспечивал бы дополнительный насос (см. рис. 4.4, а
и б).
4.8. Слив нефти и вязких нефтепродуктов
Слив из железнодорожных цистерн нефти и нефтепродуктов,*
требующих подогрева и размыва осадков, можно выполнять од-
ним из трех способов: самотеком в желоб через межрельсовые
средства герметизации слива (рис. 4.5, а); самотеком в желоб
через средства герметизации слива, установленные сбоку от же-
44
лезнодорожного полотна (см. рис. 4.5, б); самотеком или прину-
дительным сливом через коллектор и средства герметизации,
установленные сбоку от железнодорожного полотна (см. рис. 4.5, в).
Нефть и нефтепродукты, подаваемые на размывание, могут по-
догреваться в теплообменниках и в резервуарах. Указанные
способы применимы как для слива нефти (с одновременным уда-
Рис. 4.5. Технологические схемы слива вяз-
ких нефтепродуктов из железнодорожных
цистерн с подогревом размывающего нефте-
продукта в резервуарах.
а — самотеком в межрельсовый желоб че-
рез устройство нижнего елнва типа СПГ-200;
б — самотеком через средства елнва, уста-
новленные сбоку желоба, с одновременным удалением осадков устройством типа УСН-175М;
в — самотеком нли принудительным сливом через коллектор с одновременным удалением
осадков устройством типа УСН-175М.
/ — цистерна; 2 — устройство удаления осадков типа УРО-1; 3 — межрельсовый желоб;
4 — напорный коллектор; 5 — отводящий трубопровод; 6 — откачивающий насос; 7 —
насос размыва осадков; 8 — теплообменник; 9 — резервуар; 10 — устройство слива и
удаления осадков типа УСН-175М; 11 — сливной коллектор.
лением осадков из железнодорожных цистерн), так и других
высоковязких нефтепродуктов, в частности мазута.
Слив самотеком в желоб с использованием межрельсовых
средств герметизации слива. Этот способ характеризуется наимень-
шим гидравлическим сопротивлением истечению, т. е. наимень-
шим временем слива. Для слива используют установку типа
СПГ-200, а для размыва парафинистых осадков рекомендуется
применять устройство УРО-1. СПГ-200 и УРО-1 монтируют на
фронте слива с технологическим шагом 12 м. Поскольку зона ох-
вата установок типа СПГ-200 всего 0,55 м, то их монтируют груп-
пами по две-три штуки на одно устройство УРО-1.
Последнее состоит (рис. 4.6) из шарнирно-сочлененного на-
порного трубопровода 2, один конец которого, имеющий патру-
бок /, присоединен к коллектору, а второй заканчивается
телескопическим гидромонитором 4 с сопловым наконечником 3,
которые помещены внутри присоединительной головки 5. Послед-
няя выполнена в виде прямого круглого полого цилиндра без
45
Рис. 4.6. Устройство УРО-1 для размыва парафинистых осадков в железнодорожных
цистернах.
46
днищ с двойными стенками, куда подается пар. Межстенная по-
лость 6 соединена трубопроводом 12 с патрубком И, являющимся
продолжением шарнирно-сочлененного трубопровода 2. Внутрен-
няя стенка присоединительной головки имеет отверстия 7 для
выпуска теплоносителя из межстенной полости в сливной канал.
Присоединительная головка имеет уплотнительное резиновое
кольцо 13 и снабжена захватами 14 и рычажно-стопорным меха-
низмом 15 для присоединения к сливному патрубку сливного
прибора цистерны.
В нижней части присоединительной головки имеется стакан 10
с поворотным механизмом, состоящий из рукоятки 9 и стопорного
устройства 8. Цилиндрический корпус стакана является продол-
жением корпуса присоединительной головки и может повора-
чиваться вокруг вертикальной оси относительно головки 5. По
нижнему торцу он имеет буртик.
Слив нефти в желоб через межрельсовые средства герметиза*
ции осуществляют следующим образом (рис. 4.7). Головку 15
устройства УРО-1 с по'мощью захватов 16 присоединяют к патруб-
ку 17 сливного прибора цистерны. Рукоятку 14 устанавливают
вдоль цистерны и закрепляют стопорным устройством, обеспечивая
этим направление сопел наконечника в торцевые части цистерны.
К буртику корпуса стакана присоединяют герметизирующий ко-
жух /^установки межрельсового слива, образуя единую сливную
коммуникацию. Затем открывают клапан сливного прибора и
начинают слив нефти. Открывают задвижку 8 и через шарнирно-
сочлененный трубопровод 6 из напорного коллектора 10 подают
в гидромонитор 5 часть сливаемой нефти, нагнетаемой в коллектор
насосом. Под давлением нефти звенья телескопической трубы
раздвигаются, вводят сопловой наконечник 4 внутрь котла ци-
стерны 3. Струи нефти, выходящие из сопел наконечника, размы-
вают осадок и взвешивают его во всем объеме нефти, находящейся
в цистерне. Сливаемая нефть вместе с размытым и взвешенным
осадком через патрубок 17 сливного прибора цистерны, присоеди-
нительную головку 15 и герметизирующий кожух 13 поступает
в межрельсовый желоб И.
В зимнее время, когда количество и вязкость осадка увеличи-
вается, для его размыва подают подогретую до 40—50° С нефть.
При этом часть подогретой нефти попадает в межстенную полость
присоединительной головки, нагревает ее стенки, увеличивая
тем самым скорость слива, и сбрасывается через отверстия в ка-
нал слива. Когда уровень сливаемой нефти достигнет 0,3—0,35 м,
считая от нижней образующей котла цистерны, задвижку 8 за-
крывают. Подача нефти в цистерну прекращается, звенья гидро-
монитора под действием веса собственного и соплового наконеч-
ника складываются, выводя последний из котла цистерны. Подо-
грев нефти может осуществляться как в теплообменнике, так и
в резервуарах. Первый способ характеризуется значительным рас-
ходом пара и может быть применен при больших объемах слива
47
и при наличии на нефтебазе мощной котельной. На нефтебазах
с меньшим грузооборотом и значительными перерывами в подаче
цистерн целесообразно применять второй способ подогрева (в ре-
зервуарах).
3600
1460
Рис. 4.7. Пункт слива нефти и вязких нефтепродуктов самотеком в меж-
рельсовый желоб (с одновременным удалением осадка).
/ — железнодорожная сливная эстакада; 2 — светильники; 3 — цистерна;
4 — сопловой наконечник; 5 — гидромонитор; 6 — устройство для размыва
осадков; 7 — патрубок; 8 — задвижка; 9 — канализационный желоб; 10 —
напорный коллектор; 11 — межрельсовый желоб; 12 — устройство герме-
тизированного слива; 13 — герметизирующий кожух установки межрель-
сового слива; 14 — рукоятка; 15 — присоединительная головка; 16 — за-
хват; 17 — патрубок сливного прибора цистерны.
Слив мазута по рассмотренной схеме в целом аналогичен сливу
нефти, однако в схеме имеется два паровых коллектора, проло-
женных параллельно мазутопроводам, по которым горячий мазут
поступает в цистерны для подогрева и размыва остатков. После
подключения к патрубку сливного прибора цистерны в устройство
48
УРО-1 подается пар, под давлением которого сопловой наконечник
вводится внутрь котла цистерны. Струи пара, выходящие из со-
пел, подогревают мазут, и начинается слив. После слива основной
массы, при уровне мазута в цистерне 25—30 см, закрывают задвиж-
ки на паропроводе и включают в работу насос, подающий горя-
чий мазут из желоба через теплообменник (или резервуар) в цис-
терну. Одновременно открывают задвижки на отводах от напор-
ного продуктового коллектора, и вместо пара в цистерну через
сопла гидромонитора начинает поступать горячий мазут, который
размывает и подогревает остатки в цистерне до полного слива.
Слив самотеком в желоб через средства герметизации, установ-
ленные сбоку от железнодорожного полотна. Отличительная осо-
бенность данного способа заключается в том, что средства герме-
тизации слива и размыва осадков объединены в единую конструк-
цию: устройство УСН-175М. Подогрев нефти, поступающей в ци-
стерну для размыва осадков, в зимнее время осуществляется
в теплообменнике или в резервуарах.
Устройство УСН-175М (рис. 4.8) состоит из шарнирно-сочле-
ненного сливного трубопровода 2, один конец которого имеет осно-
вание 1 с фланцем для соединения с межрельсовым желобом,
а другой — присоединительную головку 3. Последняя снабжена
крюками захватами 4 и рычажно-стопорным механизмом 10
для подсоединения к патрубку сливного прибора цистерны. Внутри
присоединительной головки помещен телескопический гидромо-
нитор 8 с двумя противоположно направленными коническими
соплами 7. Гидромонитор при помощи шарнирно-сочлененного
напорного трубопровода 6, установленного соосно внутри слив-
ного трубопровода 2, и патрубка 5 соединяется с напорным кол-
лектором. В нижней части гидромонитор имеет выведенный на-
ружу привод с рукояткой 9, снабженной фиксатором углового
положения. Диаметр условного прохода УСН-175М—175 мм;
зона подключения установки к патрубку сливного прибора —•
2000 мм.
Порядок работы при сливе нефти самотеком в межрельсовый
желоб рассматриваемым способом аналогичен вышеприведенному
способу слива при помощи СПГ-200. Отличительной особенностью
схемы с применением устройства УСН-175М (рис. 4.9) является
наличие парового коллектора, по которому пар через устройство
подается в цистерну при сливе основной массы мазута. Подогрев
и размыв остатков мазута осуществляют горячим мазутом.
Преимуществом этого способа является то, что подогретый мазут,
вытекая из щелевого сопла, смонтированного на конце сливной
трубы и установленного на днище желоба, интенсивно размывает
и подогревает остатки мазута ’ в желобе.
Коллекторный слив нефти (рис. 4.10). В качестве средств гер-
метизации слива и размыва осадка в этом случае использовано
устройство УСН-175М, устанавливаемое сбоку от железнодорож-
ных путей. Нефть из коллектора откачивается насосами или сли-
49
вается самотеком в «нулевые» резервуары. Коллекторный слив
нефти характеризуется наиболее полной герметизацией коммуни-
каций и наименьшими потерями нефти, допускает наиболее пол-
ную возможность автоматизации управления процессами слива.
Рис. 4.8. Устройство УСН-175М для слива и размыва осадков нефти и вяз-
ких нефтепродуктов.
Аналогичным образом можно сливать мазуты и другие высоко-
вязкие нефтепродукты. Технологический процесс подогрева и
слива мазута на данном пункте аналогичен процессу слива в меж-
рельсовый желоб.
Подогрев и слив вязких нефтепродуктов. ВНИИСПТнефтью
разработана установка струйного подогрева УСП-5 для подогрева
и слива вязких нефтепродуктов, в частности летнего дизельного
топлива, в зимнее время. Основанная на циркуляционном способе
подогрева, установка УСП-5 на пять цистерн (рис. 4.11) включает
50
один центробежный насос 5 (типа 4К-6 с электродвигателем
КО 42-2), три кожухотрубчатых теплообменника 4 с поверхно-
стью нагрева 40 ма каждый, пять устройств УСН-175М 2 для гер-
метизации слива, обвязывающие трубопроводы, запорную ар-
матуру и КИП.
Рис. 4.9. Пункт слива нефти и нефтепродуктов самотеком в желоб, оснащенный
устройством УСН-175М.
/•— железнодорожная эстакада; 2 — светильники; 3 — цистерна; 4 — сопловой
наконечник; 5 — гидромонитор; 6 — захват; 7 — присоединительная головка;
8 — УСН-175М; 9 — канализационный желоб; 10 — основание; 11 — задвижки;
12 — напорный коллектор; 13 — щелевое сопло; 14 —- межрельсовый желоб;
/5 — ручка; /6 — рукоятка рычажно-стопорного механизма; 17 — патрубок
сливного прибора цистерны.
Подогрев и слив нефтепродуктов установкой УСП-5 выпол-
няется следующим образом. После подсоединения УСН-175М
к сливному прибору цистерны, открытия его и заполнения хо-
лодным нефтепродуктом коммуникаций установки (сливного тру-
бопровода 3, теплообменников и насоса) в теплообменник пода-
ется пар и включается насос. Из теплообменника насосом подо-
51
Рис. 4.10. Пункт слива нефти и вязких нефтепродуктов в коллектор, осна-
щенный устройством УСН-175М.
1 — железнодорожная эстакада; 2 — светильники; 3 — цистерна; 4 — сопло-
вой наконечник; 5 гидромонитор; 6 — захват; 7 — присоединительная го-
ловка; 8 — УСН-175М; 9 — основание; 10 — задвижкн; 11 — напорный кол-
лектор; 12 — сливной коллектор; 13 — ручка; 14 — рукоятка рычажно-стопор-
иого механизма; 15 —- патрубок сливного прибора цистерны.
Рис. 4.11. Схема установки УСП-5 для подогрева и слива вязких нефтепродуктов из
железнодорожных цистерн.
52
гретый продукт подается в напорный коллектор /ив гидромони-
тор установки УСН-175М, сопловой наконечник которой входит
внутрь котла цистерны. Подогретый продукт, вытекающий из
сопел под давлением 7—8 кгс/см2, интенсивно перемешивает
нефтепродукт в цистернах и подогревает его. Когда температура
топлива на 3—5° С превысит температуру застывания, циркуля-
ционный подогрев прекращают и нефтепродукт выкачивается
насосом в резервуар. После прекращения подачи горячего нефте-
продукта в сопла под действием веса собственного и соплового
наконечника звенья телескопической трубы складываются и
наконечник возвращается в исходное положение. Одновременно
с этим автоматически открываются клапаны сброса нефтепродукта
из напорного трубопровода, в результате чего напорные комму-
никации УСН-175М освобождаются от нефтепродукта.
4.9. Нефтеналивные суда
Транспортирование нефти и нефтепродуктов по морям, озерам
и рекам выполняют в специализированных судах: морских и
речных танкерах и речных несамоходных нефтеналивных баржах.
Танкеры оборудованы грузовыми и зачистными насосами или
только грузовыми. Тогда зачистка производится грузовыми насо-
сами. Котельные установки, имеющиеся на танкерах, с помощью
системы подогревателей обеспечивают подогрев нефтепродуктов
во время транспортирования и при выкачке. Грузовые насосы
применяют преимущественно паровые поршневые, центробежные
с паротурбинным приводом и центробежные электроприводные;
зачистные насосы — поршневые с малым числом ходов и высокой
всасывающей способностью. На танкерах применяется также ва-
куумный метод, по которому выгрузка ведется через вакуум-
танк сначала грузовым насосом, затем вакуум-насосом при ва-
кууме 0,5—0,6 кгс/см2. Балластные воды выкачиваются, как пра-
вило, по грузовым трубопроводам основными насосами. У не-
которых крупнотоннажных танкеров имеются танки чистого бал-
ласта и самостоятельные балластные системы.
Категория нефтеналивного судна и необходимые меры пожар-
ной безопасности определяются температурой вспышки нефтепро-
дуктов, для перевозки которых предназначено судно. По правилам
Речного Регистра РСФСР речные нефтеналивные суда I категории
перевозят нефтепродукты с температурой вспышки до 45° С вклю-
чительно, II категории — с температурой вспышки выше 45° С.
Налив нефти и нефтепродуктов в наливные суда должен произ-
водиться, как правило, средствами нефтебазы (насосами или само-
теком), а слив — средствами танкера (для наливных барж — сред-
ствами нефтебазы или при помощи нефтеперекачивающих стан-
ций). Выбор средств перекачки должен быть обоснован проек-
том и согласован с Минморфлотом СССР или Минречфлотом
53
2 Таблица 4.3
Характеристика наиболее типичных по грузоподъемности морских танкеров
Показатели Тип танкера
«Баскун- чак» «Аксай» «Казбек» «Вели- кий Ок- тябрь» «Никол аз Барата- швили» «София» НО-40 Нефтерудо- воз «Крым»
Грузоподъемность, т 1540 4050 10 310 13 615 19 600 44 670 36 350 87 000 150 000
Длина (наибольшая), м 83,42 105,40 145,50 162,30 186,18 230,55 195,00 245,00 294,60
Ширина, м 12,02 14,78 19,20 21,40 23,40 31,00 28,00 38,20 45,00
Высота борта до главной палубы, м 5,3 7,0 10,4 11,2 12,5 15,4 17,8 22,0 25,4
Число грузовых насосов и производительность выкачки одного насоса, м3/ч | 4X125 2X250 4X250 ЗХ 750 3X800 4X750 2Х 2000 2Х 4000 ЗХ 5000
Напор грузовых насосов, м вод. ст. 100 80 100 80 30/70 100 80
Число зачистных насо- сов н производитель- ность выкачки одного насоса, м3/ч —— — — 3X160 3X200 2Х 160 1X300 2Х 350 ЗХ 400
Напор зачистного насо- са, м вод. ст. — — — 100 80 160 —- — ’ —
Диаметр и количество приемно-сливных пат- рубков, мм (шт.) 150 (4) 250 (2) 300 (2) 350 (3) 350 (2) 350 (4> 500 (2) (с переход- никами) 600. (2) (с переход- никами) 800 (3) (с переход- никами)
Таблица 4.4
Характеристика речных танкеров Номер проекта танкера
Показатели НефтеруДовоз 558 1577 587
1754А Р77 1553
Класс перевозимого нефтепро- дукта I И II 1000 I, II И III 2150 II, III И IV 2700 5000 [, II, III И IV 4800 3000
Грузоподъемность, т 132,6 16,75 5,5 3,6 0,82 10НД-6Х 1 2 500 55 132,6 16,90 5,5 3,5 0,86 10НД-6Х 1 2 500 55 110,2 13,40 4,8 3,3 0,88 6НДВБ 2 360 47
Размеры, м: длина ширина высота борта осадка с грузом осадка без груза Грузовой насос: марка количество производительность, м3(ч 86,7 12,99 2,5 1,6 0,61 ЦСП-57 2 130 ек 108,6 15,10 4,4 2,5 0,78 ЦСП-57 2 148 71,5 119,9 13,42 5,8 3,5 1,27 8НДВ 2 500 33
напор, м вод. ст. Зачистной насос: марка количество {ЦСП-57 ЭНП-7/3 1 55 100 ЭНП-7/3 1 68 ЭНП-7/3 1 68 । ЭНП-7/3 68 ЭНП-7/3 1 55
производительность, м3/ч 130 70 100 100 100 100
напор, м вод. ст. Источник тепла: марка парового котла КВВА-1,5/5 1 КВВА-1,5/5 I КВА-1,0/5 2 КВАГ-1,0/5 2 КВВ-1/5-11 2
количество — 1,5 1,5 1 1 1
паропроизводительность, —
т/ч СП _ ел
Таблица 4.5
Характеристика речных нефтеналивных барж
Показатели Номер npoeis
Р27 168Б 459Н 428
Назначение Перевозка мазутов и нефтепро- дуктов III и IV клас- сов Перевозка нефтепро- дуктов I, II, III и IV классов Перевозка нефти и нефтепро- дуктов I н II классов Перевозка нефтепродукт тов I, II и III классов, не требующих подогрева
Грузоподъемность, Размеры, м: 3000 3900 2050 6000
длина 111,2 109,0 78,4 137,7
ширина 20,50 16,48 15,44 19,50
высота борта 2,85 3,35 2,50 7,60
осадка с грузом Производительность, т/ч: 2,60 2,90 2,28 3,05
погрузки 1000 1000 1200 1000
выгрузки 800 800 800 1000
Диаметр трубопровода, мм 300 300 300 400
Характеристика наиболее типичных по грузоподъемности
морских танкеров приведена в табл. 4.3, речных танкеров — в
табл. 4.4. Для перевозки нефтепродуктов в порты Белого и Бал-
тийского морей и перевозки в обратном направлении руды из
Кандалакши в Череповец созданы нефтерудовозы грузоподъем-
ностью 2700 т. На каждом таком судне имеются три цистерны
(две длиной 22,25 и диаметром 2,35 м каждая и одна — диаметром
2,6 и длиной 6,1 м), предназначенные для нефтепродуктов, и от-
крытый бункер объемом 137 м3 для перевозки сухогрузов. Харак-
теристика речных нефтеналивных барж приведена в табл. 4,5.
Для перекачки нефтепродуктов из нефтеналивных барж на
речных нефтебазах, на которых отсутствуют береговые насосные
станции и на которые нефтепродукты завозят один-два раза в на-
вигацию, применяют плавучие нефтеперекачивающие станции.
Они оборудованы насосами, которыми производится перекачка
нефтепродуктов с нефтеналивных барж в резервуары нефтебазы,
и котельными установками для подогрева вязких нефтепродук-
тов. Характеристика некоторых нефтеперекачивающих станций
приведена в табл. 4.6.
4.10. Причалы для нефтеналивных судов
При поступлении или отгрузке нефти и нефтепродуктов водным
транспортом на нефтебазах, расположенных на морях, озерах,
реках, должны предусматриваться специальные причалы. В за-
56
баржи
403Б 471 504 Типа «Великая» Типа «Алдам»
Перевозка Перевозка Перевозка Перевозка Перевозка
нефтепродук- нефтепродук- нефтепродук- нефтепродук- нефтепродук-
тов I класса тов I класса тов I класса тов II, III и тов III и IV
IV классов классов
3700 200 40 11 750 10 000
110,8 40,6 25,9 117,5 165,4
16,48 7,39 5,63 24,60 22,60
3,35 1,40 1,00 11,50 10,50
2,85 1,11 0,75 3,60 3,56
1000 — 1200 1200
800 — — 600 600
300 150 100 — —
висимости от грузооборота, характера работы нефтебазы и гидро-
логических условий причалы могут быть стационарными или
плавучими. Операции по сливу й наливу нефтепродуктов могут
проводиться также на беспрпчальных устройствах с использо-
ванием подводных трубопроводов, гибких шлангов и буйковых
устройств. На причалах, предназначенных для слива или налива
нефтей и нефтепродуктов, допускается бункеровка только нефте-
наливных судов. Остальные суда должны бункероваться топливом
только при помощи плавбункеровщиков. Расчет необходимого ко-
личества причалов для слива и налива нефтепродуктов и произво-
дительности бункеровки судов следует вести в соответствии с «Нор-
мами технологического проектирования морских портов» (согласо-
ваны с Госстроем СССР 21 августа 1967 г. и утверждены Минмор-
флотом СССР 15 сентября 1967 г.) и «Нормами технологического
проектирования портов и пристаней на внутренних водных путях
РСФСР» (утверждены Минречфлотом РСФСР 29 августа 1966 г.).
Для погрузки и выгрузки нефтеналивных судов в гаванях со-
оружают причальные устройства — причалы и пирсы. Прича-
лами называют сооружения, расположенные параллельно берегу,
а пирсами — перпендикулярно к нему или под некоторым углом.
Пирс может иметь одну или несколько причальных линий как для
проведения сливных и наливных операций с основным грузом,
так и для бункеровки судов (рис. 4.12). Количество причалов
определяется расчетом, а их расположение— местными условиями
и противопожарными требованиями.
57
S Таблица 4.6
Характеристика некоторых нефтеперекачивающих станций
Показатели .... Номер проекта
Р-62 | 601Б | 369 I 59 | 128
Назначение Перекачка вяз- ких нефтепродук- Перекачка сырой нефти и маловязких Перекачка нефтепродуктов II, Щ и IV классов
тов III и нефтепродуктов
Размеры, м: IV классов 1 класса
длина• ширина высота 46,3 12,4 3,0 15,9 8,7 2,5 69,0 13,5 64,8 14,5 67,0 13,5
Грузовой иасос: 2,8 3,2 2,8
марка ВС-200 с элек- 8НДВН с элек- «Борец» НЛН-50 «Борец»
тродвигателем тродвигателем
АК-101-4М МА-Т1/6-Щ2
количество производительность, м3/ч 4 200 2 600 2 340 2 500 2 280
напор, м вод, ст. Дизель-генератор: 250 (max) 30 10—15 10—15 10-15
ТИП ДГР-300/500 (1—2 шт.) — — — —
ДГА-25/9 (1 шт.)
мощность, квт 300 и 25 10
напряжение, в Котел для подачи пара на 8 — по 1U 110 10 110
подогрев нефтепродуктов:
тип количество площадь поверхности нагрева, м2 Огнетрубный 2 200 — Огнетрубный 2 200 Водотрубный 3 160 Огнетрубный 2 200
давление, кгс/см2 6 — 8 15 5
СП
сО
Причалы для слива и налива, возводимые на судоходных ре-
ках и каналах, должны, как правило, размещаться ниже (по те-
чению): крупных рейдов и мест постоянной стоянки флота —• на
расстоянии не менее 1000 м; пристаней, мостов и водозаборов —
на расстоянии не менее 300 м. Если по местным условиям нефтя-
ные причалы невозможно расположить ниже (по течению) указан-
ных объектов, их допускается размещать выше (по течению)
от перечисленных объектов соответственно на расстоянии 5000
и 3000 м.
Расстояния от нефтяных причалов в морских и озерных пор-
тах и в портах на водохранилищах до сухогрузных, пассажирских
и служебных причалов должны быть не менее: при перегрузке
горючих жидкостей — 200 м, легковоспламеняющихся жидко-
стей — 300 м. Расстояние между пирсами для слива и налива
должно быть не менее 200 м при перегрузке нефтепродуктов с тем-
пературой вспышки паров 28° G и ниже и не менее 150 м для
нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 28° С.
В обоих случаях расстояние должно быть не менее принятой длины
расчетного судна. Расстояния между речными нефтяными при-
чалами для вышеуказанных групп жидкостей должны быть
соответственно 300 и 200 м.
Нефтяные причалы следует проектировать из несгораемых ма-
териалов. Ширина причала должна обеспечивать прокладку по
ним всех необходимых трубопроводов, а также устройство по-
жарного проезда. Причалы должны иметь ограждения со стороны
берега и устройство для заземления судов.
4.11. Стендеры
Для слива и налива нефти и нефтепродуктов, слива балласт-
ных вод и отвода паровоздушной смеси из танкеров и нефтеналив-
ных морских, речных и озерных судов необходимо предусматри-
вать специальные устройства — стендеры. Стендер — это кон-
струкция, состоящая из шарнирно-сочлененных трубопроводов,
концевая часть которой (соединитель) служит для соединения
береговых коммуникаций с приемно-сливными патрубками трубо-
проводов на танкере (нефтеналивном судне).
В соответствии с ГОСТ 19762—74 «Автоматизированные си-
стемы налива и слива морских, речных и озерных судов. Стендеры»
последние изготовляют двух типов: PC — с ручным перемещением
подвижных звеньев стендера; АС — с автоматизированным уп-
равлением. Условные проходы (£>у) для стендеров типа PC при-
нимают 100, 150, 200, 250 мм, типа АС— 100, 150, 200, 250, 300,
400, 500 мм.* Рабочее давление в стендере должно быть не более
16 кгс/см2, а гидравлическая система управления должна быть
рассчитана на давление до 100 кгс/см2. Соединитель'— элемент
стендера, позволяющий герметично и прочно подсоединиться
к приемно-сливному патрубку судна (ГОСТ 20772—75), должен
60
Таблица 4.7
обеспечивать подсоединение в соответствии с табл. 4.7. Типоразмер
стендера для морских танкеров рекомендуется принимать по
табл. 4.8.
Таблица 4.8
Соответствие типоразмеров стендеров для морских судов эксплуатационным
характеристикам
Ру стендера; мм Глубина у при- чала, м Расчетный дед- вейт, т, не более П роизводитель- ность, т/ч, не менее Зона действия стендера по вы- соте, м
250 5,75 8,25 9,75 5 000 10 000 25 000 500 1 000 2 500 6,0 10,0 12,0
300 13,00 60 000 6 000 15,5
400 15,00 16,50 100 000 100 000 (свыше) 8 000 10 000 18,0 22,0
В настоящее время серийно выпускают два типа стендеров,
удовлетворяющих требованиям ГОСТ 19762—74: АСН-6А-1 и
АСН-16 конструкции ВНИИКАнефтегаза (рис. 4.13, табл. 4.9).
Стендер АСН-16 предназначен для налива (слива) нефти и нефте-
продуктов в морские, озерные и речные танкеры, а также для от-
качки балластных вод, бункеровки и отвода паровоздушной смеси
в газоуравнительную систему. Он имеет принципиально анало-
гичную АСН-6А-1 схему, отличаясь от него конструктивными
размерами и решением отдельных узлов и системы управления.
Стендер АСН-6А-1 предназначен в основном для налива (слива)
нефти и нефтепродуктов в морские танкеры грузоподъемности
61
до 100 кт, а также бункеровки и откачки из них балла-
стных вод.
Кроме названных типов стендеров ЧерноморНИИпроектом
разработан ряд проектов стендеров, которые могут быть изготов-
лены заводами по индивидуальным заказам. Наибольшее распро-
Рис. 4.13. Установка АСН-16 автоматизированного налива танкеров (четыре стендера —
по два справа и слева — условно не показаны).
странение получил стендер ТП-390М со следующими характери-
стиками: Dy — 250 мм, управление ручное, производительность
при скоростях перекачки 5,7 и 9,0 м/сек соответственно 1000 и
1590 м3/ч, давление рабочей среды — до 10 кгс/см2, масса —
8830 кг (в том числе 4465 кг — противовес), потери напора в стен-
дере — 8,4 м вод. ст.
62
Таблица 4.9
Характеристика стендеров конструкции ВНИИКАнефтегаза
Показатель
АСН-6А-1
АСН 16
Система стендера
Управление
Количество стендеров, управляемых с одного
пульта
Dy, мм
Производительность одного стендера при ско-
рости потока 9 м/сек, м3/ч
Номинальное Давление рабочей среды,
кгс/см2, не более
Минимальное расстояние между двумя со-
седними стендерами, м
Температурный диапазон работы, °C
Кол-во обслуживающего персонала (в сме-
ну), чел.
Условия швартовки и подсоединения стенде-
ров установки к танкеру:
условный проход приемно-сливного
патрубка танкера, к которому непо-
средственно производитси подсоеди-
нение, мм
максимальный дифферент
танкера во время налива—слива, не
более
минимальное расстояние от фланца
приемно-сливного патрубка танкера
до его борта, м, не менее
время подсоединения к танкеру, мин
Давление в гидросистеме, кгс/см2
Потребляемая мощность, квт
Масса, т
Шарнирно-сочлененная, цельно-
металлическая, однопроводная,
уравновешенная без продукта
Полуавтоматическое дистан-
ционное
1—8 1-6
400 250
4000 1600
10
3 | 2,5
От —30 до 50
1
200—400 | 280—480
±10°
2
2—5 2—3
80±5 100
17 21,5
12 7
ГЛАВА 5
ТРУБОПРОВОДЫ
И ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА
5.1. Гидравлический расчет трубопроводов
Перед гидравлическим расчетом трубопроводов выполняют
технологический план нефтебазы, по которому определяют от-
метки и плановое положение любого трубопровода и получают
данные, необходимые для гидравлического расчета. Расчет ведут
исходя из максимальных расходов приемо-раздаточных устройств
(нефтепричалов, железнодорожных эстакад и др.), заданной про-
изводительности (грузооборота), вязкости и плотности нефтепро-
дуктов и разности отметок основных технологических сооруже-
ний (резервуаров, насосных станций). В процессе гидравличе-
ского расчета трубопроводов определяют обычно оптимальный
диаметр трубопроводов, исходя из обеспечения заданной произ-
водительности перекачки с учетом потерь напора, и производят
подбор насосно-силового оборудования. Кроме того, для всасы-
вающих линий насосов проводится проверка по наибольшему
давлению насыщенных паров перекачиваемых нефтепродуктов,
исходя из того, что остаточное давление в любой точке сливного
трубопровода должно быть больше давления насыщенных паров
(табл. 5.1.)
Таблица 5.1
Давление насыщенных паров нефтепродуктов, м вод. ст.
Нефтепродукт Температура, °C
— 20 — 10 0 10 20 30
Авиабензин 0,6 0,9 1,4 2,0 2,8 3,9
Автобензин 1,0 1,4 2,0 2,8 3,8 5,1
Керосин тракторный 0,1 0,2 0,3 0,5 0,7 1,9
Расчет начинают с определения наибольшего расстояния пере-
качки и наибольшей высоты подачи нефтепродукта при заданной
производительности для каждого сорта нефтепродуктов, а также
наинизшей температуры перекачиваемого продукта для данной
местности. Для обеспечения устойчивой работы насоса необхо-
димо, чтобы потери напора во всасывающей линии, сложенные
с геометрической высотой всасывания, не превышали значения
допустимой вакуумметрической высоты всасывания насоса. Вну-
тренний диаметр трубопровода, м,
4„ = 0,0188 1/q7v, (5.1)
64
где q — производительность перекачки нефтепродуктов по трубо-
пооводу, м8/ч; v — скорость движения нефтепродуктов, м/сек.
Внутренний диаметр рекомендуется принимать не менее 50 мм.
Среднюю скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам
можно брать по табл. 5.2. Приведенные в ней значения скорости
являются ориентировочными и окончательно принимаются после
гидравлического расчета и технико-экономического обоснования.
Таблица 5.2
Средняя скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам в зависимости
от вязкости
Вязкость Рекомендуемая средняя скорость, м/сек
Условная, °ВУ Кинематическая, см2/сек на линии всасывания на линии нагнетания
1—2 0,010—0,115 1,5 2,5
2—4 0,115—0,277 1,3 2,0
4—10 0,277—0,725 1,2 1,5
10—20 0,725—1,459 1,1 1,2
20—60 1,459—4,385 1,0 1,1
60—120 4,385—8,772 0,8 1,0
При определении максимальной скорости перекачки нефтепро-
дуктов по трубопроводам необходимо иметь в виду, что под влия-
нием трения могут возникнуть опасные разряды статического
электричества. «Правила защиты от статического электричества
в производствах химической, нефтехимической и нефтеперераба-
тывающей промышленности», утвержденные МХП и МНХиНП
31 января 1972 г., предусматривают следующие ограничения ско-
рости перекачки нефтепродуктов по трубопроводам и их исте-
чения в резервуары, танкеры, железнодорожные вагоны-цистерны
и другие емкости в зависимости от удельного электрического
сопротивления нефтепродуктов:
а) при удельном объемном электрическом сопротивлении не
более 10й ом-м— до 10 м/сек;
б) при удельном объемном электрическом сопротивлении не
более 10й ом-м — до 5 м/сек;
в) при удельном объемном электрическом сопротивлении более
10й ом-м допустимые скорости устанавливают отдельно для каж-
дой жидкости. При этом необходимо учитывать не только свой-
ства нефтепродуктов, но и длину, диаметр, внутреннюю шерохо-
ватость стенок трубопровода, размеры приемной емкости и др.
Предельно допустимая скорость транспортировки — это та-
кая скорость, при которой (при данном диаметре трубопровода)
потенциал на поверхности жидкости в приемном резервуаре
не превышает предельно допустимого потенциала для нефтепро-
3 В. Г. Шишкин 65
дуктов, равного 4—8 кв. При начале заполнения порожнего
резервуара нефтепродукты, имеющие удельное объемное электри-
ческое сопротивление более 105 ом-м, следует подавать со ско-
ростью не более 1 м/сек до момента затопления конца загрузочной
трубы. Удельное объемное электрическое сопротивление определя-
ется по ГОСТ 6581—75, а его значения для некоторых нефтепро-
дуктов приведены ниже.
Удельные объемные электрические сопротивления нефтепродуктов, ом-м
Бензин:
А-66 и Б-70
Б-95
Битумы
Дизельное топливо
Керосин
щи—Ю12
1010—юн
10й—1014
j 08—юн»
10е—10'1
Топливо:
Т-1
ТС-1
Масло:
конденсатор ное
трансформаторное
108—104
юп—юи
1012
IO»
По формуле (5.1) и соответствующим ГОСТ подбираются трубы
и рукава по отдельным участкам трубопроводных коммуникаций.
Вязкость нефтепродуктов определяется в зависимости от сред-
ней температуры (рис. 5.1 и 5.2). По предварительно определенному
диаметру трубопровода, скорости и вязкости нефтепродукта уста-
навливают число Рейнольдса, а затем определяют коэффициент
гидравлического сопротивления и потерю напора на трение в тру-
бопроводе. Потери напора на трение по длине трубы и преодоле-
ние местных сопротивлений, м,
где /пр — приведенная длина трубопровода, м; dEH — внутренний
диаметр трубопровода, м; л — коэффициент гидравлического
сопротивления; v—скорость движения нефтепродукта, м/сек.
Приведенная длина трубопровода, м,
/пр = ' + 24кв. ' (5.3)
где I — геометрическая длина трубопровода, определенная по
плану технологических трубопроводов, м; 7ЭКВ — эквивалентная
длина местного сопротивления отдельного участка.
Необходимый напор насоса, м,
/7 = ЛТР + Лск + Аг, (5.4)
где /гтр — потери напора на трение; /гск — скоростной напор
[v2/(2g)J; Да—разность отметок конечного и начального пунк-
тов перекачки (обычно принимается максимальная разность
отметок уровней нефтепродукта в железнодорожной цистерне
и резервуаре).
Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от ре-
жима движения нефтепродукта в трубопроводе (ламинарный или
66
Рис. 5.1. Кинематическая вязкость v, см2/сек, легковоспламеняющихся
нефтепродуктов в зависимости от температуры.
1 — бензин; 2 — бензол; 3 — лигроин; керосин: 4 — тракторный, 5 —
осветительный.
3=
67
Рис. 5.2. Кинематическая вязкость V, см2/сек, нефти и нефтепродуктов в зависимости
от температуры.
Керосин: / — / — тракторный, 2—2 — осветительный; 3—3 — нефть биби-эйбатская;
4—4 — масло Л для высокоскоростных механизмов; нефть: 5—5 — пермская, 6— 6—
ромашкииская; масло: 7—7 — соляровое, 8 — 8 — трансформаторное, 9—9 — веретен-
ное АУ, 10—10 — индустриальное 12, И—11 — индустриальное 20, 12—12 — для тихо-
ходных дизелей М; 13—13 — дизельное топливо ДТ-1; 14—14 — масло индустриальное 30;
15—15 — дизельное топливо ДТ-2; масло: 16—16 — для тихоходных дизелей Т, 17 —
17 — авиационное МС-14, 18—18 — индустриальное 45; 19—19 — мазут флотский 12;
масло: 20—20 — автотракторное АК-15, 21—21 — авиационное МС-20, 22—22 — цилин-
дровое И; 23—23 — мазут флотский 20; масло авиационное: 24—24 — МС-24, 25—25 —
МС-22; топливо нефтяное: ^25—26 — 40, 27—27 — 60, 28—28 — 80, 29 — 29 — 100.
Таблица 5.3
Коэффициент X для стальных труб при турбулентном движении нефтепродуктов
Dy. мм Re Формула для определения X
50 2 800—3 500 3 500—12 000 > 12 000 0,3164/VRe (43 300—0,626 Re)-.10“6 0,0203 4- 1,7/|<Ёё
70 2 800—4 200 4 200—14 000 > 14 000 0,3164/^^6 (41 700—0,563 Re)-10”® 0,0193 4- l,7/l<Re
80 2 800—5 000 5 000—15 000 > 15 000 0,3164/3<Re (40 200—0,505 Re)-10~с 0,0187 4- l,7/KRe
100 2 800—6 000 6 000—16 000 > 16 000 0,3164/V^Re (38 700—0,451 Re)-10"6 0,0180 4- 1,7/KRe
125 2 800—7 500 7 500—17 000 > 17 000 0,3164/|<Re (37 000—0,396 Re) -10'6 . 0,0172 4- 1,7/K Re
150 2 800—12 000 12 000—20 000 > 20 000 0,3164/|/"Re (34 800—0,322 Re)-10“c [0,0164 4- 1,7/KRe
200 2 800—14 000 14 000—21 000 > 21 000 0,3164/|<Re (33 200—0,275 Re)-IO-6 0,0157 4- 1,7/Kr^
250 2 800—16 000 16 000—22 000 > 22 000 0,3164/j<Re (32 300—0,262 Re) -1(4 6 0,0151 4- l,7/|/~Rc
300 2 800—20 000 > 20 000 0,3164/^Re 0,0147 4- 1,7//r7-
350 ‘ 2 800—38 000 > 38 000 0,3164/|/Re 0,0143 4- 1,7/KRe
400 2 800—564)00 > 56 060 0,3164/|<Ri 0,0134 4- 1,7//Re
69
Продолжение табл. 5.3
Оу. мм Re Формула для определения X
450 2 800—65 000 > 65 000 0,3164/f^Re 0,0132 + l,7/KRe
500 2 800—73 000 0,3164/><Ёё
> 73 000 0,0130+ 1,7//rZ-
600 2 800—90 000 > 90 000 0,3164/j<Re 0,0126+ 1,7/KR^
700 2 800—100'000 > 100 000 0,3164/УЁё 0,0124+ 1,7/KRc
800 2 800—110 000 > 1'10 000 0,3164/^4 Re 0,01234 1,7/1/" Re
900 2 800—115 000 > 115 000 0,3164 /у₽с 0,0122+ 1,7/1/" Re
1000 2 800—120 000 > 120 000 [0,3164/^1+ 0,0121 + 1,7/KRe
1200 2 800—125 000 >125 000 0,3164/^/1+ 0,0120+ 1,7/j/R^
1400 2 800—130 000 > 130 000 0,3164/|/Re 0,0119+ 1,7/1/R^
турбулентный), характеризуемого значением числа Рейнольдса Re
и относительной шероховатостью стенок трубы.
Re = vdBn/v,
(5.5)
где v — кинематическая вязкость перекачиваемого нефтепро-
дукта.
В
При Re <[2000^ режим’движения нефтепродукта ламинарный.
этом случае
X = 64/Re.
(5-6)
При Re > 2800 режим движения нефтепродукта турбулентный.
Коэффициент гидравлического сопротивления % для этой зоны
зависит от Re [см. формулу (5.5) 1, эквивалентной шероховатости
трубы (для стальных труб принимается равной примерно
0,2 мм) и £>у. Его можно рассчитать по формулам (табл. 5.3)
или определить по графикам (рис. 5.3—5.6).
70
Рис. 5.3. Зависимость X от Re^’npn ламинарном режиме
для Dy = 504-400 мм (Re > 2040).
Рис. 5.4. Зависимость X от Re при турбулентном режиме.
1 — для Dy — 50 4-125 мм при Re < 100 000; 2 — для Dy =150 мм при Re < 100 000;
3 — для Dy = 200 4-250 мм при Re < 30 000 и для Dy = ^00 4-400 мм при Re < 50 000.
71
1 — для Dy = 200 мм; 2 — для Dy = 250 мм; 3 — для Dy = 300^400 мм.
72
При 2000 < Re < 2800 режим движения нефтепродукта не-
устойчивый и
X = (0,16Re — 13)-10'4. (5.7)
Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений при
турбулентном движении приведены в табл. 5.4. Там же приве-
дены относительные эквивалентные длины местных сопротивлений,
выраженные через l3VJd. На рис. 5.7 приведены кривые зависи-
мости местных гидравлических сопротивлений для ламинарного
и переходного режимов.
Таблица 5.4
Коэффициенты местных гидравлических сопротивлений £ и эквивалентные длины
местных сопротивлений, выраженные через отношение l3KB!d
Местное сопротивление 1 'экв/<*
Выход из резервуара без хлопушки 0,5 23
То же, через хлопушку 0,9 40
То же, через подъемную трубу с шарниром Колено под 45° сварное 2,2 100
0,3 14
То же, 90° сварное с одним швом 1,3 60
То же, с двумя швами Отвод с радиусом закругления 7? == 2d 0,69 30
0,5 23
То же, R = (3 = 5) d Задвижки (всех диаметров) 0,25 12
0,5 18—23
Вентиль обыкновенный Dy = 15 мм 16 740
То же, Dy = 20 мм 10 460
То же, Dy — 25 -=- 40 мм 9 410
То же, Dy = 50 мм и более Вентиль с наклонным шпинделем Dy =15-5- -=- 25 мм 7 320
3 140
То же, Dy = 40 мм 2,5 ПО
То же, Dy = 50 мм и более 2 90
Кран проходной Dy = 15 мм 4 180
То же, Dy 20 мм и более Обратный приемный клапан Dy = 40 мм 2 90
4,1 190
То же, Dy = 50 мм 4,6 210
То же, Dy = 80 мм 6 280
Счетчик (бензиномер) 10—15 460—690
Кран отпускной Dy = 25 мм 15 690
Обратный приемный клапан с сеткой Dy = 50 мм 3,5 160
Обратный питательный клапан 8 360
Обратный клапан-хлопушка 1,3 82
Компенсатор сальниковый 0,5 23
Компенсатор П-образный 2 90
Компенсатор линзовый (со вставкой) 0,3 14
Фильтр односетчатый для светлых нефтепродуктов 1,7 77 —
То же, для темных нефтепродуктов 2,2 100
Тройник на проход 1 1,1 50
То же, с поворотом -^1 1,3 60
То же, на слияние 14 3,0 136
73
В прилож. 2 приведены данные о скорости движения жидкости
по трубам в зависимости от диаметра трубопровода и расхода,
в прилож. 3— потери напора в трубопроводе при перекачке воды—-
для ориентировочного определения потерь напора при перекачке
нефтепродуктов, имеющих меньшую или большую вязкость, чем
вода. Точный подсчет потерь напора при перекачке нефтепродук-
тов следует выполнять по формулам, приведенным выше.
1 — выход из резервуара через подъемную трубу; 2 — фильтр для светлых нефтепродук-
тов; 3 — колено сварное 90° с одним швом; 4 — выход из резервуара через хлопушку;
5 — колено сварное 90° с двумя швами; 6 — колено гнутое к = 3d. 7 — задвижка;
8 — колено гнутое /? = 4J; 9 — колено сварное 45°.
На основании результатов гидравлического расчета по требу-
емым подаче и напору подбирается насос, а затем по его характе-
ристикам определяется действительная подача для данного трубо-
провода. При расчете сложных систем трубопроводов, т. е. трубо-
проводов с ответвлениями при изменяющихся по длине диаметрах
труб, исходят из следующего.
1. Потеря напора в трубопроводе, состоящем из ряда последо-
вательных участков с разными диаметрами труб, определяется
как сумма потерь на всех участках трубопровода.
2. Потери напора для каждого участка системы трубопроводов,
состоящей из нескольких параллельно включенных участков,
по которым происходит перекачка нефтепродуктов, будут равны
между собой, а подача по всей системе — равна сумме подач по
каждому трубопроводу.
74
3. Потери напора для системы разветвленного трубопровода
при одинаковой подаче в каждый резервуар определяются сле-
дующим образом: сначала определяются диаметр ижпотеря напора
по наиболее протяженному трубопроводу, а затем по каждому из
участков трубопроводов, которые ответвляются от этого, наиболее
протяженного трубопровода.
4. Потери напора в кольцевой системе трубопроводов, когда
нефтепродукт может быть подан в одну точку (в резервуар) по
двум и более трубопроводам, вычисляют исходя из положения,
что сопротивления линий между точками разветвления трубопро-
водов должны быть одинаковыми.
5.2. Механический расчет трубопроводов
Расчет стальных трубопроводов, сооруженных из труб, постав-
ляемых трубопрокатными заводами по ГОСТ и ТУ, выполняется
в соответствии с «Указаниями по расчету стальных трубопроводов
различного назначения» СН 373—67. Расчет ведут по предельным
состояниям: по несущей способности (прочности и устойчивости)
и по деформациям (для трубопроводов, деформация которых мо-
жет ограничивать возможность их применения). При расчете
стальных трубопроводов, сооружаемых в условиях просадочных,
набухающих, многолетнемерзлых грунтов, на подрабатываемых
территориях и в других особых условиях, следует учитывать
дополнительные требования, приведенные в соответствующих
нормативных документах. Расчетное сопротивление материала
труб
Ri = (5.8)
и
/?2 = ^лКт2т3, (5.9)
где /?1П— нормативное сопротивление, равное наименьшему зна-
чению временного сопротивления разрыву материала труб и
сварных соединений, принимаемое по ГОСТ или ТУ на соответст-
вующие виды труб, кгс/см2; /?2[|—нормативное сопротивление,
равное наименьшему значению предела текучести при растяжении,
сжатии и изгибе материала труб и сварных соединений, прини-
маемое по ГОСТ или ТУ на соответствующие виды труб, кгс/см2;
klt k2 — коэффициенты однородности материала труб; для бес-
шовных труб из углеродистой и нержавеющей сталей и сварных
труб из низколегированной ненормализованной стали = 0,8;
для сварных труб из углеродистой и нержавеющей сталей и свар-
ных труб из нормализованной низколегированной стали kr =
= 0,85; для труб, изготовленных из низколегированной и нержа-
веющей стали k2 =0,85, из углеродистой стали—>0,9; тх —
коэффициент условий работы материала при разрыве труб; тг —
= 0,8; тй—коэффициент условий работы трубопровода; для
трубопроводов, транспортирующих инертные газы (азот, воздух,
75
пар и т. п.) или токсичные, взрывоопасные и горючие жидкости,
т2 =0,75; т3—коэффициент условий работы материала труб
при повышенных температурах (табл. 5.5).
Таблица 5.5
Значения коэффициента rv3
Материал трубы Рабочая температура в трубопроводе. С
От —70 до — 40 От —39 до 100 250 430
Углеродистая сталь групп Л и В по ГОСТ 380—71 * марок с порядко- выми номерами 2. 3, 4 — 1 0,85 0,75
Углеродистая качественная конструк- ционная сталь группы 1 по ГОСТ 1050—74 марок с поряд- ковыми номерами 10, 15, 20 1 0,85 0,45
Низколегированная сталь марок 09Г2С, 10Г2С1, 17ГС, “44ХГС, 10Г2СД, 15Г2С и 10Г2 1 1 0,85 0,45
Легированная сталь марок Х5,' Х5М, Х5ВФ, Х5МУ, 0X13, 12МХ, 12Х1МФ, Х18Н10Т, 0Х21Н5Т, Х17Н13М2Т, 0Х17Н16МЗТ " " 1 " 1 1 0,90 0,70
Толщина стенки трубы, см, при 2Hm3/(Z? lum2) > 0,75
6 = npD„/[2 + np)]\ (5.10)
при Rinm3/(Rlnm2) <0,75
6 = npDH/[2 (0,9/?2„m3 np)], (5.11)
где n •— коэффициент перегрузки рабочего давления в трубо-
проводе; п = 1,2; р— рабочее (нормативное) давление в трубо-
проводе, кгс/см2; DH — наружный диаметр трубы, см; для труб,
сваренных односторонним швом, в расчетные и нормативные со-
противления следует ввести поправку (умножить на 0,8).
Аналогично рассчитывают толщину стенок деталей трубопро-
водов (сварных тройников, конических переходов, отводов и вы-
пуклых заглушек). В этом случае в числитель расчетных формул
дополнительно вводится коэффициент несущей способности соот-
ветствующей детали трубопровода (1—1,3).
5.3. Температурные напряжения в трубопроводах.
Компенсаторы
Длина трубопровода, свободно лежащего на опорах, меняется
с изменением температуры стенки трубы в зависимости от темпера-
туры перекачиваемой жидкости и окружающей среды. Изменение
длины трубопровода, м,
(5.12)
Д1 = al Ы,
76
где а — коэффициент линейного расширения металла (для стали
а =0,000012 1/°С); I—первоначальная длина трубопровода, м;
Д/— разность температур, °C.
Если концы трубопровода жестко закреплены, то от темпера-
турных воздействий в нем возникнут термические напряжения
растяжения или сжатия, которые рассчитываются по формуле,
кгс/см2> ct = EaM, (5.13)
где Е — модуль упругости материала трубы (для стали Е =
= 2,1 -106 кгс/см2). •
Возникшие в трубе термические напряжения вызывают в точках
закрепления трубопровода усилия, направленные вдоль оси
трубопровода и не зависящие
от длины, кгс,
P = GtS, (5.14)
где S — площадь сечения ма-
териала трубы, см2.
При прокладке трубопрово-
дов в земле сила трения трубы
о грунт, как правило, компен-
сирует усилие, возникающее от
тепловых напряжений. Мини-
мальная длина участка, на
которой сила трения трубопро-
водов о грунт уравновешивает
усилие от тепловых напряже-
ний,
/т1п = а£Д/6/(^), (5.15)
Рис. 5.8. Трубопроводы с участками само-
компенсации термических напряжений.
а — угловой участок; б — L-образный уча-
сток.
где k — давление грунта на поверхность трубы, кгс/см2; р — коэф-
фициент трения трубы о грунт (для расчетов принимается равным
0,4—0,6).
Если длина трубопровода, испытывающего термические на-
пряжения, I > /т1п, необходимо предусматривать компенсацию
температурных напряжений, поскольку они могут достичь боль-
ших значений и привести к разрушению трубопроводов, опор
и арматуры. Для этого применяют специальные устройства —
компенсаторы. По конструкции они делятся на линзовые, гнутые
(П-, Z- и лирообразные) и сальниковые. Установка сальниковых
компенсаторов на трубопроводах для легковоспламеняющихся
и горючих жидкостей не допускается. Для теплосетей следует при-
менять П-образные и сальниковые компенсаторы. Компенсирую-
щие устройства следует устанавливать на трубопроводах при
невозможности компенсации температурных деформаций трубо-
проводов за счет самокомпенсации.
Наиболее распространенные виды самокомпенсирующихся уча-
стков трубопроводов приведены на рис. 5.8. Из схемы видно,
77
что при нагревании трубопровод деформируется и примет поло-
жение, показанное штриховой линией. Наибольшее изгибающее
напряжение углового участка (см. рис. 5.8, а) на неподвижной"
опоре короткого плеча
1,5 / ti -f- 1 . п -f- 3 । \ /г in,
nmax = + 7r$Tctg <p) , (5.16)
где Дг—удлинение короткого плеча, см; d„—наружный диа-
метр трубы, см; п — отношение короткого плеча к длинному;
п =1^112-, <р — угол между плечами.
Наибольшее изгибающее напряжение Z-образного участка
(см. рис. 5.8, б)
Ощах = О ДхЕ4/[/2 (1 + 12/101, (5.17)
где пх— отношение длины короткого Продольного плеча к длине
перпендикулярного плеча (пх = Zx/Z).
По номограмме на рис. 5.9 определяется минимальная длина
плеча отвода, необходимого для компенсации теплового удлинения
при прокладке трубопроводов с использованием их самокомпен-
сации. По формулам (5.16) и (5.17) проверяются напряжения в ко-
ротких плечах трубопроводов при прокладке в стесненных усло-
виях строительства, когда их длина принимается менее длины,
определенной по номограмме.
Линзовые компенсаторы изготавливают по нормалям
МН 2894—62^-2908—62 (рис. 5.10) для компенсации деформации
трубопроводов с диаметром условного прохода от 100 до 1200 мм
с условным давлением до 6 кгс/см2. Компенсаторы выпускают одно-,
двух-, трех- и четырехлинзовыми. Компенсирующая способность
одной линзы колеблется от 7 до 16 мм. Характеристика линзовых
компенсаторов приведена в табл. 5.6. Линзовые компенсаторы
характеризуются герметичностью и малыми размерами, но
применяются ограниченно ввиду малой компенсирующей способ-
ности и низкого .допускаемого давления (6 кгс/см2).
Сальниковые компенсаторы по нормалям машиностроения
МН 2593—61 и МН 2598—61 (рис. 5.11) изготовляют одно- и
двусторонними из стальной трубы (сталь марки СтЗ) на ру до
16 кгс/см2 для труб Dy от 100 до 1000 мм. Сальниковые компенса-
торы состоят из стального или чугунного корпуса и входящего
в него стакана. Уплотнение между корпусом и стаканом созда-
ется сальником. Для его набивки используют асбестовый програ-
фиченный шнур по ГОСТ 1779—72 и термостойкую резину по
ГОСТ' 7338—77. Характеристика сальниковых компенсаторов при-
ведена в табл. 5.7. Сальниковые компенсаторы имеют большую
компенсирующую способность (от 150 до 500 мм), но применя-
ются ограниченно, так как недостаточно герметичны и требуют
постоянного надзора за уплотнением сальников.
Наибольшее применение для технологических трубопрово-
дов и паропроводов на нефтебазах получили гнутые гладкие
78
Рис. 5.9. Номограмма для определения минимальной длины плеча отвода, необхо-
димого для компенсации теплового удлинения трубопровода Д.
Рис. 5.10. Линзовые компенсаторы.
а — однолинзовый; б — четырехлинзовый.
/ — патрубок; 2 — полулинза; з — стакан; 4 — фланец; 5 — дренажная
трубка.
79
g Таблица 5.6
Характеристика линзовых компенсаторов со стаканом (по МН 2894—62-г-МН 2908—62) (см. рис. 5.10)
Условный проход Оу, мм 2 Ь К ® D, мм S, мм мм Компенси- рующая способность одной линзы А, мм Сила (реакция), кгс Однолинзо- вые компенсаторы Двухлннзовые компенсаторы Трехлинзовые компенсаторы Четырехлин- зовые компенсаторы
Упру- гость компен- сатора Р' От внут- реннего давления Р" д, мм Масса, кг д, мм Масса, кг L, мм Масса, кг Д, мм Масса, кг
Условное давление ру = G кгс/см2
100 108 300 3,5 6 9,5 1340 1210 445 10,7 545 15,9 645 21,1 745 27,3
125 133 330 3,5 6 9,5 1440 1440 485 13,7 585 19,6 685 25,7 785 31,8
150 159 360 3,5 6 9,5 1540 1670 545 17,9 645 24,8 745 31,8 845 38,6
175 194 390 3,5 7 9,0 1660 1900 545 20,7 645 28,5 745 36,4 845 44,2
200 219 420 3.5 8 9,0 1780 2140 675 27,3 775 35,8 875 44,3 975 52,9
250 273 480 4,0 10 9,0 2590 2620 675 39,1 775 50,8 875 62,7 975 74,5
300 325 550 4,0 10 9,0 2720 3390 675 51,7 775 66,1 875 80,8 975 95,3
350 377 620 5,0 11 8,5 4470 4140 675 69,6 775 90,8 875 112,0 975 133,2
400 426 670 5,0 11 8,5 4790 4650 675 79,3 775 101,6 875 124,9 975 148,3
450 478 720 5,0 И 8,0 5180 5090 735 94,1 835 119,6 935 147,3 1035 171,7
500 529 770 5,0 11 8,0 5560 5480 735 105,2 835 134,3 935 162.5 1035 192,7
600 630 870 5,0 11 8,0 6290 6420 ’ 735 123,9 835 157,5 935 191,4 1035 225,0
700 720 960 5,0 И 7,5 6970 7290 735 141,2 835 180,4 935 217,4 1035 255,2
Условное давление ру = 4 кгс/см2
100 108 300 2,5 6 15,0 710 840 405 8,9 505 12,8 605 16,7 705 20,7
125 133 330 2,5 6 15,0 760 1000 405 10,8 505 15,3 605 20,4 705 24,5
150 159 360 2,5 6 16,0 815 1155 445 13,6 545 18,8 645 24,1 745 29,3
175 194 390 2,5 7 14,0 880 1330 445 16,2 545 22,1 645 28,0 745 33,90
200 219 420 2,5 8 15,0 950 1490 545 21,3 645 29,9 745 34,5 845 41,0
250 273 480 3,0 10 14,0, 1520 1830 545 30,7 645 39,9 745 49,2 845 58,4
300 325 550 3,0 10 14,0 1590 2340 545 40,0 645 52,2 745 63,7 845 75,1
Продолжение табл. 5.6
У с ловный проход Оу, мм DH’ мм D, мм S, мм н, мм Компенси- рующая способность одной линзы Д, мм Сила (реакция), кгс Однолинзо- вые компенсаторы Двухлинзовые компенсаторы Трехлинзовые компенсаторы Четырехлин- зовые компенсаторы
Упру- гость компен- сатора Р’ От внут- реннего давления Р" Д, мм Масса, кг д, мм Масса, кг Д, мм Масса, кг Д, мм Масса, кг
350 377 620 3,5 11 14,0 2270 2860 545 54,0 645 69,7 745 85,2 845 101,3
400 426 670 3,5 11 14,0 2440 3200 605 ' 65,9 705 78,3 805 100,6 905 117,9
450 478 720 3,5 и 13,5 2640 3500 605 74,0 705 92,8 805 111,9 905 130,9
500 529 770 3,5 11 13,0 2830 3770 675 91,0 775 112,8 875 134,7 975 156,5
600 630 870 3,5 11 12,5 3210 4420 735 116,3 835 141,6 935 167,1 1035 192,3
700 720 960 3,5 11 12,0 3550 4990 735 132,5 835 161,3 935 189,8 1035 218,2
Условное давление ру = = 2,5 кгс/см2
250 273 480 2,5 10 14,0 1110 1180 545 29,2 645 37,4 745 45,5 845 53,6
300 325 550 2,5 10 16,0 1170 1500 545 39,0 645 48,7 745 58,6 845 68,3
350 377 620 3,0 и 16,0 , 1760 1840 545 51,9 645 65,6 745 79,3 845 93,0
400 426 670 3,0 11 16,0 1900 2060 605 63,4 705 78,3 805 93,2 905 108,1
450 478 720 3,0 11 16,0 2040 2270 605 71,3 705 87,5 805 103,7 905 119,9
500 529 770 3,0 и 15,0 2210 2410 675 88,5 775 107,8 875 127,1 975 145,9
600 630 870 3,0 и 14,0 2490 2840 735 113,3 835 135,6 935 158,1 1035 150,4
700 720 960 3,0 и 14,0 2760 3190 735 129,1 835 154,5 935 179,7 1035 204,9
800 820 1060 3,0 11 13,5 3030 .3660 675 136,5 775 165,0 875 193,5 975 222,0
900 920 1160 3,0 и 12,5 3330 4000 675 . 153,3 775 184,9 875 216,7 975 248,5
1000 1020 1260 3,0 11 12,5 3630 4390 675 169,5 775 203,6 875 238,0 975 242,6
Примечания. 1. Компенсаторы иа ру = 6 кгс/см2 допускается применять также для р раб — 7 кгс/см* при температуре до 200° С.
Силы (реакции) от внутреннего давления Р’ следует принимать на 16% больше против указанных. 2. Полная компенсирующая способность А
дана при условии предварительной деформации в направлении, обратном деформации компенсатора в рабочем состоянии. 3. Материал для изго-
товления линз — листовая сталь марки 10 по ГОСТ 16523—70 и ГОСТ 1577—70, для патрубков от Dv = 100 до 350 мм — трубы бесшовные
по ГОСТ 8732—70_(из стали марки 20), для патрубков Dy = 400 -4- 1000 мм — трубы электросварные*по ГОСТ 10704—63 (из стали марки СтЗ
2® или МСтЗ).
Таблица 5.7
Характеристика и основные размеры сальниковых односторонних компенсаторов на ру до 16 кгс/см2 (см. рис. 5.11)
Условный проход трубо- провода £), , мм У Наиболь- шая компен- сирующая способ- ность, мм Размеры, мм Общая масса, кг
"н D £1 L 1 h Г 2 ^3
100 250 108 133 190 100 820 375 65 65 15 20.50
125 133 159 215 125 835 25,40
150 300 159 194 250 150 990 435 75 85 20 43,80
175 194 219 280 184 965 49,90
200 219 273 345 205 1160 490 120 130 30 92,00
250
273 325 395 259 1150 125,90
300 325 377 450 307 1170 158,00
350 377 426 500 359 1175 167,00
400 400 426 478 560 412 1360 590 120 130 30 212,00
450 478 529 610 464 1360 243,00
500 529 578 675 515 1370 130 140 333,00
600 630 680 780 614 1375 400,00
700 720 774 875 704 1380 479,00
800 820 874 980 802 1385 600,00
900 920 974 1085 900 1385 687,00
1000 1020 1078 | 1185 998 | 1390 790,00
* 12 — максимальное значение подвижки.
П-образные компенсаторы. Наружный диаметр, толщину стенки
и марку стали труб для изготовления П-образных компенсаторов
принимают такими* же, как и для основных участков трубопро-
вода. Вылет компенсатора h и силы упругости определяют по
номограмме (рис. 5.12) в зависимости от теплового удлинения.
Значения вылетов компенсаторов действительны при обяза-
тельной предварительной растяжке П-образных компенсаторов
на расстояние, равное половине температурного удлинения. Ход
82
решения показан на номограмме штриховой линией. Гнутые
компенсаторы герметичны и применяются для любых давлений.
Недостатками их являются значительные размеры и сравнительно
небольшая компенсирующая способность.
Кроме указанных выше типов компенсаторов на нефтебазах
могут применяться компенсаторы:
а) волнистые осевые по ОСТ 26—02—1206—75 для труб
сОу = 150-?-400 мм на ру = 10 и 25 кгс/см2 с допускаемой темпе-
ратурой перекачиваемого нефтепродукта от —70 до 700° С;
2850
Вылет компенсатора, мм
Рис. 5.12. Номограмма для определения вылета П-образиых компенсаторов.
Ход решения показан штриховой линией.
83
б) волнистые угловые типа КВУ2 по ОСТ 26—02—1368—76
для труб с Dy = 150-^-400 мм на ру = 25 кгс/см2 с допускаемой
температурой перекачиваемого нефтепродукта от —30 до 450° С.
В соответствии с методикой, изложенной в «Инструкции по
монтажу и эксплуатации осевых волнистых компенсаторов на
трубопроводах» ВНИИнефтемаша, порядок выбора_ компенса-
тора и опор трубопровода следующий.
1. Выбирается материал компенсатора в зависимости от состава
транспортируемой среды и температурного интервала, в котором
он будет работать.
2. Определяется по ГОСТ, ОСТ или нормалям условное дав-
ление компенсатора в зависимости от рабочего давления среды.
3. Определяется температурное изменение, мм, длины трубо-
провода между неподвижными опорами по формуле
Л/=/н.о Л/а/1000, (5.18)
где /н о—расстояние между неподвижными опорами, м; Д/—•
температурный интервал, °C; а — коэффициент, 1/°С; для угле-
родистых и низколегированных сталей (марок СтЗ, Ст4, СтЮ,
17ГС, 15ГС и т. д.) при температурах от —180 до 0° С а = —0,88;
при температурах от 0 до 100° С а = 1,2; при температуре от
100 до 200° С а = 1,26.
4. Подбирается компенсатор по ГОСТ, ОСТ, нормали или
другой технической документации. При этом его компенсирующая
способность должна быть не меньше температурного удлинения
трубопровода. Если компенсирующая способность компенсатора
не позволяет этого, то в технологическую схему трубопровода
вводятся промежуточные неподвижные опоры с таким расчетом,
чтобы температурное изменение длины участка трубопровода
между, неподвижными опорами было не больше компенсирующей
способности компенсатора.
5. Вводятся в технологическую схему трубопровода соответ-
ствующие опоры — неподвижные и подвижные (направляющие
или скользящие). Необходимо иметь в виду, что между двумя
неподвижными опорами может быть установлен только один ком-
пенсатор. Спаривание двух компенсаторов, например путем сварки
по патрубкам, не допускается.
6. Производится расчет неподвижных опор. Концевые непод-
вижные опоры на трубопроводах устанавливаются перед аппара-
тами или резервуарами для снятия с последних нагрузок, а также
в том случае, если продолжение трубопровода компенсируется по
другой схеме, например боковыми или угловыми компенсаторами
или с использованием самокомпенсации труб. Неподвижные опоры
на перегибах трубопровода устанавливаются в местах, где трубо-
провод меняет свое направление. Промежуточные неподвижные
опоры устанавливаются так, чтобы выполнить условие: между
двумя неподвижными опорами — один компенсатор, если для ком-
пенсации температурного изменения трубопровода необходимо
84
несколько компенсаторов. Усилие, действующее на неподвижные
опоры: для концевой опоры Л>бщ — Q + Рж + Р'> для опоры на перегибе трубопроводов (5.19)
Л,бщ = <2 + Яж + Я-Ь<2ц; (5.20)
для промежуточной опоры
Робщ— (5-21)
где РОбщ — общее усилие, действующее на опору, кгс; Q —
распорное усилие, кгс; Rx — усилие жесткости, действующее
на опору, кгс; R — сила трения в направляющих или скользящих
опорах, кгс; <2Ц — центробежная сила, кгс.
Для концевой опоры
<2 = /^; (5.22)
для опоры на перегибе трубопровода
Q = 2pnpF sin (а/2), (5.23)
где рпр — пробное давление, кгс/см2; F — эффективная площадь
сечения компенсатора, см2; а — угол поворота трубопровода.
Для концевой и промежуточной опор
Rk = Rx, (5.24)
для опоры на перегибе трубопровода
Rx = 2Rk sin (а/2), (5.25)
где R'K — усилие жесткости компенсатора, определяемое по
ГОСТ или ОСТ на компенсаторы, кгс.
R = pGl, (5.26)
где р, —• коэффициент трения; G — вес 1 м трубопровода, на-
полненного нефтепродуктом, кгс; I — расстояние от опоры до
компенсатора, м.
Центробежная сила, действующая только на опору, установ-
ленную на перегибе трубопровода (рассчитывается лишь при боль-
ших скоростях протекания нефтепродукта и больших углах пере-
гибов трубойроводов), кгс,
<2u = -^f^sin(a/2), (5.27)
где F.s—площадь сечения трубопровода, см2; у—удельный вес
транспортируемого нефтепродукта, кгс/см8; v —• скорость движе-
ния нефтепродукта в трубопроводе, см/сек; g— ускорение сво-
бодного падения, см/сек2.
85
5.4. Трубы и резино-тканевые рукава
Трубопроводы технологического назначения, предназначен-
ные для транспорта нефти и нефтепродуктов под давлением до
16 кгс/см2, относят к трубопроводам IV категории группы Б.
Для них необходимо применять сварные трубы из углеродистых
низколегированных сталей по ГОСТ 8696—74, ГОСТ 10704—76
или специальным ТУ. При отсутствии необходимого сортамента
сварных труб или при обосновании могут применяться бесшовные
трубы по ГОСТ 8732—70* и 8734—76. Кроме того, на нефтебазах
для водо-, газопроводов и систем отопления применяют стальные
водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262—-75.
Транспортируемые по трубопроводам продукты по степени
агрессивности к углеродистой стали в соответствии с
ГОСТ 5272—68* подразделяют на:
а) неагрессивные и малоагрессивные, вызывающие коррозию,
скорость которой не превышает 0,1 мм/год;
б) среднеагрессивные, вызывающие коррозию, скорость кото-
рой находится в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год;
в) высокоагрессивные, вызывающие коррозию, скорость ко-
торой более 0,5 мм/год.
Толщину стенок и материал труб принимают по расчетам в за-
висимости от рабочего давления, температуры и агрессивности
среды.
Паропроводы с рабочим давлением до 16 кгс/см2 относят к тех-
нологическим трубопроводам IV категории группы В. Для них
применяют трубы:
— стальные электросварные (ГОСТ 10704—76) диаметром от
8 до 530 мм с толщиной стенки до 10 мм включительно, изготовля-
емые из углеродистой стали (ГОСТ 10706—76), и диаметром
426—1620 мм, изготовляемые из листовой стали (ГОСТ 19282—73
и ГОСТ 8597—57);
— стальные электросварные с односпиральным швом
(ГОСТ 8696—74), изготовляемые из листовой стали (ГОСТ 380—71);
— стальные горячекатанные бесшовные (ГОСТ 8732—-70*) из
углеродистой и легированной стали (в зависимости от назначе-
ния, по химическому составу и механическим свойствам по
ГОСТ 380—71 и ГОСТ 1050—74);
— стальные бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные
(ГОСТ 8734—76) из углеродистой и легированной стали
(ГОСТ 380—71 и ГОСТ 1050—74);
— стальные водогазопроводные (ГОСТ 3262—75) неоцинко-
ванные (черные) и оцинкованные сварные обыкновенные, усилен-
ные и легкие, без резьбы или с резьбой, изготовляемые из листовой
стали (ГОСТ 380—71).
В качестве гибких трубопроводов в нагнетательных и всасы-
вающих линиях для транспортировки нефтепродуктов и пара
применяют резино-тканевые рукава. Рукав состоит из внутрен-
86
него резинового слоя (камеры), нескольких слоев прорезиненной
ткани и наружного резинового слоя. Спиральные напорно-всасы-
вающие рукава'(ГОСТ 5398—76)’имеют~внутреннюю и наружные
спирали из стальной оцинкованной проволоки. Рукава выбирают
в зависимости от назначения, диаметра трубопроводов и арматуры
и условий применения. Резино-тканевые рукава для жидких
топлив и масел (ГОСТ 5398—76) применяют для перекачки
бензина, топлива Т-1 и дизельного, масел как под давлением,
так и под вакуумом.
По показателю термостойкости рукава выпускают двух групп:
группы I для работы в интервале от *—30 до 60° С, группы II —
от —45 до 80° С. Рабочее давление в рукавах *— до 5 кгс/см2,
внутренний диаметр — 25, 32, 38, 50, 65 и 75 мм.
Рукава резиновые напорные с текстильным каркасом
(ГОСТ 18698—73*) подразделяют на типы. Тип Б предназначен
для бензина, керосина, нефти и минеральных масел; тип В -—
для воды и слабых растворов неорганических кислот и щелочей
концентрацией до 20%; тип ВГ—для горячей’воды с температурой
до 100° С; тип Г— для газов (воздуха, кислорода, ацетилена,
углекислого газа, азота и др.). Рукава рассчитаны на эксплуата-
цию в интервале от —35 до 50° С и выпускаются внутренним диа-
метром 10, 12,5, 16, '20, 25, 31,5, 40 и Ъ0 мм на рабочее
Т а б л п ц а 5.8
Резино-тканевые рукава с металлическими спиралями (ГОСТ 8496—57)
Внутренний диаметр, мм Длина манжеты (номинальная), мм Масса^Гм рукава/кг
Типы Б и г Тип В Тип КЩ
16 75 0,9
20 75 — 0,8 1,1
25 75 1,4 1,0 1,3
32 75 1,7 1,2 1,5
38 100 2,0 1,4 1,8
50 100 2,6 1,9 2,4
65 100 3,5 2,3 2,8
75 100 4,0 3,1 3,9
100 100 5,4 4,5 5,5
125 150 7,5 6,3 7,3
150 150 8,5 8,0 9,0
175 150 9,8 9,5
200 150 11.5 —
225 200 13,5
250 200 15,3 —
275 200 17,2
300 200 19,2 —
325 200 21,5 —
Примечания. 1. Номинальная длина рукавов с внутренним диаметром до
* „мм равна 2. 4, 8, 10, 15 и 18 м, с внутренним диаметром 150 мм и более — 2, 4 и 8 м.
2. Рабочее давление для рукавов II группы всех размеров равно 3, 5 и 10 кгс/см2.
87
давление 1, 1,6, 2,5, 6,3, 10,16 и 20 кгс/см2, диаметром 63 мм на дав-
ление 1, 1,6, 2,5, 6,3, 10 и 16 кгс/см2 и диаметром 80, 100, 125,
160 и 200 мм на давление 1, 1,6, 2,5 и 6,3 кгс/см2. Минимальная
длина выпускаемых заводами рукавов 1, максимальная — 20 м.
Резино-тканевые рукава с металлическими спиралями
(ГОСТ 8496—57) предназначены для всасывания и нагнетания
различных жидкостей и газов (табл. 5.8). В зависимости от назна-
чения и условий работы эти рукава делят на две группы: I — вса-
сывающие (для работы под разрежением); II •— напорно-всасы-
вающие (под давлением Л разрежением). В зависимости от вида
перекачиваемой жидкости или газа рукава подразделяют на типы.
Тип Б (бензомаслостойкие рукава) предназначен для бензина,
керосина, нефти и минеральных масел; тип В — для воды, тип Г —
для воздуха, кислорода и нейтральных газов; тип КЩ — для
слабых растворов неорганических кислот и щелочей концентрацией
до20%. Рукава рассчитаны на работу в интервале от—35до 50°С.
5.5. Соединения трубопроводов
Монтаж трубопроводов на нефтебазах выполняют обычно с по-
мощью сварных соединений. Арматуру к трубопроводам присоеди-
няют при помощи фланцев. Трубы диаметром до 150 мм могут
в отдельных случаях соединяться на муфтах или на нарезных
фланцах. Трубопроводы диаметром более 50 мм с толщиной стен-
ки более 3 мм соединяют при помощи электросварки. Для этой
цели используют электроды марок Э-42 и Э-42а (ГОСТ 9467—60).
Фланцы по ГОСТ 1255—67* (рис. 5.13, табл. 5.9 и 5.10) приме-
няют на условное давление 10 и 16 кгс/см2 с температурой пере-
качиваемого нефтепродукта до’:300° С.
Для монтажа трубопроводов применяют приварные детали
из углеродистой стали на ру от 1 до 100 кгс/см2 по ГОСТ 17374—72.
Наружный диаметр и толщину стенки деталей в торцевом сечении
следует выбирать по табл. 5.11 в соответствии с условным диамет-
ром и серией С, которая определяется по формуле
С = 6Ю3/ОЦ, (5.28)
где 6 — номинальная толщина стенки трубы, к которой’привари-
вается деталь, мм; Оц —• условный диаметр трубы и детали, мм.
Для тройников, седловин и переходов С определяется для^боль-
шего условного диаметра Оу?
Размеры бесшовных приварных тройников^по ГОСТ 17376—72
(рис. 5.14) приведены в табл. 5.12, приварных бесшовных круто-
изогнутых отводов по ГОСТ 17375—72 (рис. 5.15) — в табл. 5.13,
переходов бесшовных приварных по ГОСТ 17378— 72 (рис. 5.16)—•
в табл. 5.14, седловин бесшовных врезных и накладных по
ГОСТ 17377—72 (рис. 5.17) — в табл. 5.15, фланцевых стальных
заглушек по ГОСТ 12836—67* (рис. 5.18) — в табл. 5.16.
88
Рис. Б. 13. Фланцы стальные плоские
приварные (см. табл. 5.9 и 5.10).
о — на Ру-2,5 6 и 10 кгс/см2; б —
иа ру = 16 кгс/см2.
Рис. 5.15. Отводы крутоизогиутые бесшовные
прнвариые (см. табл. 5.13).
Рис. 5.14. Тройники бесшовные при-
варные (см. табл. 5.12).
а — проходной; б — переходной.
Рис. 5.16. Переходы бесшовные при-
варные (см. табл. 5.14).
а — концентрический; б — эксцентри-
ческий.
Рис. 5.17. Седловина бесшовная (см. табл. 5.15).
а — врезная; б — накладная.
Рис. 5.18. Заглушки стальные фланце-
вые на Ру — 10 и 16 кгс/см2 (см.
табл. 5.16).
89
о Таблица 5.9
Фланцы стальные плоские приварные иа ру ~ 10 кгс/см2 (см. рис. 5.13)
У слов- ный проход мм Наруж- ный диаметр трубы dH, мм Размеры фланца Теорети- ческая масса фланца, кг 1Болты
Н аруж - ный диаметр D, мм Внутрен- ний диаметр dB, мм Диаметр болтовой окружности Di, мм Диаметр соединитель- ного выступа Dz, мм Высота соедини- тельного выступа h, мм Диаметр болтовых отверстий d, мм Толщина фланца Ь, мм Кол-во п Номиналь- ный диаметр резьбы, мм
10 14 90 . 15 60 40 2 14 10 0,46 4 1 12
15 18 95 19 65 45 2 14 10 0,51 4 12
20 25 105 26 75 58 2 14 12 0,74 4 12
25 32 115 33 85 68 2 14 12 0,89 4 12
32 38 135 39 100 78 2 18 14 1,40 4 16
40 45 145 46 110 88 3 18 15 1,71 4 16
50 57 160 59 125 102 3 18 15 2,06 4 16
65 76 180 78 145 122 3 18 17 2,80 4 16
80 89 195 91 160 138 3 18 17 3,19 4 16
100 108 215 110 180 158 3 18 19 3,96 8 16
125 133 245 135 210 188 3 18 21 5,40 8 16
150 159 280 161 240 212 3 23 21 6,62 8 20
(175) 194 310 196 270 242 3 23 21 7,32 8 20
200 219 335 222 295 268 3 23 21 8,05 8 20
(225) 245 365 245 325 295 3 23 21 9,30 8 20
250 273 390 273 350 320 3 23 23 10,65 12 20
300 325 440 325 400 370 4 23 24 12,90 12 20
з5о 377 500 377 460 430 4 23 24 15,85 16 20
400 426 565 426 515 482 4 27 26 21,56 16 24
(450) 480 615 480 565 532 4 27 26 22,76 20 24
500 530 670 530 620 585 4 27 28 27,70 20 24
600 630 780 630 3 725 685 5 30 31 39,40 20 27
При м е ч а я я е. Фланцы с условными проходами, указанными в скобках, применять не рекомендуется.
Таблица 5.10
Фланцы стальные плоские приварные на ру = 16 кгс/см2 (см. рис. 5.13)
У словный проход Dy, мм Наружный диаметр трубы мм Размеры фланца Теорети- ческая масса фланца, кг Болты
Наруж- ный диаметр Z), мм Внутрен- ний диаметр rfB, мм Диаметр болтовой окружности Dlt мм Диаметр соединитель- ного выступа Dz, мм Высота соедини- тельного выступа h, мм Диаметр болтовых отверстий d, мм Толщина фланца Ь, мм Кол-во /г Номи- нальный диаметр резьбы, мм
10 14 90 15 60 40 2 14 12 0,54 4 12
15 18 95 19 65 45 2 14 12 0,61 4 12
20 25 105 26 75 J 58 2 14 14 0,86 4 12
25 32 115 33 85 68 2 14 16 1,17 4 12
32 38 135 39 100 78 2 18 16 1,58 4 16
40 45 145 46 НО 88 3 18 17 1,96 4 16
50 57 160 59 125 102 3 18 19 2,58 4 16
65 76 180 78 145 122 3 18 21 3,42 4 16
80 89 195 91 160 138 3 18 21 3,71 4 16
100 108 215 110 180 158 3 18 23 4,73 8 16
125 133 245 135 210 188 3 18 25 6,38 8 16
150 159 280 161 240 212 3 23 25 7,81 8 20
(175) 194 310 196 270 242 з. 23 25 8,64 8 20
200 219 335 222 295 268 3 23 27 10,10 12 20
(225) 245 365 245 325 295 3 23 27 11,70 12 20
250 273 405 273 355 320 3 27 28 14,49 12 24
300 325 460 325 410 378 4 27 28 17,78 12 24
350 377 520 377 470 438 4 27 30 22,88 16 24
400 426 580 426 525 490 4 30 34 31,00 16 27
(450) 480 640 480 585 550 4 30 38 39,64 20 27
500 530 710 530 650 610 4 33 44 57,01 20 30
600 630 840 630 770 720 5 40 45 80,30 20 36
Примечание. Фланцы с условными проходами, указанными в скобках, применять не рекомендуется.
Наружный диаметр и толщина стенки деталей (ГОСТ 17374—72) в торцевом сечении в зависимости от условного диаметра трубы
и детали и серии
Условный диаметр мм Наружный диаметр DH, мм Серия С, мм
6 и 8 10 12 16 20 25 32 40 50 60 80 100 120 160
15 18 1,6 2 2,5
20 25 25 32 1,6 2 2 2,5 3 2,5 3
32 38 2 2,5 3 4
40 45 2,5 3 4
50 57 3 4 5
65 76 (3) 4 5 6
80 89 (3) 4 5 6 8
100 108 4 5 6 8
125 133 4 5 6 8 10
150 159 (4) 6 8 10 12
200 219 6 8 10 12 16
250 273 (6) 8 10 12 16
300 325 (6) 8 10 12 16 20
350 377 (6) (8) 10 12 16 20
400 426 (6) 8 10 12 16 20
500 530 (6) 8 10 12 16
600 630 (6) 8 10 12
800 820 8 10 12 16
1000 1020 10 12 16
1200 1220 10 12 16
Примечание. Допускается применять.детали с толщиной стенок 3,5 вместо 3,0 мм, 4,5 вместо 4,0 мм, 7,0 вместо 6,0 мм и 9,0
вместо 6,0 мм, размеры которых указаны в скобках.
Таблица 5.12
СО Со Основные размеры, мм, бесшовных приварных тройников (см. рис. 5.14)
Условный проход °У Размеры Условный проход Оу, </у
40 50 65 80 100 125 150 200 250 300 350
40 Н L 40
50 Н L 45 г 50 0
65 Н L 60 65 65 65
80 Н L 65 70 80 80
100 Н L 90 95 100 100
125 Н L 95 100 ПО ПО
150 Н L 115 120 130 130
200 Н L 150 150 160 160
250 Н L 180 180 190 190
300 Н ' L 205 210 220 220
350 И L 225 230 240 240
Таблица 5.13
Размеры, мм, приварных бесшовных крутонзогнутых отводов с углами 45, 60, 90°
(см. рис. 5.15)
Условный проход £>у R Lt l2 L3
40 60 60 35 25
50 75 75 43 30
65 100 100 57 39
80 120 120 69 50
100 150 150 87 62
125 190 190 ПО 79
150 225 225 130 93
200 300 300 173 124
250 375 375 217 155
300 450 450 260 186
350 525 525 303 217
400 600 600 346 248
500 500 500 289 207
Таблица 5.14
Основные размеры, мм, бесшовных приварных переходов (см. рис. 5.16)
Услов- ный проход °У Длина перехода L для условного прохода dy
15 20 25 38 40 50 65 80 100 125 150 200 250 300 350
40 30 30 30
50 45 45 45 45 60
65 55 70 70
80 75 75 75
100 80 80 80
125 100 100 100 100
150 100 100 130 130 130
200 140 140 140 140 140 140
250 180 180 180 180
300 180 180 180 180 180
350 300 300 300
400 350 350 250 350
04
Таблица 5.15
Основные размеры, мм, бесшовных приварных седловин (см. рис. 5.17)
| Условный 1 проход Размеры Условный проход 6?у
32 40 50 65 80 ЮС 125 150 200 250 300 350 400 500 600 800
100 L Н h 30 20 12 38 30 15 48 40 18
125 L Н h 37 25 15 47 35 18 60 50 22
150 L Н h 46 25 18 80 45 22 75 65 30
200 L Н h 60 40 22 75 60 30 90 75 35
250 L Н Л 75 55 30 90 65 35 112 95 45
300 L Н h 90 60 35 112 85 45 13С 105 50
350 L И h 112 80 45 130 95 50 165 130 55
400 L Н h 130 90 50 165 125 55 195 150 55 220 180 55
500 L И h 130 85 50 165 ПО 55 195 125 55 220 150 55 245 180 55 270 215 55
600 L И h 165 100 55 195 115 55 220 135 55 245 155 55 270 180 55
800 L Н h 165 90 55 195 105 55 220 115 55 245 130 55 270 150 55 320 195 55 370 250 55
1000 L Н h 223 105 55 245 120 55 270 130 55 320 165 55 370 205 55 465 320 50
1200 L Н h 245 105 55 270 120 55 320 145 55 370 180 55 465 260 55
95
96
5.6. Арматура трубопроводная
Запорная трубопроводная арматура предназначена для отде-
ления одной части трубопровода от другой и регулирования объ-
ема нефтепродукта, проходящего по трубопроводу. Арматура,
изготовляемая заводами страны, выпускается со строительными
длинами по ГОСТ 3706—67 и присоединительными размерами
фланцев арматуры по ГОСТ 1234—67*. В основном в качестве
запорной арматуры применяют задвижки, так как они обладают
малым гидравлическим сопротивлением, применимы для труб
большого диаметра и могут быть использованы для перекачки
нефтепродуктов с большой вязкостью.
Задвижки параллельные, с выдвижным шпинделем, чугунные
фланцевые ЗОчббк и ЗОчббр на рабочее давление 10 кгс/см2
(рис. 5.19, табл. 5.17) предназначены: ЗОчббк — для вязких
нефтепродуктов и масел с температурой до 90° С; ЗОчббр — для
воды, насыщенного пара, нефти и маловязких нефтепродуктов.
Эти задвижки можно устанавливать в любом рабочем положении,
кроме положения маховиком вниз.
Задвижки ЗКЛ2 клиновые, с выдвижным шпинделем, стальные
фланцевые на рабочее давление 16 кгс/см2 по ГОСТ 10194—69*
(рис. 5.20, табл. 5.18) применяют для нефти и нефтепродук-
тов при температуре до 450° С (исполнение I). На трубопро-
воде эти задвижки можно устанавливать в любом рабочем поло-
жении.
Задвижки ЗКЛПЭ,клиновые, с выдвижным шпинделем и элект-
роприводом, во взрывозащищенном исполнении, стальные на ра-
бочее давление 16 кгс/см2 (рис. 5.21, табл. 5.19 и 5.20) применяют
для установки на открытом воздухе при температуре окружающей
среды от —40 до 40° С или в закрытом помещении со средой «ЗТЗ».
Управление задвижками — местное от кнопки или дистанци-
онное, а также ручное.
Муфтовые чугунные краны Пчббк, пробковые проходные саль-
никовые, с Dy = 15-^80 мм по ГОСТ 19193—73 (рис. 5.22,
табл. 5.21) применяют на трубопроводах для воды, нефти и масла
на давление 10 кгс/см2 при температуре перекачиваемого нефте-
продукта до i 100° С. Строительные длины определяются по
ГОСТ 14187—69*.
Фланцевые чугунные краны, пробковые проходные сальнико-
вые, с Dy = 25-ч-ЮО мм по ГОСТ 19193—73 (табл. 5.22) применяют
на трубопроводах для воды, нефти и масла на давление 10 кгс/см2
при температуре среды до 100° С. Строительные длины определя-
ются по ГОСТ 14187—’69*.
Вентили применяют на нефтебазах для пара, воды и маловязких
нефтепродуктов. Вентили фланцевые (табл. 5.23) по
ГОСТ 18722—73 на давление 16 кгс/см2, из серого чугуна, с крыш-
кой на шпильках Dy = 65-4-200 мм и с крышкой на резьбе
(рис. 5.23) Dy =25-4-50 мм выпускают в исполнениях'7, 8*, 9*,
4 Г. В. Шишкин 97
?0ч6бк(ц) иа30ч?брИ(б??сТ“бНЛЫ11С7)ВЫДВН“НЫМ шпииделем' "Угуииые фланцевые
мл7пп^ПУ7С’ 2лГптШ!!бгР4 Зв—»рышка; 4 — сальник с набивкой; 5 — шпиндель; 6 —
маховик, 7 болт с гайкой, 8 — прокладка; 9 — уплотнительное кольцо; 10 — клин.
Таблица 5.17
Основные размеры, мм, и масса задвижек типа 30ч«бк и ЗОчббр (см. рис. 5.19)
Условный проход °У L D Dt Ог b H Hi D. Кол-во отверстий Масса, кг
50 180 160 125 102 17 18 350 295 160 4 18,4
80 210 195 160 138 19 18 440 350 160 4 29,0
100 230 215 180 158 19 18 515 405 200 8 39,5
125 255 245 210 188 21 18 635 495 240 8 58 5
150 280 280 240 212 21 23 720 560 240 8 77
200 330 335 295 268 23 23 900 695 280 8 125
250 450 390 350 320 25 23 1090 830 320 12 179
300 500 440 400 370 25 23 1285 975 360 12 253
350 550 500 460 430 26 23 1480 1120 400 16 344
400 600 565 515 482 28 27 1660 1250 500 16 460
Рис. 5.20. Задвижка клиновая фланцевая ЗКЛ2 (см. табл. 5.18).
1 _ корпус; 2 — крышка; 3 — накидной болт; 4 — маховик; 5 — шпиндель; t — саль-
ник с набивкой; 7 — прокладка; 8 — клин; 9 — уплотнительное кольцо.
Таблица 5.18
Основные размеры, мм, и масса задвижек типа ЗКЛ2 (см. рис. 5.20)
Шифр Оу L в н Hi D Di Dt d. D, Кол-во отверстий под шпильки Масса, кг
ЗКЛ2-50-16 50 180 188 505 425 160 125 102 18 240 4 25
ЗКЛ2-80-16 80 210 226 630 520 195 160 138 18 240 4 40
ЗКЛ2-100-16 100 230 262 690 570 215 180 158 18 240 8 55
ЗКЛ2-150-16 150 280 332 920 750 280 240 212 23 400 8 105
ЗКЛ2-200-16 200 330 385 1120 880 335 295 268 23 400 12 140
ЗКЛ2-250-16 250 450 462 1345 1070 405 355 320 27 450 12 230
ЗКЛ2-ЗОО-16 300 500 516 1530 1210 460 410 378 27 450 12 305
ЗКЛ 2-350-16 350 550 610 1850 1480 520 470 438 27 500 16 480
ЗКЛ2-400-16 400 600 645 2000 1570 580 525 490 30 500 16 545
ЗКЛ2-600-16 600 800 965 2980 2340 840 770 720 40 500 20 1971
Рис. 5.21. Задвижка ЗКЛПЭ клиновая электроприводная (см. табл. 5.19).
1 — задвижка; 2 — опорная колонка; 3 — клеммная коробка; 4 — путевой выключатель;
5 — червячный редуктор; 6 — электродвигатель фланцевый; 7 — маховик ручной.
Таблица 5.19
Основные размеры, мм, и масса задвижек ЗКЛПЭ (см. рнс. 5.21)
Шифр Dy D Di D, L Н в d Кол-во п отверстий во фланце Масса задвижки с электро- приводом, кг
ЗКЛПЭ-50-16 50 160 125 102 180 1030 485 820 18 4 160
ЗКЛПЭ-80-16 80 195 160 138 210 1125 575 820 18 4 170
ЗКЛПЭ-100 16 100 215 180 158 230 1165 640 820 18 8 190
ЗКЛПЭ-150-16 150 280 '240 212 280 1350 880 820 23 8 270
ЗКЛПЭ-200-16 200 335 295 268 330 1560 950 1020 23 12 300
ЗКЛ ПЭ-250-16 250 405 355 320 450 1780 1190 1020 27 12 400
ЗКЛ ПЭ-300-16 300 460 410 378 500 1910 1320 1060 27 12 500
ЗКЛПЭ-350-16 350 520 470 438 550 2165 1565 1158 27 16 760
ЗКЛПЭ-400-16 400 580 §25 490 600 2265 1675 1158 30 16 770
ЗКЛПЭ-500-16 500 705 650 610 700 2765 2100 1375 33 20 1485
ЗКЛПЭ-600-16 600 840 770 720 800 3035 2380 1375 40 20 2112
ЗКЛПЭ-1000-16 1000 1255 1170 1100 1200 3707 — 1402 46 28 5908
100
Таблица 5.20
Характеристика электропривода задвижек ЗКЛПЭ
Условный проход задвижки Лу, мм Тип электропривода Электродвигатель Время открывания или закрывания задвижки электропри- водом, мин
Тип Мощность, КВТ
50 ЭПВ-10 АСВ-22-4Ф2 0,4 0,30
80 ЭПВ-10 ЛСВ-22-4Ф2 0,4 0,31
100 ЭПВ-10 АСВ-22-4Ф2 0,4 0,40
150 ЭПВ-10 ЛСВ-22-4Ф2 0,4 0,50
200 ЭВ-25М (П) ЛСВ-31-4Ф2 1,0 0,70
250 ЭВ-25М (П) АСВ-31-4Ф2 1,0 0,40
300 ЭВ 25М (П) АСВ-31-4Ф2 1,0 0,50
350 ЭВ-80 ЛСВ-41-4Ф2 3,5 1,25
400 ЭВ-80 ЛСВ-41-4Ф2 3,5 0,75
500 ЭПВ-150 (П) АСВ-41-4Ф2 3,5 1,15
600 ЭПВ-150 (П) ЛСВ-41-4Ф2 3,5 1,30
1000 ЭПВ-850Г (исполнение 1) АСВ-52-4Ф2 7,0 3,00
Рис. 5.22. Муфтовый чугунный кран
Пчббк, пробковый проходной (см.
табл. 5.21).
1 — корпус; 2 — сальник с набивкой;
3 — пробка; 4 — болт с гайкой; 5 —
болт отжимной.
Т а б л и ц а 5.22
Т а б л и ц а 5.21
Основные размеры, мм, и масса муфтовых
чугунных кранов Пчббк, пробковых
проходных сальниковых (см. рис. 5.22)
Условный проход Dy L Li S St h н Масса, кг
15 80 60 30 12 31 по 0,65
20 90 73 36 14 37 132 1,10
25 ПО 80 46 17 44 150 1,85
32 130 98 55 19 52 178 2,95
40 150 НО 60 22 90 230 3,60
50 170 128 75 27 96 260 6,50
65 220 164 90 32 110 305 12,25
80 250 176 105 36 134 345 17,75
Основные размеры, мм, и масса
фланцевых чугунных кранов,
пробковых проходных сальниковых
(см. рис. 5.22)
Условный проход Dy н h L S Масса, кг
25 150 44 по 17 3,40
32 178 52 130 19 6,25
40 230 90 150 22 7,30
50 260 96 170 27 10,60
65 305 НО 220 32 16,75
80 345 134 250 36 21,95
100 392 145 300 41 28,60
101
Рис. 5.23. Вентиль фланцевый из серого
чугуна (см. табл. 5.23).
Рис. В.24. Вентиль муфтовый из серого
чугуна (см. табл. 5.23).
Т а б л и ц а 5.23
Основные размеры, мм, и масса фланцевых и муфтовых вентилей
(см. рис. 5.23 и 5.24)
Условный проход Dy Исполнение L Н Hi Do Масса, кг, не более
15 1-6 90 НО 118 65 0,75
20 1-6 100 120 0,90
25 1—6 7—12 120 132 143 80 1,75 3,60
32 1—6 7—12 140 145 2,70 5,50
40 1—6 7—12 170 164 180 120 4,15 7,65
50 1—6 7—11 200 165 185 5,80 10,30
65 1-6 13, 14 260 290 • 184 290 215 320 160 14 22
80 1-6 13, 14 290 310 226 305 260 335 160 200 17 29
100 13, 14 350 350 395 240 41
125 13, 14 400 400 450 60
150 13, 14 480 470 532 320 87
200 13, 14 600 590 685 400 142
102
10, 11*, 12* в зависимости от материала корпуса, шпинделя и
уплотнительных поверхностей затвора. Вентили исполнений 7,
8*, 9*, 13 и 14* рассчитаны на воду и пар с температурой до 225° С,
исполнений 10, 11* — на воду до 50° С, исполнения 12* — на
пар и воду до 200° С.
Вентили муфтовые из серого чугуна на давление 16 кгс/см9
по ГОСТ 18722—73 (см. табл. 5.23), с крышкой на резьбе Dy =
— 15-5-50 мм (рис. 5.24) и с крышкой^на^шпильках Dy = 65 и
80 мм выпускают в исполнениях 1, 2*, 3*, 4, 5*, 6*, различаю-
щихся материалами корпуса, шпинделя и уплотнительной поверх-
ности затвора. Вентили исполнений 1, 2*, 3* рассчитаны на воду
и пар с температурой до 225° С, исполнений 4 и 5* — на воду до
50° С, исполнения 6* — до 200° С.
Обратные поворотные фланцевые клапаны (рис. 5.25, табл. 5.24)
применяют на трубопроводах для предотвращения обратного
потока нефтепродукта с температурой до 300° С (19ч16бк), а также
воды и пара с температурой до 225° С (19ч16бр).
Конденсатоотводчики поплавкового типа 45кч4бр (рис. 5.26,
табл. 5.25) применяют для удаления конденсата из паропроводов.
Они являются одновременно водяным затвором, предотвращающим
утечку пара. Конденсатоотводчики с термостатом типа 45кч6бр
по ГОСТ 14188—69 (рис. 5.27, табл. 5.26) дают возможность уда-
лять конденсат более охлажденный, чем поплавковые конденсато-
отводчики, и применяются для удаления конденсата из паропро-
водов и пароприемников.
Для очистки нефтепродуктов (дизельного топлива, бензина,
керосина) от механических примесей и кристаллов льда при сливе
и наливе на нефтебазе должны применяться фильтры, соответству-
ющие требованиям ГОСТ 19211—73. Основные параметры и раз-
меры фильтров должны соответствовать требованиям, указанным
в табл. 5.27.
Соединение трубопроводных систем и устройств при осу-
ществлении слива и налива нефти и нефтепродуктов необ-
ходимо выполнять с помощью присоединительных устройств,
изготовляемых в соответствии с ГОСТ 20772—75, следующих
типов.
1. Резьбовые — для труб = 25, 40, 50, 65 мм на условное
давление ру = 4-5-6 кгс/см9. Применяются для соединения на-
порных и всасывающих патрубков топливо-маслозаправщиков
с деталями систем слива и налива.
2. Фланцевые •— для труб Dy = 75-5-500 мм на условное
давление ру = 6, 10, 16 кгс/см2. Применяются для соедине-
ния с ответными фланцами трубопроводной арматуры’и стен-
дерами автоцистерн, нефтеналивных судов и береговых трубо-
проводов.
3. Механические захваты — для труб Dy = 100 и 200 мм на
условное давление ру = 4 кгс/см9. Применяются для соединения
103
Рис. 5.26. Обратный поворотный фланцевый клапан 19ч16бк и 19ч16бр
(см. табл. 5.24).
Таблица 5.24
Основные размеры, мм, и масса обратных поворотных фланцевых клапанов
19ч16бк и 19ч16бр (см. рис. 5.25)
Услов- ный проход °У L D Dt D, b d Н h п D3 (а х с) Масса, кг
50 230 160 125 102 17 18 140 80 4 130Х 125 14
80 310 195 160 138 19 18 168 97 4 222 33
100 350 215 180 158 21 18 172 108 8 245 41
150 460 280 240 212 23 23 235 140 8 322 72
200 500 335 295 268 23 23 270 170 8 385 107
250 600 390 350 320 25 23 310 200 12 420 148
300 700 440 400 370 25 23 347 233 12 485 210
400 900 565 515 482 28 27 450 310 16 600 379
500 1100 670 620 585 30 27 520 380 20 720 630
600 1300 780 725 685 30 30 640 455 20 830 962
Примечание. 1. Клапаны 19ч16бк для нефти и нефтепродуктов с темпера-
турой до 300° С изготовляют по особому заказу. 2. Для клапанов с = 50<-150 мм
Ру = 16 кгс/см2, для остальных — 10 кгс/см”.
www.no-fire.ru
104
L
Рис. 5.26. Кондеисатоотводчик 45кч4бр (см. табл. 5.25).
/„спускная пробка; 2—корпус; 3 — регулирующий вентиль; 4 —поплавок; 5 —
крышка; 6 — запорное приспособление; 7—запорный золотник.
Таблица 5.25
Характеристика поплавкового конденсатоотводчика 45кч4бр (см. рис. 5.26)
Номер горшка Услов- ный про- ход Оу, мм Размеры, мм
L D Dr О2 f ь d н D, h
1 25 355 115 85 68 2 16 14 / 250 155 390 178 205
3 40 485 145 ПО 88 3 18 18 375 250 560 254 280
4 50 5G0 160 125 102 3 20 18 455 298 635 294 325
Номер
горшка
Количество
отверстий п
Рабочее
давление, кгс/см2
Максимальная
производительность
при рабочем
давлении до горшка,
л/ч
Масса, кг
1 4 16
3 4 10
4 4 10
1100
3500
5000
38,6
81,0
118,0
105
Рис. в.27. Коиденсатоотводчик 45кч6бр с термостатом на р = 6 кгс/см’(см. табл. 5.26).
/ -• корпус; 2 крышка; 3 — термостат; 4 — запорный золотник; 5 — седло.
Т а б л и ц а 5.26
Характеристика конденсатоотводчика 45кч6бр с термостатом
(см. рис. 5.27)
Услов- ный про- ход D , мм Максимальная производительность по кондевсату, кг/ч, при давлении пара, кгс/см*
од о.з 0,5 0,7 0.9 1 3 5 6
15 [ 20 165 250 280 440 350 560 430 660 500 750 560 850 680 900 900 1150 1000 1300
Услов- ный про- ход Dyt мм Размеры, мм Масса, кг
а di h н 1 Z, L S S1 Sa
15 20 12 18 10 16 37,5 79 40 92 140 32 58 41 0,89
106
Т а б л и ц а 5.27
Характеристика фильтров (ГОСТ 10211—73)
Типоразмер
Параметр
Номинальная пропуск-
ная способность (при
чистых фильтрующих
элементах), м3/ч
Номинальная тонкость
фильтрации, мкм, не
более
Степень очистки топлива,
загрязненного кварце-
вой пылью с удельной
поверхностью
5600 см2/г (по ГОСТ
8002—62), %
Наработка одного ком-
плекта фильтрующих
элементов до предель-
нодопустимого загряз-
нения, м3 фильтрата,
не менее
Рабочее давление,
кгс/см2, не м^ее
Перепад давления,
кгс/см2:
начальный при чис-
тых фильтрах, не
более
конечный при пре-
дельном загрязнении
фильтра, не менее
Диаметр корпуса фильт-
ра, мм, не более
Условный проход при-
соединительных пат-
рубков, мм
Масса, кг, не более
5
73
100
20
36
200
6
40
20
350
5
73
150
60 120
20
36
300
8
0,5
1,5
40
20
550
300 600 1100
16
с универсальными приборами'Зкелезнодорожных вагонов-цистерн
и автоцистерн (при нижнем сливе и наливе).
4. Гидропневматические захваты — для труб Dy = 100-j-
-j-500 мм на условное давление ру =10, 16 кгс/см2. Применяются
для соединения с бункеровочными и грузовыми линиями нефте-
наливных судов.
ГОСТ 20772—75 регламентирует расположение присоедини-
тельных устройств на подвижном автомобильном составе, железно-
дорожных вагонах-цистернах и нефтеналивных судах.
107
5.7. Тепловые сети и теплоизоляция
Тепловые сети нефтебаз следует проектировать в соответствии
с требованиями СНиП II—36—73 «Тепловые сети». Диаметр
паропроводов
d = 2/ Qco/(n-3600nJ, (5.29)
где d — внутренний расчетный диаметр трубопровода, м; <2 —
расход пара, кг/ч; со — плотность насыщенного пара, м3/кг
(табл. 5.28); v — скорость пара, м/сек.
Т аблпца 5.28
Плотность насыщенного пара при разных давлениях
р, кгс/см2 со, ма/кг р, кгс/см2 со, м3/кг р, кгс/см2 со, м3/кг
3,0 0,6177 6,0 0,3219 8,5 0,2315
3,5 0,5337 6,5 0,2985 9,0 0,2192
4,0 0,4716 7,0 0,2783 9,5 0,2082
4,5 0,4221 7,5 0,2607 10,0 0.1983
5,0 5,5 0,3823 0,3495 8,0 0,2452 11,0 0,1810
После определения диаметра необходимо проверить паропро-
вод на падение давления при прохождении по нему пара. Если
падение будет в допустимых пределах, то диаметр паропровода
выбран правильно. В противном случае необходимо увеличить
диаметр трубопровода и провести проверочный расчет паропро-
вода.
На нефтебазах следует применять в основном подземную ка-
нальную (в железобетонных непроходных каналах) и бесканаль-
ную прокладку тепловых сетей. Последнюю рекомендуется при-
менять в непросадочных грунтах с естественной влажностью
(глинистых, песчаных, плотнослежавшихся, насыпных), в тор-
фянистых и слабых насыпных грунтах (при устройстве под трубо-
проводы искусственного основания), в грунтах с грунтовыми во-
дами (при условии понижения их уровня посредством попутного
дренажа трассы тепловой сети). Заглубление трубопроводов при
бесканальной прокладке следует принимать не менее 0,7 м от
поверхности земли до верха изоляции.
Надземную прокладку тепловых сетей рекомендуется приме-
нять при высоком уровне грунтовых вод, наличии многолетнемерз-
лых и просадочных грунтов. Разрешается прокладывать тепло-
сети с технологическими трубопроводами на эстакадах и отдельно
стоящих опорах. При высоком уровне грунтовых 'вод и невоз-
можности применения надземной прокладки рекомендуется про-
кладывать трубопроводы в канале с устройством попутного дре-
нажа и выпуском дренируемых вод в водостоки.
108
Вводы в здания и сооружения на нефтебазах, расположенных
в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, проекти-
руются только надземными. При подземной прокладке тепловых
сетей на территории нефтебазы ответвления к зданиям на расстоя-
нии 6—10 м от ввода выводятся из каналов на отметку пола первого
этажа и прокладываются на этом участке на низких опорах. На
всех ответвлениях теплосетей к отдельным зданиям необходимо
устанавливать запорную арматуру. Для компенсации температур-
ных удлинений следует либо устанавливать П-образные компен-
саторы, либо использовать самокомпенсацию трубопроводов.
Теплосети, прокладываемые подземно бесканально, на участках
самокомпенсации и установки П-образных компенсаторов должны
быть проложены в каналах. Для дренажа водяных тепловых
сетей необходимо предусматривать: в низших точках трассы трубо-
провода — устройства для выпуска воды, в высших точках —
для выпуска воздуха (воздушники). На паропроводах необходимо
предусматривать дренажные устройства во всех нижних точках,
перед вертикальными подъемами, а также на участках с попутным
уклоном через 400—500, а при встречных уклонах—через 200—300м.
Тепловая изоляция должна предусматриваться: при подзем-
ной прокладке в непроходных каналах или бесканальной — только
для трубопроводов; при надземной прокладке — для трубопрово-
дов, арматуры, фланцевых соединений и компенсаторов. В ка-
честве основного теплоизоляционного слоя следует предусматри-
вать изделия заводского изготовления: маты полужесткие и стек-
ловатные, цилиндры полые, мягкие минераловатные плиты на
синтетической основе и др. В качестве защитного покровного слоя
применяют металлические покрытия, изделия из жестких или
гибких стеклопластиков, стеклоткань и др. Для тепловых сетей
подземной бесканальной прокладки рекомендуется применять
изоляцию сыпучими материалами — гидрофобными порошками
и асфальто-керамзитобетоном. Толщина основного слоя теплоизо-
ляции определяется расчетом или по нормам.
В последнее время нашли широкое применение полносборные
или комплектные теплоизоляционные конструкции ТК или СТК.
Полносборные теплоизоляционные конструкции ТК состоят из
теплоизоляционных минераловатных изделий, защитного покры-
тия и крепежных деталей. Все составные элементы конструкции
скреплены между собой. При монтаже конструкцию устанавли-
вают на трубопроводе и закрепляют. При проектировании тепло-
вой изоляции объектов с положительными температурами следует
руководствоваться «Типовыми деталями тепловой изоляции трубо-
проводов и оборудования» серии 2400—4, разработанными
ВНИПИ Теплопроект в 1971 г. При проектировании изоляции
индустриальными полносборными конструкциями следует ру-
ководствоваться ТУ 36—1180—70 ММ СССР. Ниже дан перечень
материалов, рекомендуемых в настоящее время при тепловой изо-
ляции трубопроводов и арматуры.
109
Л Таблица 5.29
о
Характеристика теплоизоляционных материалов
Материал Температурный интервал примене- ния, ’С Тип изоляционного покрытия Марка изделия Объемная масса, кг/м’ Коэффициент теплопро- водности, ккал/(м-Ч’°С), не более, при средней температуре
От До 25’ С 125’ С
Плиты и маты из минеральной ваты и а синтетическом свя- зующем (ГОСТ 9573—72) -60 400 Плиты и маты в рулонах Полужесткие пли- ты Жесткие плиты 50 75 100 125 150 До 50 До 75 До 100 До 125 До 150 0,040 0,042 0,044 0,060 0,062 0,060
Полуцилиндры из минеральной ваты на синтетическом свя- зующем (ГОСТ 14357—69) —60 400 Жесткие полуци- линдры 100 150 200 100 150 200 0,040 0,044 , 0,046 0,070 0,065 0,062
Полуцилиндры из минеральной ваты на синтетическом свя- зующем (ТУ—36—886—67) -60 300 Жесткие полуци- линдры 100 150 100 150 0,040 0,044 0,070 0,065
Плиты жесткие из минераль- ной ваты иа битумном свя- зующем (ГОСТ 10140—71) До 70 Жесткие плиты 200 250 300 350 200 250 300 350 0,058 0,064 0,070 0,076 —
Маты прошивные из минераль- ной ваты ВФ (ТУ—21—24—10—68 МПСМ СССР) До 60 Маты в рулонах МП/Б, МП/С 100± 10% 0,036
Продолжение табл. 5.29
Материал Температурный интервал примене- ния, °C Тип изоляцион- ного покрытия Марка изделия Объемная масса, кг/м’ Коэффициент теплопро- водности, ккал/(м-ч-°С), не более, при средней температуре
От До ‘ 26’С 125’ С
Изделия из стеклянного шта- пельного волокна (ГОСТ 10499—67) —60 180 Маты в рулонах МС-50 МС-35 МРС-50 36—50 25—35 36—50 0,040 —
МРС-35 25—35
МРТ-50 36—50
МРТ-35 25-35
Плиты жесткие ПТО-75 51—75
ПС-75 51—75
ПТ-75 51-75
ПТ-50 36—50
Маты и полосы из стеклянного волокна (ГОСТ 2245—43 *) До 150 Маты и полосы 170 170 Не бол 0,034 + 0,( »е )003/ср
Пенополистирол марок ПС-1 и ПС-4 (СТУ 9—91—61 н СТУ-9—92-61), ПСБ и ПСБ-С (ГОСТ 15588—70) —180 —180 60 70 Жесткая изоляция ПС-1 ПС-4 ПСБ ПСБ-С 70—200 50-80 25—40 0,033—0,04 0,03—0,033 0,035—0,033 —
Материалы для основного
изоляционного слоя
Минеральные маты прошивные марки ВФ (ТУ 21—24—10—68МПСМСССР).
Минеральные плиты и маты на синтетическом связующем (ГОСТ 9573—72).
Минеральные скорлупы на синтетическом связующем (ГОСТ 14357—69).
Маты стекловатные на синтетическом связующем (ГОСТ 10499—67).
Маты и полосы прошивные из стекловолокна.
Минеральная плита на битумном связующем (ГОСТ 10140—71).
Пенополистирол (СТУ 9—91—61, СТУ — 9—92—61 и ГОСТ 15588—70).
Для трубопроводов диаметром до 85 мм: а) полуцилиндры минераловатные
на синтетическом связующем фрезерованные (ТУ — 36—886—67 ММСС СССР);
б) асбестовый и асбестопуховый шнур (ГОСТ 1779—72); в) жгут стеклянный
теплоизоляционный марки ЖСТ (ТУ 21—01—211—69).
Материалы для покрытия
Листы из алюминиевых сплавов (ГОСТ 21631—76).
Сталь тонколистовая оцинкованная (ГОСТ 19904—74).
Сталь тонколистовая кровельная (ГОСТ 19904—74).
Полимерные материалы
Стеклопластик марки ФСП (ТУ 6—11-4150—70).
Лако-стеклоткань (рулонный стеклопластик) (ТУ 36—929—67).
Пленка винипластовая каландрованная (ГОСТ 16398—70).
Фольго-стеклот’екстолит марки ФСТ (ВТУ М—13—69).
Техническая характеристика теплоизоляционных материалов приведена
в табл. 5.29.
5.8. Антикоррозионная изоляция трубопроводов
Общие технические требования к методам и средствам защиты
подземных стальных трубопроводов (кроме тепловых сетей) от
коррозии почвенной и блуждающими токами, в том числе вызы-
ваемой влиянием переменного тока электрифицированного транс-
порта, приведены в ГОСТ 9.015—74 «Единая система защиты от
коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические
требования». Соответственно видам коррозии различают и способы
защиты подземных металлических сооружений, в том числе и тру,-
бопроводов.
Способы защиты подземных трубопроводов от почвенной кор-
розии включают рациональный выбор трассы трубопроводов, их
изоляцию и использование специальных методов прокладки (бло-
ки, непроходные каналы и т. д.). Способы защиты подземных тру-
бопроводов от коррозии блуждающими токами включают: ограни-
чение блуждающих токов на их источниках, рациональный выбор
трассы трубопроводов, изоляцию трубопроводов и использование
специальных методов прокладки (блоки, непроходные каналы и
т. д.), катодную поляризацию трубопроводов. Средства защиты
112
для подземных трубопроводов от почвенной коррозии выбирают
исходя из условий прокладки сооружений и данных о коррозион-
ной активности среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отно-
шению к металлу трубопроводов с учетом результатов технико-
экономических расчетов.
Проектирование мероприятий по защите трубопроводов от кор-
розии ведут в соответствии со СНиП III—23—76 «Защита под-
земных металлических сооружений от коррозии. Правила произ-
водства и приемки работ», а также СНиП II—37—76 «Газоснаб-
жение. Внутренние и наружные устройства». Коррозионную
активность грунтов по отношению к углеродистой стали под-
земных трубопроводов оценивают по удельному электрическому
сопротивлению грунта, потере массы образцов, плотности поля-
ризующего тока. На стальных трубопроводах, прокладываемых
непосредственно в земле, в пределах территории нефтебаз, должны
применяться защитные покрытия, соответствующие весьма уси-
ленному типу: битумно-полимерные, битумно-минеральные, поли-
мерные, этиленовые и др.
Весьма усиленное битумно-полимерное или битумно-минераль-
ное защитное покрытие состоит из битумной грунтовки, наносимой
на поверхность трубопровода, трех слоев битумно-полимерной
или битумно-минеральной мастики толщиной 3 мм каждый с про-
кладкой между ними армирующей обмотки из стеклохолста и
наружной обертки из бумаги. Битумно-минеральные мастики
состоят из битума БН-IV или БН-V (ГОСТ 6617—76), БНИ-IV
или БНИ-V (ГОСТ 9812—74) с минеральным заполнителем:
доломитизированным известняком средней плотности, асфальто-
вым известняком или доломитом. В состав битумно-полимерных
мастик входят битумы тех же марок, а в качестве заполнителя при-
меняют атактический полипропилен, полиден или полиэтилен
порошкообразный нестабилизированный. Битумные грунтовки из-
готовляют из битумов вышеперечисленных марок, растворенных
в бензине Б-70 (ГОСТ 1012—72), А-72 (ГОСТ 2084—67*) или
А-76 (ГОСТ 5.268—69) в соотношении 1 : 3 (по объему) или 1 : 2
(по массе).
Стальные трубопроводы, прокладываемые непосредственно в зе-
мле, на территории нефтебаз в зоне блуждающих токов должны
иметь весьма усиленные защитные покрытия и защиту путем ка-
тодной поляризации в опасных зонах независимо от коррозионной
активности грунта. Усиленную дренажную защиту следует при-
менять для защиты от коррозии в тех случаях, когда применение
поляризованных дренажей неэффективно или неоправдано по
экономическим показателям. Катодную защиту подземных соо-
ружений от коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует
применять в тех случаях, когда применение поляризованных и
усиленных дренажей неоправдано по технико-экономическим сооб-
ражениям. При надземной и канальной прокладке трубопроводы
для защиты от коррозии покрывают защитными красками.
ИЗ
5.9. Прокладка трубопроводов
Прокладка трубопроводов на нефтебазе выполняется под-
земно и надземно. Способ прокладки выбирается с учетом рельефа
местности, уровня грунтовых вод, обеспечения необходимого
минимального уклона прокладки трубопроводов и их протяженно-
сти. Все технологические трубопроводы на нефтебазе желательно
прокладывать подземно. Надземная прокладка допустима при вы-
соком уровне грунтовых вод на площадке или при наличии много-
летнемерзлых и скальных грунтов.
Трассы трубопроводов рекомендуется предусматривать вдоль
проездов прямолинейными и параллельными линиями застройки.
Пересечение дорог трубопроводами следует предусматривать под
90° к оси проезда, а при невозможности такого пересечения допу-
скается уменьшать угол до 45°.
Соединение труб необходимо выполнять на сварке. Фланцевые
соединения допустимы в местах установки арматуры, при подклю-
чении трубопроводов к оборудованию, а также на прямых участках
в тех случаях, когда это вызывается условиями монтажа или
эксплуатации. Фланцевые соединения необходимо располагать
по возможности непосредственно у опор. При этом обвязочные
трубопроводы оборудования и аппаратуры необходимо проекти-
ровать с учетом возможности обслуживания, а также монтажа и
демонтажа при ремонте. В местах пересечения надземными тру-
бопроводами автомобильных и железных дорог и пешеходных до-
рожек не рекомендуется проводить установку задвижек, сальни-
ковых компенсаторов и других монтажных узлов, а соединения
труб следует выполнять на сварке.
При параллельной прокладке неизолированных трубопрово-
дов в каналах, на высоких и низких опорах и эстакадах, при рас-
положении фланцев вразбежку расстояния между осями трубо-
проводов, а также от оси крайней трубы до стенки следует при-
нимать не менее указанных в табл. 5.30, а для изолированных
с фланцами, расположенными в одной плоскости, >— в табл. 5.31.
При параллельной прокладке изолированных трубопроводов
в непроходных каналах, на высоких и низких опорах или эста-
кадах расстояние в свету между наружными поверхностями тепло-
изоляции двух смежных труб и между наружной поверхностью
теплоизоляции трубы и стенкой канала должно быть не менее
80 мм. Уклоны трубопроводов необходимо принимать: для
высоковязких и застывающих нефтепродуктов — не менее 0,02,
для маловязких нефтепродуктов—не менее 0,002. При боль-
шом протяжении трубопроводов уклоны могут быть уменьшены
для высоковязких и застывающих нефтепродуктов до 0,004,
но при этом должны быть предусмотрены дополнительные меро-
приятия, обеспечивающие опорожнение трубопроводов.
Надземная прокладка технологических трубопроводов и паро-
проводов на нефтебазах выполняется в основном на низких опо-
114
Т а б л и ц а 5.30
Расстояние (размер Л), Мм, между осями неизолированных цельносварных трубопроводов на ру <: 40 кгс/см2 и с фланцами,
расположенными вразбежку
Примечания. 1. Расчетные формулы: А = Офл/2 + Оиар/2 + 50 мм’ Б = Офл/2 50 мм‘ Приведенные размеры А и Б округ-
лены с точностью до 5 мм. 2. В случае установки арматуры расстояния между осями труб должны определяться.индивидуально, с обеспе-
чением свободного зазора в свету между наиболее выступающими деталями арматуры от 50 до 100 мм в зависимости от условного диаметра.
115
Т а б л н ц а 5.31
Расстояние (размер А), мм, между осями изолированных трубопроводов на ру С 40 кгс/см2 с фланцами, расположенными в одной
плоскости
116
pax в один ряд по вертикали. Высоту от уровня земли до низа
трубы или до поверхности их изоляции следует принимать с уче-
том возможности производства ремонтных работ, но не менее:
0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и 0,5 м при ширине группы
труб 1,5 м и более. В местах прохода обслуживающего персонала
через трубопроводы следует предусматривать переходные пло-
щадки или мостики. Трубопроводы, прокладываемые на низких
опорах, при пересечении с внутрибазовыми железными дорогами
и автодорогами должны быть подняты и уложены на опорах или
эстакадах или проложены под дорогами в патронах или лотках
с устройством дренажа в низших точках.
При подземной прокладке глубину заложения трубопроводов
следует принимать не менее 0,8 м, считая от поверхности грунта
до верха трубы. При большом протяжении трубопроводов на
нефтебазах и при пересечении их с подземными и надземными соо-
ружениями и дорогами допускается уменьшать глубину заложе-
ния труб при условии защиты их от влияния динамических на-
грузок. Расстояния по вертикали в свету при пересечении техно-
логических трубопроводов, уложенных в грунт, с другими под-
земными коммуникациями должны быть, м, не менее:
— . до технологических трубопроводов, теплофикационных,
водопровода и канализации — 0,15;
— до силовых и телефонных кабелей — 0,6;
— до наружной грани каналов, траншей, канализационных и
водосточных коллекторов — 0,15.
Пересечение технологическими трубопроводами каналов, ко-
лодцев и других подземных сооружений допускается при условии
заключения трубопроводов в патроны (кожухи). Концы патронов
необходимо выводить за 'пределы пересекаемых сооружений не
менее чем на 0,5 м в каждую сторону. Грунт в местах пересечений
следует тщательно уплотнять. Внутренний диаметр патрона (ко-
жуха) должен быть на 100—200,мм больше наружного диаметра
прокладываемого в нем трубопровода (с учетом толщины теплоизо-
ляционного покрытия). При пересечении одиночного подземного
трубопровода с железнодорожными путями необходимо преду-
сматривать укладку его в патроне, а нескольких трубопроводов —
в туннеле. Расстояние от верха патрона до подошвы шпалы должно
быть не менее 1 м, а концы патронов и туннелей должны выступать
за ближайшую головку рельсов на расстояние не менее 5 м. В тун-
неле необходимо предусмотреть лоток с выводом в сборный коло-
дец для приема продукта в случае разрыва трубопровода. Расстоя-
ние от верха патрона до полотна автодороги должно быть не менее
0,5 м для грунтовых и гравийных дорог и 0,25 м для асфальти-
рованных дорог. Концы патрона или туннеля должны выступать
за обочину автодороги не менее чем на 2 м.
Трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся и
горючие жидкости, прокладывать в проходных каналах не раз-
решается. Трубопроводы, транспортирующие нефтепродукты, тре-
117
бующие подогрева, прокладываются в непроходных каналах
совместно с паропроводами. Прокладывать трубопроводы с легко-
воспламеняющимися жидкостями в непроходных каналах сов-
местно с паропроводами и теплопроводами, а также с силовыми,
осветительными и телефонными кабелями не допускается.
Арматуру на узлах трубопроводов, прокладываемых в непро-
ходных каналах, следует размещать группами в колодцах, кото-
рые должны быть отделены глухими стенками от каналов с тру-
бами. В каналах необходимо предусматривать через каждые
80 м гравийные перемычки длиной не менее 4 м с уклоном заклю-
ченных между ними участков к специальным колодцам, присоеди-
няемым через гидравлический затвор к сети промышленной кана-
лизации. В случае прокладки трубопроводов с высоковязкими
нефтепродуктами следует предусматривать контрольные колодцы.
Прокладка'трубопроводов под и над зданиями и сооружениями
не допускается. Трубопроводы с нефтепродуктами, проклады-
ваемые в перекрытых плитами непроходных полуподземных и
подземных каналах, должны отстоять от производственных и
вспомогательных зданий на расстояние, м, не менее: от стен с про-
емами — 3, от стен без проемов —. 1.
Трубопроводы внутри сооружений (насосная станция и др.)
на нефтебазе должны быть окрашены в цвета, установленные
ГОСТ 14202—69 «Трубопроводы промпредприятия. Опознава-
тельная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные
щитки».
5.10, Опоры трубопроводов
Опоры в зависимости от их назначения делят на подвижные и
неподвижные (иногда их называют «мертвые»). Подвижные опоры
могут быть скользящие и направляющие. Скользящие опоры (кат-
ковые, роликовые, подвесные и др.) должны обеспечивать свобод-
ное перемещение трубопровода при изменении температуры.
Направляющие опоры должны обеспечивать перемещение трубо-1
провода только в осевом направлении. Неподвижные опоры долж-
ны обеспечивать жесткое неподвижное закрепление трубопровода.
Неподвижные опоры по месту установки делят на концевые, на
перегибе трубопровода и промежуточные. Конструкции непод-
вижных и подвижных опор следует принимать по нормалям маши-
ностроения, а также по ГОСТ, например по ГОСТ 14911—69*
«Детали стальных трубопроводов. Опоры подвижные. Типы и
основные размеры». Расстояние между неподвижными опорами за-
висит от конфигурации трубопровода и допускаемых напряжений
в трубе и определяется расчетом. Расстояние между подвижными
опорами, м,
I = ^(384//£/(5Р§), (5.30)
где I —’ момент Гинерции сечения трубы, м4; f —- допустимая
стрела прогиба, мм (принимается равной 3—5 мм); Е — модуль
118
Таблица 5.32
Расстояния между опорами трубопроводов при ру <5 100 кгс/см2 и t С 300° С
Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Расстояние между подвижными опорами, м Расстояние между неподвиж- ными опо- рами, м
изолиро- ванными неизолиро- ванными
Трубы по ГОСТ 8732—70 *, 8734—58 *, 10704—76
25 32 2 2 3
32 38 2 3 4 '
40 45 2,5 3 4 45
50 57 3,5 Л 5 50
'70"' “76 3,5—4 5 6 55
80 89 3,5—4,5 6 7 60
100 108 4—5 .6, 7 65
125 133 4—5 7 8 70
150 159 4,5—6 8 9 80
200 219 7—9 12 13 90
250 273 7—11 13 14 90
300 325 9 14 15 НО
300 325 14 18 20 НО
350 377 9—10 16 18 НО
350 377 16 18 22 НО
400 426 10—11 J8 20 НО
400 426 18 20 22 110
450 480 9—12 18 22 125
450 480 25 22 24 125
500 530 14 20 24 125
500 530 25 24 27 125
Трубы электросварные по ГОСТ 10704—76, 8696—74
400 426 5 12 14
450 478 5 12 14
500 530 5—6 12 14
600 630 6 12 15
700 720 7 14 16
800 820 7 16 18
900 920 8 16 18
1000 1020 6 16 18
1000 1020 9 18 20
1200 1220 7 18 20
1200 1220 10 20 24
1400 1420 8 20 24
1400 1420 12 22 26
упругости металла, кгс/м2; Р — масса 1 м трубопровода, включая
массу нефтепродукта, изоляции и снега; g— ускорение свобод-
ного падения.
Расчет опор, подвесок и кронштейнов сводится к определению
действующих нагрузок и проверки опор на прочность. Размер
нагрузки определяется исходя из веса трубы, нефтепродукта,
снеговой и ветровой нагрузок, изоляции и усилий от температур-
119
Рис. 5.28. Неподвижная опора с приваренным хомутом.
! — Упор; 2 — хомут; 3 — полоса; 4 — уголок; 5 — шпилька.
Рис. 5.29. Подвижная опора типа ОПП-2 (ГОСТ 14911—69) для трубопроводов диаметром
50 — 400 мм.
1 — корпус; 2 — ребро.
Рис. 5.30. Подвижная опора типа ОПХ-2 (ГОСТ 14911—69) для трубопроводов диаметром
100—600 мм.
1 — корпус; 2 — проушина; 3 — ребро; 4 — хомут; 5 — упоры (для труб 350 мм и более);
6 — гайки; 7 — подушка.
120
ных деформаций. Подвижные опоры рассчитывают по вертикаль-
ным и горизонтальным нагрузкам. Вертикальная нагрузка, кгс,
PB = plk, (5.31)
где k—коэффициент перегрузки; k = 1,2.
Горизонтальная нагрузка для скользящих опор, кгс,
РГ = РВН, (5.32)
где р.— коэффициент трения скольжения (качения); принимается
равнымД,3 при трении стали о сталь или стали о чугун, 0,6 •—
стали о бетон; для катковых опор коэффициент трения равен
0,05/7?, где R— радиус катка, см.
Типы и размеры неподвижных опор выбирают в зависи-
мости от способа прокладки трубопровода и действующей на опору
силы. Осевое усилие на неподвижные опоры зависит от способа
компенсации температурных напряжений, типов компенсаторов
и расположения опор и определяется по формулам, приведенным
в разделе 5.3. Расстояние между неподвижными и подвижными
опорами для ориентировочных расчетов можно брать по
табл. 5.32. Конструкцию опор трубопроводов рекомендуется при-
нимать по ГОСТ 14911—69*, МН—4008 и по рабочим чертежам
Ленинградского филиала Энергомонтажпроекта в зависимости
от местных условий (рис. 5.28—5.30).
ГЛАВА 6
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
6.1, Классификациями устройство
Транспортирование нефти и нефтепродуктов при их приеме
и отпуске, а также и при внутрибазовых перекачках выполня-
ется в основном насосами, которые устанавливаются вместе с дви-
гателями в специально оборудованно.м помещении, называемом
насосной станцией. Насосные станции по характеру работы и
устройству делят на стационарные и передвижные.
К стационарным насосным станциям относят насосные станции
нефтебаз. Их проектируют наземными или заглубленными. При
этом для обеспечения необходимой высоты всасывания насосов
рекомендуется размещать насосные станции на нефтебазах в наи-
более низких точках системы трубопроводов с минимальным
удалением от мест приема нефтепродуктов (эстакад, нефтеприча-
лов). Заглубление насосной станции при проектировании должно
тщательно обосновываться, так как оно значительно увеличивает
стоимость сооружения и ухудшает условия эксплуатации. Осо-
бенно важно это учитывать, когда насосная станция строится в во-
донасыщенных грунтах и требуется гидроизоляция. К стацио-
нарным относятся также насосные станции в блочно-комплектном
исполнении, которые в настоящее квремя получают все более
широкое применение. Применение ьблок-боксов и блочно-ком-
плектных установок сокращает сроки монтажа насосных
станций.
К передвижным насосным станциямХотносятся: плавучие и
смонтированные на автомобилях и автоприцепах.
В стационарных насосных станциях устанавливают:
а) насосы для основных технологических операций (основные
насосы) •— слива или налива железнодорожных цистерн, танке-
ров и нефтеналивных барж, перекачки по трубопроводам нефте-
базы и т. д.;
б) насосы для вспомогательных операций (вспомогательные на-
сосы) — зачистки железнодорожных цистерн, наливных судов,
резервуаров и трубопроводов, расфасовки и налива в авто-
цистерны, бочки и мелкую тару, для обеспечения нормальной
работы центробежных насосов и ряда других внутрибазовых
операций.
Иногда для вспомогательных операций используются основные
насосы. Оборудование насосной станции показано на рис. 6.1.
В насосных при количестве основных насосов не более пяти (для
складов I и II категории) и не более десяти (для складов III кате-
гории) задвижки и узлы задвижек (манифольды) могут находиться
в одном /-'мещении с насосами. При расположении узлов задвижек
122
вне зданий расстояние от ближайшей задвижки должно быть, м,
не менее: до стены здания с проемами •— 3, до стены здания без
проемов *— 1. Вне помещений насосных станций на нагнетатель-
ных и всасывающих трубопроводах должны быть установлены
аварийные задвижки на расстоянии от насосной в пределах 10—
50 м. В этом случае аварийными задвижками могут служить за-
движки у устройств слива и налива или на технологических трубо-
проводах, если они расположены на расстоянии не более 50 м от
насосной.
В насосных станциях ширина проходов между выступающими
частями насосов должна быть не менее 1 м; при установке насосов
шириной до 0,6 и высотой до 0,5 м ширину проходов допускается
уменьшать до 0,7 м. Для монтажа и ремонта агрегатов в насосных
станциях рекомендуется предусматривать:
а) при массе перемещаемого груза до 2,0 т —• монорельсы
с «кошками» и талями;
б) при массе перемещаемого груза более 2,0 т-— передвижные
кран-балки или мостовые краны с ручным управлением.
6.2, Насосы
На нефтебазах применяют в основном центробежные, поршне-
вые, роторные и винтовые насосы. На рис. 6.2 представлены гра-
фически области применения поршневых и центробежных насосов
при перекачке нефтепродуктов в зависимости от их вязкости и
подачи насосов. Наибольшее распространение получили центро-
бежные насосы с большой подачей, которые применяют в основном
для перекачки маловязких нефтепродуктов. Центробежные насосы
характеризуются следующими основными техническими данными:'
подачей, м3/ч; развиваемым напором, льступерекачиваемой жидко-
сти; мощностью ^потребляемой для привода йасоса, квт; к. п. д.;
Частотой вращения п, об./мин; допустимой вакуумметрической
высотой всасывания, м вод. ст.
Зависимость развиваемого напора, потребляемой мощности и
к. п. д. от подачи насоса при определенном числе оборотов, выра-
женная графически кривыми’ Q — Н, называется характери-
стикой насоса. Кривые Q — Н строятся для одного и того же
типа насоса при постоянном числе оборотов, но для различных
диаметров рабочего колеса или для различных чисел оборотов
одного диаметра рабочего колеса. На рис. 6.3 приведен нормаль-
ный ряд центробежных насосов, в котором выбор полей Q —Н
выполнен таким образом, что они покрывают весь диапазон необ-
ходимых для нефтяной промышленности насосов. Перечень цен-
тробежных насосов, которые применяют для перекачки нефти и
нефтепродуктов на нефтебазе, приведен в табл. 6.1. Маркировка
насосов имеет следующие обозначения: первая цифра *— диаметр
всасывающего патрубка, мм, уменьшенный в 25 раз и округленный;
вторая *— коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз
123
и округленный; третья —
число ступеней; буква Н —
нефтяной, Б — бензиновый,
Д — первое рабочее колесо
имеет двусторонний вход,
К— консольный, КЭ— кон-
сольный на валу электродви-
гателя.
Устойчивая работа цен-
тробежного насоса нару-
шается при кавитации, кото-
рая особенно часто возникает
при перекачке нефтепродук-
тов с высоким давлением на-
сыщенных паров. Допусти-
мая вакуумметрическая вы-
сота всасывания
ДВ. доп Дв. ДОП "}“
+ Д6~Дв-Дпар, (6.1)
где Яв.доп — допустимая ва-
куумметрическая высота вса-
сывания по паспорту на-
соса, м вод. ст.; Дб —
барометрическое давление
в местности, где устанавли-
вается насос, м ст. жидко-
сти; Дв—атмосферное давле-
ние, м вод. ст.; Япар — дав-
ление насыщенных паров
подаваемой жидкости, м ст.
жидкости при ее температуре.
При отсутствии необходи-
мых выше сведений, опреде-
ляемых по каталогам-спра-
вочникам, допустимая высота
всасывания
Дв. доп = Д6 Дпар
— ф-Ю(п/о/с)4/», (6.2)
где ф —- коэффициент запаса;
в зависимости от условий
работы принимается равным
1,1—1,5; п-—число оборо-
тов вала насоса, об/мин;
Q — подача насоса, м3/сек
(для колеса с двусторонним
125
124
входом принимается равной половине расхода); с— постоянная,
зависящая от коэффициента быстроходности насоса ns и прини-
маемая по нижеприведенным данным:
r.s 50—70 70—80 80—150 150—250
с 600—750 800 800—1000 1000—1200
Поршневые насосы применяют на нефтебазах в основном для
перекачки вязких нефтепродуктов, при операциях по «зачистке»
Подача. Q,m3/q
Рис. 6.2. График рекомендуемых областей применения поршневых и центро-
бежных насосов.
танкеров и железнодорожных цистерн и при опорожнении трубо-
проводов от нефтепродуктов. Поршневые насосы подразделяют:
а) по виду привода — приводные (в основном с электроприводом),
паровые и ручные; б) по расположению цилиндров — горизон-
тальные и вертикальные; в) по принципу работы — насосы оди-
нарного, двойного, тройного и четырехкратного действия. Ха-
рактеристика поршневых насосов, применяемых на нефтебазах,
приведена в табл. 6.2 и 6.3, а сводный график характеристик
Q—Н на рис. 6.4 и 6.5. Подача поршневого насоса, м3/ч,
Q = 6Qn]Jtslrwp, (6.3)
где Цо — коэффициент наполнения цилиндров; может быть при-
нят для нефти и высоковязких нефтепродуктов равным 0,8; для
маловязких нефтепродуктов -—• 0,7—0,8; k — число рабочих сто-
рон поршня (1 или 2); s— площадь поршня, m2;J— ход поршня,
126
Рис. 6.3, Нормальный ряд центробежных насосов.
127
Т а б л и на 6.1
Центробежные насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов,
применяемые на нефтебазах
Марка Подача, м3/ч Н а пор, м Частота вращения, об/мин Тип комплектуе- мого электродви- гателя Мощ- ность электро- двигателя, КВТ Масса агрегата (насоса). кг
Тип НК для нефтепродуктов с температурой до 200° С
4НК-5Х 1 30—60 к 66—55 2950 ВАО-62-2 17 ' 616
5НК-5Х1 40—100 112—98 295Э ВАО-82-2 55 920
5НК-9Х1 50—95 56—45 2950 ВАО-71-2 22 713
6НК-6Х 1 60—120 128—115 2950 ВАО-91-2 75 1163
6НК-9Х 1 75—130 72—58 2950 ВАО-81-2 40 892
Тип НКЭ (с электродвигателем) для нефтепродуктов с температурой до 80°С
4НКЭ-5Х 1 30—60 66—55 2950 ВАОМН-62-2 17 297
5НКЭ-5Х1 40—100 112—98 2950 ВАОМН-82-2 55 594
5НКЭ-9Х1 50—95 56—45 2950 ВАОМН-71-2 22 400
6НКЭ-6Х 1 60—120 128—115 2950 ВАОМН-91-2 75 1163
6НКЭ-9Х 1 70—140 75—58 2950 ВАОМН-81-2 40 545
Тип НД для нефтепродуктов с температурой до 200° С
8НД-6Х 1 200 100 2965 ВАО-92-2 100 1509
8НД-6Х 3 400 160 1485 ВАО-355М-4 200 4320
8НД-9Х2 240 132 2965 В АО-3155-2 132 2935
8НД-9ХЗ 300 292 2950 В АО-113-2 320 4195
10НД-6Х 1 450 58 1450 В АО-92-4 100 2170
10НД-10Х2 800 260 2970 АРП-800 800 6625
20НД-11Х1 1700 60 1480 ВАО-5005-4 400 к 6700
Тнп Н для нефтепродуктов с температурой до 200° С
4Н-5Х 2 55 106 2960 КО-42-2ВЗГК 23,6 700
4Н-5Х 4 36 220 2960 МА-36-41-2ВЗ Г 35,4 1155
4Н-5Х8 40 400 2975 BAO-315-S-2 132 4790
5Н-5Х2 90 ' 190 2960 МА-36-41-2ВЗГ 160 920
5Н-5Х 4 90 338 2960 МА-36-60-2ВЗГ 107 1840
6Н-7Х 2 140 180 2960 МА-36-50-2ВЗ Г 81 1434
6Н-10Х4 170 270 2960 МА-36-61-2ВЗГ 250 5500
Тип Д для нефтепродуктов с температурой до 40° С
Д-320/55 I 250—360 I 54—46 1 1450 I ВАО-82-4 1 55 1 1350
Д-630/90 | ’600—400 | 28—42 | 960 | — | 75-55 1 735
Тип НА (погружные центробежные) для нефтепродуктов с температурой до 80° С
12НА-9Х4 80 43 1470 ВАО-62-4 17 1080
12НА-22Х6 150 54 1460 ВАО-81-4 40 1241
20НА-22Х 3 600 65 1485 МА-37-52/НВП 160 2520
Примечания. 1. Насосы типа НА работают при погружении ниже уровня
откачиваемого нефтепродукта. 2. Высота всасывания насосов типа НК и НКЭ равна
7—5 м. Наименьшей подаче соответствует наибольшая высота всасывания. 3. Высота
всасывания насосов типа Н 3,5 м.
128
Т а б л и ц а 6.2
Поршневые насосы с электроприводом для перекачки нефтепродуктов
Марка По- дача, М’/ч Давле- ние, кгс/см2 Вы- сота всасы- вания, м Мощность на валу насоса, КВТ Частота вращения электро- двигателя, об./мии Масса агрегата, кг Марка электро- двигателя
ЭПН-7 78 5—10 5,5 24 1500 2450 П-72М
П-80/10 80 10 5,0 30 1460 1890 ВАО-72-4
ЭНП-25/2,5 25 2,5 — 4 1440 640' А02-41-4М
Рис. 6.4. Сводный график характеристик поршневых насосов.
5 Г. В. Шишкин
129
рис. 6.5. Сводный график характеристик паровых насосов.
Таблица 6.3
Поршневые насосы с паровым приводом для перекачки нефтепродуктов
с температурой до 400° С
Марка Подача, м3/ч Давление нагнета- ния, кгс/см2 Высота всасыва- ния, м Давление пара, кгс/см2 Расход насыщен- ного пара, кг/ч Масса агрегата, кг
рабо- чего отрабо- танного
ПДГ 6/4А 6 4 6 11 1—2 100 100
ПДГ 6/20А 6 20 6 11 1—2 280 160
ПДВ Ю'бОА 10 50 6 34 1—2 700 450
ПДВ 40/10 40 20 6 11 1—2 1200 1000
ПДВ' 60/8 60 8 6 11 1—2 800 820
ПДГ 10/40Н 10 40 5 10 1—2 800 800
ПДГ 60/20А ’ 60 20 5 10 1—2 2000 1600
130
М; п — число двойных ходов в минуту; <р — коэффициент, учиты-
вающий уменьшение объема жидкости в насосах двойного дей-
ствия за счет объема поршневого штока.
Устойчивость всасывания поршневого насоса проверяется по
уравнению
.£а-Рх_ = л +« (6.4)
Р И I TP I 2g 1 g sB 1 g ' '
где pa — атмосферное давление, кгс/м2; рх — давление под порш-
нем, кгс/м2; р — плотность жидкости, кг/м3; /1„ — высота подъ-
ема жидкости ot уровня в резервуаре до оси насоса, м; hTP — по-
тери напора на трение во всасывающем трубопроводе, м; v —
скорость движения поршня, м/сек; а— ускорение движения
поршня, м/сек2; s—площадь поршня, см2; sB— площадь попереч-
ного сечения всасывающего трубопровода, см2; / — ход поршня, м;
g— ускорение свободного падения, м/сек2.
Для устойчивого всасывания необходимо, чтобы давление
под поршнем было больше давления паров жидкости при тем-
пературе всасывания. Уравнение нагнетания поршневых насосов:
-^- = йн+Л1р + йск± + (6'5)
Таблица 6.4
Шестеренные насосы
Марка По- дача, м3/ч Давление нагнета- ния, кгс/см2 Частота вращения иасоса, об./мнн Мощность иа валу двига- теля, КВТ Масса агре- гата, кг Тип электро- двигателя
Агрегаты: ЭШФ 2/16 (с на- 1,4 16 1450 1,5 45 А02-22-4
сосом ШФ 2-25А ЭШФ 2/25 (с насо- 1,4 25 1450 2,2 68 ВАО-31-4
сом ШФ 2-25А) ЭШФ 3,2/6 (с на- 2,3 6 1450 1,5 45 А02-22-4
сосом ШФ 3.2-25А) ЭШФ 5/4 (с насо- 3,6 4,0 1450 1,5 47 . А02-22-4
сом ШФ 5-25А) ЭШФ 8/2,5 (с насо- 5,8 2,5 1450 1,5 50 А02-22-4
сом ШФ 8-25А) ЭШФ 20/6 (с насо- 16,5 6 1460 7,5 158 А02-51-4
сом ШФ 20-25А) ЭШФ 20/4 (с насо- 16,5 4 1450 5,5 133 А02-42-4
сом ШФ 20-25А) ЭМН 1,65/3-1 (сна- 16,5 3 1000 6,0 168 AM 62-6
сосом Ш 40-6) ШФ 80-16-36/4 (с 36,0 4 970 22,0 331 А02-72-6
насосом ШФ 80-16А) ЭМН 38/2,8-1 (с 38 3,5 1000 14,0 300 AM 72-6
насосом Ш 80-6)
5'
131
где рн — давление, создаваемое насосом, кгс/см2; ha — высота
подъема жидкости от оси насоса до уровня нагнетания, м; /тр —
длина трубопровода, м; sH — площадь сечения нагнетательного
трубопровода, м2; h№ — скоростные потери напора в тру-
бопроводе, м.
Кроме вышеуказанных насосов на нефтебазах применяют ро-
торные насосы (табл. 6.4), к которым относят шестеренные и
винтовые; в основном для перекачки высоковязких нефте-
продуктов. Типы и основные размеры насосов приведены
в ГОСТ 10392—68*, ГОСТ 20883—75 и ГОСТ 19027—73.
Вакуумные насосы применяют на нефтебазах для создания
разрежения во всасывающих линиях основных центробежных
насосов (табл. 6.5). Характеристика ручных поршневых насосов,
применяемых на нефтебазах, приведена в табл. 6.6.
Т а б л и ц а 6.5
Вакуумные насосы
Марка Подача, м3/ч Вакуум. % Частота враще- ния, об./мин Мощность на валу, квт, при плотности жидкости, равной 1 кг/м5 Диаметр патрубков насосов, мм Масса агрегата, кг
ввн-з 178—60 30—90 1450 10,0 70 50 120
ВВН-12 672—489 30—90 960 28,0 125 70 470
ВВН-25 1620—1200 0—90 720 70,0 170 125 1032
Примечание. В числителе — всасывающий патрубок, в знаменателе —
нагнетающий.
Т а б л и ц а 6.6
Ручные насосы для перекачки нефтепродуктов
Марка насоса Подача Напор, м Высота всасыва- ния, м Масса насоса, кг
376А 3,5 л/мин 30 5 20,6
«Родник» БК-7-3000 0,6 л (за двойной ход) 30 5,5 13,0
БКФ-4 13 л (за двойной ход) 35 л/мин 30 — 27,0
НР-40 (ГОСТ 4883—65) 30 — 36,0
132
6.3. Выбор насосов
Выбор типа насоса определяется: 1) характеристикой перека-
чиваемого нефтепродукта (вязкость, давление насыщенных па-
ров); 2) необходимой подачей нефтепродукта; 3) необходимым
напором; 4) требуемой высотой всасывания; 5) режимом перекачки
(постоянный или переменный); 6) обеспеченностью нефтебазы
электроэнергией или паром.
Ключ номограммы
Рис. 6.fi. Номограмма пересчета характеристик центробежных насосов при перекачке
вязких жидкостей.
Шкала Г)2 и вспомогательная шкала совмещены. На шкале Q необходимо откладывать
оптимальную (в точке наибольшего к. и. д.) подачу насоса на воде QHOpM- Для насосов
с рабочими колесами двустороннего подвода жидкости при расчетах берутся подача Q
и размер Ьа для обеих половин колеса.
133
Как указывалось в разделе 6.2, для перекачки маловязких
нефтепродуктов применяют центробежные насосы, при перекачке
высоковязких — поршневые и роторные, которые также исполь-
зуют на операциях по зачистке вагонов-цистерн и нефтебарж.
Выполнение же вспомогательных операций при перекачке мало-
вязких нефтепродуктов и легких нефтей осуществляется центро-
бежными насосами совместно с вакуум-насосами, создающими не-
обходимое разрежение во всасывающих линиях, или поршневыми
насосами. Подбор центробежного насоса выполняется путем сов-
мещения заводской характеристики насоса и характеристики
трубопровода в системе координат Q—H. Характеристика тру-
бопровода представляет собой зависимость от подачи потерь на-
пора на трение и преодоление местных сопротивлений при заданной
разности отметок уровня горючего в резервуаре и напорного пат-
рубка насоса.
Г1ри необходимости использования одновременно несколь-
ких насосов для достижения необходимых подачи или напора
их включают в параллельную или последовательную работу.
При параллельной работе насосов общая подача определяется
суммированием Q при равных Н, а при последовательной работе —
суммированием Н при равных Q.-Для нефтепродуктов с вязкостью
до 8° ВУ Q и Н насоса могут приниматься по паспорту насоса
без изменения. Для более вязких нефтепродуктов зависимости
Q—Н, Q—N и Q—»] нарушаются и должны быть пересчитаны.
На рис. 6.6 представлена номограмма для определения коэффи-
циентов пересчета характеристик центробежных насосов при
перекачке вязких жидкостей. По номограмме, зная диаметр
рабочего колеса D2 и его ширину на выходе Ь2, подачу насоса
на воде Q, напор насоса на воде Н, а также кинематическую вяз-
кость нефтепродукта v, можно определить значение коэффици-
ентов kQ, kH, и kUl для пересчета Q, Н, q и Айкр для жидкости
с вязкостью vt, где А/гкр — кавитационный запас насоса при ча-
стоте вращения п.
Пример пользования номограммой. Дано-. Ь2 = 16 мм,
D2 = 290 мм, v = 1,4 см2/сек, Q = 200 м3/ч. Решение. Откладываем на соответ-
ствующих осях значения Ьг (точка а) и D2 (точка б). На пересечении линии аб
со шкалой Оэкв получаем точку в. Откладываем на соответствующей оси значе-
ние Q (точка г) и соединяем с точкой в (линия вг). Точку е (значение вязкости)
соединяем с точкой д, полученной при пересечении вспомогательной шкалы
линией вг, затем линию ед продолжаем до пересечения со шкалой Re (точка ж).
Далее проводим из точки ж горизонтальную линию и проецируем точки пересе-
чения этой линии с соответствующими кривыми коэффициентов на шкалы, где
и считываем ответ: /?Т1 — 0,78, = 0,96, = 0,98, = 1,48.
&Q == 0неср/С?вод> (6.6)
fe/y = НнеСр/Нв0^ (6.7)
== ^1иеср/^1вод’ (6-8)
== неср/Д^кр» вод* (6.9)
134
6.4* Подбор двигателя насоса
Мощность электродвигателя N для привода насоса, квт,
N = QHpk3/(lQ2kuk„), (6.10)
где k3 — коэффициент запаса, принимаемый в зависимости от
мощности двигателя; при N < 50 квт k3 = 1,2; при 50 < N <
< 350 квт k3 = 1,15; kti — к. п. д. насоса; kn— к. п. д. передачи
от двигателя к насосу, принимаемый при передаче через гибкую
муфту равным 1,0; при редукторной передаче — 0,94—0,98.
Определив по формуле (6.10) необходимую мощность двига-
теля, подбирают ближайший по характеристике двигатель с уче-
том частоты вращения, при которой были сняты характеристики
Q—Н, использовавшиеся при подборе насоса (см. раздел 6.3).
Наибольшее распространение в качестве двигателей для на-
сосов получили электродвигатели во взрывозащищенном испол-
нении. В зависимости от способа обеспечения взрывозащищенности
они могут иметь следующие исполнения: взрывонепроницаемое,
повышенной надежности против взрыва, маслонаполненное, искро-
безопасное и специальное. Взрывозащищенное оборудование обес-
печивает безопасность его применения в условиях взрывоопасных
помещений и наружной установки. В насосных станциях малой и
средней мощности применяют обычно асинхронные электродвига-
тели, а в насосных станциях большой мощности — синхронные.
На нефтебазах, не имеющих электроэнергии от внешних источ-
ников, для приведения в действие насосов и других механизмов
применяют двигатели внутреннего сгорания — карбюраторные
и дизельные. При использовании этих двигателей в качестве при-
водов для насосов, перекачивающих нефтепродукты, их следует
устанавливать в насосной станции в отдельном помещении, а вал
при проходе через стенку —• заключать в специальный сальник.
ГЛАВА-7
РЕЗЕРВУАРЫ
И РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ
7.1. Классификация резервуаров
Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов делятся
на металлические, железобетонные и резервуары из синтетиче-
ских материалов. Металлические резервуары, в свою очередь,
бывают стальные вертикальные цилиндрические и горизонталь-
ные. Железобетонные резервуары могут быть выполнены из мо-
нолитного или сборного железобетона, а также смонтированы
частично из сборного, а частично из монолитного железобетона;
по виду они бывают цилиндрические и прямоугольные. В зависи-
мости от внутреннего давления резервуары подразделяют на:
с понтоном или плавающей крышей (без давления); низкого
давления, предназначенные для хранения нефтепродуктов под
избыточным давлением до 200 мм вод. ст.; повышенного давле-
ния — для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением
до 3000 мм вод. ст.
7.2. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары
В настоящее время на нефтебазах применяют в основном вер-
тикальные цилиндрические стальные резервуары с изготовлением
корпуса из рулона и щитовой кровлей (рис. 7.1, табл. 7.1 и 7.2).
Их монтируют как без понтона внутри резервуара, так и с пон-
тоном, уменьшающим площадь испарения нефтепродукта, а сле-
довательно, его потери. Применение резервуаров .с изготовлением
корпуса из рулона и щитовой кровлей обеспечивает 100%-ную
сборность конструкции, значительно сокращает сроки монтажа
и повышает качество резервуаров. На все приведенные в табл. 7.1
и 7.2 резервуары разработаны типовые проекты, по которым ве-
дется строительство оснований, монтаж резервуаров и оборудо-
вания.
Для строительства резервуаров в отдельных районах страны,
куда по транспортным условиям невозможна доставка крупно-
габаритных рулонных заготовок и щитов покрытия, монтаж
резервуаров объемом 100—5000 м3 ведут из отдельных листов,
а конусную кровлю монтируют и сваривают из отдельных листов
непосредственно на резервуаре. Размеры и масса использованного
металла по показателям почти совпадают с аналогичными данными
резервуаров со щитовой кровлей. Расчетные данные резервуаров
с конусной кровлей следующие: допустимое давление и вакуум
в газовом пространстве резервуара — соответственно 200 и
136
25 мм вод. ст.; снеговая нагрузка— 100 кгс/м2; нагрузка от тер-
моизоляции кровли — 45 кгс/см2; весовая нагрузка — 30-—
35 кгс/м2.
Резервуары объемом 10, 15, 20, 30 и 50 тыс. м3 для хранения
нефтепродуктов с плотностью до 0,9 т/м3 можно монтировать из
Рис. 7.1. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м3 со щи-
товой кровлей.
1 — корпус; 2 — перекрытие; 3 — центральная опора; 4 — шахтная лест-
ница; 5 — днище.
отдельных рулонов для корпуса, днища и щитов, которые об-
разуют сферическую форму перекрытия. Щиты опираются на
кольцо жесткости корпуса и центральное кольцо. Расчетные дан-
ные резервуаров со сферической кровлей (табл. 7.3): допустимое
давление и вакуум в газовом пространстве —- соответственно 200 и
40 мм вод. ст.; снеговая нагрузка — 100 кгс/м2; ветровая на-
грузка — 55 кгс/м2.
137
Таблица 7.1
Технико-экономические показатели вертикальных цилиндрических резервуаров
Показатели Номи
100 200 300 400
Резервуары
Геометрический объем, м3 105 206 336 426
Диаметр (внутренний), м 4,73 6,63 7,58 8,53
Высота стенки, м 5,98 5,98 7,45 7,45
Масса, т 5,44 7,94 10,57 12,36
Расход стали иа 1 м3 объе- 51,8 38,5 31,5 29,0
ма, кг
Сметная стоимость, тыс. руб. 5,51 6,69 7,60 8,25
Типовой проект 701-1-49 704-1-50 704-1-51 704-1-52
Резервуары
Геометрический объем, м3 92 182 305 386
Масса, т 7,01 10,14 13,26 15,55
Расход стали на 1 м3 объема, 76,2 55,7 43,5 40,3
кг •
Сметная стоимость, 6,30 7,91 9,10 9,99
тыс. руб.
Типовой проект 704-1-49 704-1-50 704-1-51 704-1-52
Примечания. 1. Резервуары рассчитаны на избыточное давление 200 мм вод.
зонах. 2. Резервуары с понтоном имеют геометрические размеры, аналогичные размерам
Т а б л и ц а 7.2
Технико-экономические показатели стальных резервуаров для нефтепродуктов,
до —65° С)
Показатели Номи
100 200 300 400
Геометрический объем, м3 Диаметр (внутренний), м Высота стенки, м Масса, т Расход стали на 1 м3 объе- ма, кг Сметная стоимость, тыс. руб. Типовой проект 105,6 4,73 5,96 5,37 50,90 3,44 704-1-19 208,1 6,63 5,96 7,81 37,50 4,10 704-1-20 343,1 7,58 6,94 10,92 31,80 4,99 704-1-21 434,8 8,53 7,45 12,9 29,70 5,51 704-1-22
Примечание. Резервуары рассчитаны на нормативную снеговую нагрузку до
138
с рулонным корпусом н со щитовой кровлей
нальный объем, м3
| 7.0 1000 2000 3000 5000 10 000 15 000 20 000 30 000
без понтона
764 960 2157 3370 4975 11 000 15 830 21 5'30 30 100
10,43 10,43 15,18 18,98 20,92 28,50 34,20 39,90 45,60
8,94 11,92 11,92 11,92 14,90 17,92 17,92 17,92 17,92
17,75 23,69 48,56 67,10 92,71 188,76 272,28 363,79 467,8
23,2 23,4 22,5 19,9 19.4 17,6 17,2 17,1 16,6
10,05 12,68 19,07 24,95 36,78 73,38 104,98 140,08 184,88
704-1-53 704-1-66 704-1-55 704-1-56 704-1-67 704-1-68 704-1-69 704.1-70 704-1-71
с понтоном
704 935 2010 3150 4771 10 750 15 330 20 875 27 200
22,46 28,70 55,51 83,46 109,56 204,70 299,95 410,16 522,80
32,0 30,7 27,6 26,5 23,0 19,0 19,6 19,6 19,2
12,57 14,24 22,19 29,94 45,83 81,67 118,52 158,37 210,25
704-1-53 704-1-66 704-1-55 704-1-56 704-1-67 704-1-68 704-1-69 704-1-70 704-1-71
ст., снеговую нагрузку 100—200 кгс/м2, ветровую нагрузку 35—100 кгс/м2 н эксплуатацию
в средней и южной климатических соответствующих резервуаров без понтона.
предназначенных для эксплуатации в условиях низких температур (от —40
нальный объем, м8
700 1000 2000 3000 5000 10 000 20 000
775J 1072 2163 3370 4891 10 950 21 000
10,43 12,33 15,18 18,98 22,79 34,20 47,40
7,45 8,94 11,92 11,92 11,92 11,94 11,94
22,9 28,27 52,65 69,29 106,24 211,97 408,36
29,52 26,36 24,37 20,56 21,71 19,40 19,40
6,68 9,27 15,70 17,27 26,30 46,15 90,21
704-1-23 704-1-24 704-1-25 704-1-26 704-1-27 704-1-28 704-1-29
200 кгс/м2 и ветровую нагрузку до 150 кгс/м8.
139
Т а б л и ц а 7.3
Краткая техническая характеристика резервуаров со сферической кровлей
Показатели Номинальный объем, тыс. м®
10 15 20 30 50
Геометрический объем, м3 1 095 14 900 19 460 29 240 47 880
Внутренний диаметр по ниж- нему поясу, мм 34 200 39 900 45 600 47 400 60 700
Высота корпуса, мм 11 920 11 920 11 920 17 900 17 900
Alacca стальных конструк- ций, т 203,17 278,83 408,76 597,70 959,70
Из металлических резервуаров специальных конструкций
применяют резервуары с понтонами, плавающими крышами и
резервуары, рассчитанные на повышенное давление. Резервуары
с понтонами применяют для снижения потерь малрвязких нефтепро-
дуктов от испарения. Понтоны сооружают в резервуарах со ста-
ционарной щитовой кровлей, которая предохраняет от попада-
ния атмосферных осадков на поверхность понтона. Понтоны в ре-
зервуарах бывают как металлические, так и из синтетических
материалов, масса металлических деталей в которых меньше массы
металлического понтона в три—пять раз.
Понтон из синтетического материала представляет собой
металлическую пространственную конструкцию, по верхней и
нижней поверхности которой укрепляется путем склейки и сварки
токами высокой частоты полиамидная пленка, химически стойкая
к нефтепродуктам.
Строительство неметаллических понтонов в настоящее время
ведут по проектам понтона типа «Колесо» — для резервуаров,
имеющих щитовую кровлю и центральную стойку, и понтона
типа «Ковер» — для резервуаров со сферической кровлей без
центральной стойки. Плавучесть понтона обеспечивается путем
установки по контуру понтона на кольце жесткости плиточного
пенопласта. К кольцу жесткости крепятся также уплотняющий
затвор и металлическая сетка с выводом для отвода статического
электричества. Плавучесть металлического затвора обеспечива-
ется устройством на нем по контуру герметических коробов или
открытых отсеков.
Уплотняющий затвор устанавливается по окружности понтона
между понтоном и стенкой резервуара для уменьшения до мини-
мума площади испарения. Уплотняющие затворы по материалу
подразделяются на мягкие и жесткие. Мягкие затворы выпол-
няются из прорезиненной ткани, пенополиуретана и других
материалов. Жесткие затворы состоят из металлических элемен-
тов рычажного типа. Наибольшее распространение получил
петлеобразный затвор, изготовленный из хлопчатобумажной
140
ткани — бельтинга, обрезиненный с обеих сторон морозо- и бен-
зостойкой резиной.
Резервуары с плавающими крышами (рис. 7.2, табл. 7.4)
можно сооружать в районах со снеговыми нагрузками 70, 100
и 150 кгс/м2, с большими ветровыми нагрузками, а также в сей-
смических районах. Эти резервуары по расходу стали на 15—20%
менее металлоемки, чем резервуары аналогичного объема со ста-
ционарными крышами, причем потери от испарения уменьшаются
примерно на 95%. Особенно целесообразно применение резерву-
аров с плавающими крышами для сернистых нефтепродуктов,
так как ввиду отсутствия газового пространства коррозия от
141
Таблица 7.4
Техническая характеристика резервуаров с плавающей крышей
Показатели Номинальный объем, ма
100 200 300 400
Геометрический объем, м3 Полезный объем, м3 Диаметр, мм Высота, мм Масса, т: общая крыши Расход стали на 1 м3 полез- ного объема, кг 130 86 4730 7390 6,51 1,20 75,6 204 169 6630 7390 8,79 2,23 51,5 334 288 7580 7390 12,14 2,93 42,2 422 364 8530 7390 14,23 3,69 39,1
Показатели Номинальный объем, м3
700 1000 2000 3000 5000
Геометрический объем, м3 Полезный объем, м3 Диаметр, мм Высота, мм Масса, т: общая крыши Расход стали на 1 м3 полез- ного объема, кг 757 667 10 430 8 860 21,87 5,49 33,0 1058 936 12 330 8 860 28,41 7,62 32,0 2139 1920 15 18& И 820 47,20 11,10 24,6 3350 3000 18 980 11 840 69,57 16,73 23,2 4338 4320 22 790 11 860 96,61 21,45 22,4
разложения сернистых соединений практически отсутствует. Ре-
зервуары рекомендуется применять при условии, когда темпера-
тура хранимого нефтепродукта будет не выше 40° С и не ниже тем-
пературы застывания.
Плавающая крыша выполняется из стальных листов толщи-
ной не менее 4 мм, с диаметром на 400 мм меньше, чем внутренний
диаметр резервуара. Короба ее понтонного кольца имеют люки:
верхний — для ремонтных работ, нижний —- для слива попав-
шего в него нефтепродукта. Отвод ливневых и талых вод обеспе-
чивается через водоспускное устройство в систему канализации,
а сток воды — уклоном крыши к водоприемному отверстию.
Для исключения возможности образования повышенного давле-
ния при начале заполнения резервуара и вакуума при откачке,
когда крыша находится в нижнем положении на стойках, она
оборудуется дыхательными клапанами. Для спуска на плавающую
крышу проектом резервуара предусмотрена внутренняя лестница,
которая обеспечивает угол наклона ее от 5 до 50° за счет верхнего
шарнира и катков в нижней части, перемещающихся по гори-
зонтальным направляющим на крыше. Плавающая крыша обо-
рудуется уплотняющим затвором.
142
Для перечисленных в данном разделе типов резервуаров устра-
ивают искусственные фундаменты. Они состоят (снизу вверх)
из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизолирующего
слоя. Сооружение фундаментов допускается на скальных, полу-
скальных, круппообломочных, песчаных и глинистых грунтах.
Допускается также устраивать фундаменты на макропористых
просадочных грунтах по специальным проектам, гарантирующим
обеспечение устойчивости резервуара и предохранение макро-
пористого грунта от замачивания.
Грунтовую подсыпку выполняют после срезки и удаления
растительного слоя на глубину 10—30 см. Для нее используют
щебенистые, гравийные и песчаные грунты. Допускается приме-
нение глинистых грунтов, если в момент укладки их влажность
не превышает 15%, и суглинистых и супесчаных при влажности
в момент укладки не более 20%. Подушку из песка устраивают
толщиной 20—25 см с уклоном от центра 1,7—2,3%. Радиус по-
душки принимают на 0,7 м больше радиуса резервуара. Откосы
подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5.
Для предохранения металла днища резервуара от коррозии
грунтовыми водами и от конденсата поверх песчаной подушки
устраивают гидроизолирующий слой толщиной 100 мм. Его из-
готовляют путем тщательного перемешивания супесчаного грунта
(90% объема смесн) с вяжущим веществом (10%)—жидкими
битумами, мазутом, каменноугольным дегтем. Состав супесча-
ного грунта должен быть следующим, об.%: песок с размерами
песчинок 0,1—2 мм— 85—60, с размерами пылевидных и гли-
нистых частиц менее 0,1 мм — 40—15. Допускается содержание
гравия с крупностью частиц 2—20 мм, по не более 25% от объема
всего грунта. Толщина гидроизолирующего слоя для макропо-
ристых грунтов должна быть 200 мм и более. Слой должен покры-
вать всю поверхность песчаной подушки, а при сооружении фун-
дамента на макропористых грунтах — дополнительно поверх-
ность откосов песчаной подушки с выходом по всему периметру
основания резервуара полосой шириной 0,5 м.
Бермы и откосы фундамента следует мостить или покрывать
сборными плитами, а при хранении в резервуарах этилированных
бензинов — монолитным железобетоном. Для резервуаров объ-
емом 10 тыс. м3 и более предусматривается железобетонное кольцо
шириной 1 м и толщиной 0,2 м под уторный уголок резервуара.
Отвод атмосферных и грунтовых вод от фундаментов резервуаров
должен обеспечиваться планировкой территории парков или
специальными лотками в промышленную канализацию.
7.3. Резервуары повышенного давления
Полного устранения потерь нефтепродуктов от «малых ды-
ханий» при внутреннем давлении в газовом пространстве резер-
вуара 1000—7000 мм вод. ст. можно достичь, применяя так назы-
143
ваемые резервуары повышенного давления. В настоящее время
имеются следующие типы этих резервуаров:
1) каплевидный, рассчитанный на давление 0,4 кгс/см2 и вакуум
до 500 мм вод. ст. и применяемый для хранения нефтепродуктов
со значительной упругостью паров;
2) многотаровый, являющийся разновидностью каплевидного
и отличающийся от него наличием внутренних связей жесткости;
3) с торосферической кровлей, плоским днищем и анкерами
типа «Гибрид» объемом до 5,0 тыс. м3; внутреннее давление до
2500 мм вод. ст.;
4) цилиндрический каплевидный (типа «Цилиндроид») объемом
до 12,0 тыс. м3 и давлением в газовом пространстве 4000 и 7000
мм вод. ст.
Резервуары типа «Цилиндроид» наиболее перспективны в стро-
ительстве, так как обладают рядом преимуществ по сравнению
с другими типами резервуаров:
1) позволяют вести монтаж индустриальными методами с при-
менением рулонных заготовок ввиду наличия только двух разно-
типных элементов — торцевых частей и средних вставок;
2) допускают применение тонколистовой стали, так как обо-
лочка резервуара при избыточном давлении в заполненном резер-
вуаре работает только на растяжение, в связи с чем они более
экономичны;
3) позволяют изменять объем резервуара за счет добавления
однотипных средних вставок, объем которых около 1000 м3.
Резервуары повышенного давления должны иметь следующее
оборудование: напорный дыхательный и тарельчатый клапаны,
пружинный вакуум-клапан с откидным седлом, герметическую
камеру для опускания лота с ручным приводом, обратный клапан
на приемо-раздаточных патрубках, прибор замера уровня,
задвижку на зачистной линии, газовые запорные краны, паровой
вентиль, верхний и нижний люки-лазы.
7.4. Горизонтальные металлические резервуары
Стальные горизонтальные резервуары предназначены для
хранения нефтепродуктов плотностью не более 1 т/м3 при избыточ-
ном давлении 0,4 (для резервуаров с плоским днищем) и 0,7 кгс/см2
(для резервуаров с коническим днищем или при вакууме до
0,01 кгс/см2). Резервуар представляет собой (рис. 7.3, табл. 7.5)
горизонтально расположенный цилиндр с плоским или кониче-
ским днищем (для резервуаров объемом 10 м3 и более — с проме-
жуточным кольцом жесткости). Корпус резервуара сооружают
из листов шириной от 1000 до 2000 мм. Резервуары изготовляют
на заводе (ГОСТ 17032—71) из полотнищ стали методом сворачи-
вания или собирают из царг. Они могут быть установлены под-
земно в сухих грунтах с заглублением на 1,2 м до верхней образу-
ющей или надземно (на опорах высотой 0,8, 2 и 3 м). Резервуары
Примечания. 1. В числителе приведены данные для'резервуаров с плоским, в знаменателе — с коническим днищем. 2. Резер-
вуары объемом 3 н 5 м’ имеют плоское днище. 3. Резервуары рассчитаны на применение в интервале от —65 до 50 Си на снеговую на-
грузку 100 кгс/см2;
145
144
оборудуют металлическими площадками и лестницами для об-
служивания, а при хранении вязких нефтепродуктов, требую-
щих подогрева, — секционными пароподогревателями.
При надземной установке резервуар устанавливают на две
седловидные опоры шириной 300—400 мм из сборных бетонных
Рис. 7.3. Горизонтальный резервуар объемом 75 м3.
блоков или монолитного бетона. При подземной установке резер-
вуар следует укладывать на спрофилированную песчаную подушку
толщиной не менее 200 мм с углом охвата резервуара песчаной
подушкой 90°. При наземной установке, кроме того, между пес-
чаной подушкой и резервуаром должен быть уложен слой гидро-
фобного песка толщиной 100 мм.
7.5. Железобетонные резервуары
Действующие типовые проекты железобетонных резервуаров
(табл. 7.6) для нефти и нефтепродуктов разработаны в соответствии
с «Указаниями по проектированию железобетонных резервуаров
для нефти и нефтепродуктов» СН 326—65. Нормальный ряд же-
лезобетонных резервуаров по их форме и объему включает в себя:
цилиндрические резервуары для нефти объемом 1, 3, 5, 10, 20, 30,
40 тыс. м8, для мазута— 1, 3, 5, 10 и 20 тыс. м3; прямоугольные
резервуары для мазута объемом 0,1, 0,25, 0,5, 1, 2 и 3 тыс. м3.
Резервуары для хранения маловязких нефтепродуктов
(рис. 7.4), особенно бензинов, и масел должны иметь металличе-
скую или неметаллическую облицовку внутренней поверхности,
так как маловязкне нефтепродукты фильтруются через бетон.
Сырая нефть и мазут не оказывают химического воздействия на
бетон и кальматнруют поры в бетоне, тем самым увеличивая не-
проницаемость резервуаров.
При хранении бензинов, керосинов, дизельного топлива
и нефти в железобетонных резервуарах для уменьшения потерь
146
Таблица 7.6
Технико-экономические показатели типовых железобетонных резервуаров'
—
« 6 Si 2 Е й а к и Е Я . o.S^-S'c 2 н ®S 000S 51,2 21,2 6,7 4640 34,5 1 64,94 13,17
Стальные ного типа земного светлых дуктов, с ным объ 1 4 | ооог 27,2 21,2 6,7 2310 39,0 ) 37,75 16,30
>ические X 5 £ 2 J-&x”s 1> о л 2 К S «2 п 8 еч 1 8,28 10 510 6,34 0,064 СО С0 CD г- 7,30
Цилиндр заглублен ные, дл с номии объем § LO 3 1 8,28 । 5330 О 0,074 46,73 8,76
S ч а я R К Я тя мазута, гальным ом, м3 10 000 04 1 8,42 1 । 10 490 8,48 0,062 123,39 О
Сборные ческие, aj с номнь объем I OOOS О СО 1 8,42 5320 10,04 0,073 ' 1 78,53 [ 14,67
Sa ооог сч со 5,4 1985 16,38 0,130 1 27,65 13,92
05 ГО g •s О К О ч fi | 0001 оо сч 5,4 981 об‘ог 0,158 19,01 19,38!
ti'g о оs л 3 =с я £ л | 003 сч 04 4,0 491 23,71 0,169 СО со 24,9
Ч Ч о Й Ь к § ® S ° | озг 04 СО О 226 29,30 0,257 8,30 36,8
Е“ о о Г~< СО СО 4,0 100 41,33 1 0,298 5,92 53,8 i 1
Показатели Размеры, м: ширина или диаметр длина высота Полезный объем, м3 Расход металла на 1 м3 полез- ного объема, кг Расход железобетона на 1 м3 полезного объема; кг Сметная стоимость: общая, тыс. руб. на 1 м8 полезного объема, руб.
147
нефтепродуктов необходимо создать избыточное давление. Су-
ществующие конструкции перекрытий железобетонных резер-
вуаров не обладают достаточной герметичностью по отношению
к парам нефтепродуктов, в связи с чем для создания избыточного
Рис. 7.4. Железобетонный подземный цилиндрический резервуар объемом 10 000 м3
для маловязких нефтепродуктов.
давления в резервуарах до 200 мм вод. ст. должны предусматри-
ваться конструктивные решения по повышению газонепроница-
емости покрытия: а) устройство водяного экрана со слоем воды
100—-150 мм па покрытии резервуара (на резервуаре устанавли-
вают плоские плиты перекрытия с добавкой в бетон жидкого стекла,
а после монтажа плит и замоноличивания стыков все перекры-
148
тие обжимают путем навивки арматуры на стенку резервуара
в местах сопряжения с покрытием); б) укладка на покрытие ковра
из резино-тканевых или синтетических материалов с последую-
щей засыпкой сверху слоем земли толщиной 20—25 см; в) гермети-
зация покрытия тонколистовой сталью, нанесение на внутреннюю
поверхность покрытия изоляции из различных растворов и ма-
стик.
Для обеспечения трещиноустойчивости железобетонных резер-
вуаров, уменьшения расхода металла и бетона разработаны про-
екты напряженно-армированных железобетонных резервуаров,
в конструкции которых применяется высокопрочная арматура.
При проектировании или «привязке» подземных железобетон-
ных резервуаров для конкретных условий особое внимание следует
обращать на уровень грунтовых вод, так как подземные резерву-
ары обладают большой плавучестью и при подъеме уровня грун-
товых вод это может привести к всплытию резервуара и к его ава-
рии. Для предохранения резервуара от всплытия производят
утяжеление днища резервуара, его анкеровку или вынос из зоны
груртовых вод с устройством обсыпки грунтом.
7.6. Оборудование резервуаров
Для правильной и безопасной эксплуатации разервуары
с нефтью и нефтепродуктами должны иметь различное оборудо-
вание, в том числе приемо-раздаточные устройства, дыхатель-
ную аппаратуру и др. (табл. 7.7).
Оборудование вертикальных стальных резервуаров. Схема
расположения оборудования на вертикальных стальных резер-
вуарах для маловязких нефтепродуктов приведена на рис. 7.5, а
для высоковязких нефтепродуктов и масел — на рис. 7.6. Верх-
ний световой люк (Г ОСТ 3590—68) предназначен для
проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъ-
ема крышки хлопушки или шарнирной подъемной трубы при
обрыве рабочих тросов. Дыхательный клапан уста-
навливают на резервуарах с маловязкими нефтепродуктами для
поддержания давления и вакуума в определенных пределах.
Он предназначен для сокращения потерь нефтепродуктов от ис-
парения в резервуаре и для предотвращения его разрушения.
Исходя из условия прочности и устойчивости конструкции
резервуаров дыхательные клапаны (рис. 7.7) рассчитаны па дав-
ление 200 мм вод. ст. и вакуум 25 мм вод. ст. Дыхательный клапан
типа Д1< состоит из корпуса, внутри которого расположены
седла и тарелки, образующие два затвора: один 'для работы
на давление (верхний), а другой — для работы на вакуум (ниж-
ний). При работе клапана тарелки перемещаются по направляю-
щим штокам с помощью грузов. Наружные отверстия клапанов
закрыты сетками. Для создания непримерзающих поверхностей
на каждой тарелке клапана прижимной гайкой закрепляется
149
S Таблица 7.7
о
Наличие различных видов оборудования на резервуарах
Оборудование Тип или марка Условный проход ЛУ* мм гост Резервуары для нефти, бензина, керосина, дизельного топлива Резервуары для вязких нефтепродуктов и масел
стальные железобетонные стальные железо- бетонные
вертикаль- ные вертикаль- ные с понто- ном । горизонталь- : ные назем- 1 ные горизонталь- ные подзем- ные заглублен- ные наземные наземные с понтоном вертикаль- ные горизонталь- ные назем- ные горизонталь- ные подзем- ные ф S «и to та к <и S to с
Донный клапан с элек- троприводным подъем- ным механизмом Приемо-раздаточный пат- рубок для вертикаль- ных резервуаров Приемо-раздаточный пат- рубок для горизон- тальных резервуаров и труба Труба подъемная Шарнир подъемной тру- бы Роликовый блок для про- пуска троса подъемной трубы или хлопушки Лебедка ручная настен- ная Хлопушка резервуарная Хлопушка с перепуском ПРУ ПРП ППР шд~ ЛР-500. ЛР-1000 X хп 100—700 100—500 80, 100 100—600 100-500 100- 500 80—350 400, 500, 600 Приемо-р 3690—70 4621—68, 4620—68 3849—69 3849—69 ' 3847—67 3848—68 3744—67 3745—67 § 1 + 1 1 1 + + ++ со со ++ + + 11 1 + 1 1 о 1+1 111 +1 1 1 о 1ства + + 1 1 1 1 I III III III' 1 I + -+ I I III III + Н“ 1 1-1- III 1+1 + + 1 1 III III
Управление хлопушкой X 80—350 3745—67 + +
(боковое) с перепуском
для вертикальных ре-
зервуаров
Электропривод для уп- ЭУХ-600 — —. + + — — м— — —» 4- —
равнения хлопушками
(Dy = 400, 500, 600 мм)
Управление хлопушкой — — 4623-71 + + 4- 4- 4-
(верхнее) для горизон-
тальных и вертикаль-
йых резервуаров
Клапан приемный для КП-100 80 4626—69 — — 1 —, —
горизонтальных над- —
земных резервуаров
Дыхательная аппаратура
Клапан дыхательный кд 50-500 — + —
То же КД-1 100—500 — —__ - 4- -4-
Дыхательный клапан ДК 50 —— — + —
Клапан предохранитель- КПСА 100—350 4630—71 —. .—
ный гидравлический
То же кпс 100—500 — — — —. —. + + —
Клапан предохранитель-
ный мембранного типа
для резервуаров:
металлических — 100—250 — + - - ,
железобетонных —. 300—400 —- 4- 4-
Вентиляционный патру- вп 150—600 3689—70 + .— — —. _, '+' 4- 4-
бок (для дизельного
топлива, масел и вяз-
ких нефтепродуктов) к
Наконечник вентиля- — 50 4624—70 — —- —J— + .— .— + +
ционный
Огневой предохранитель опл 50—350 -4- 'i+_; —— + + + - _
То же ОП-1 400, 500 - 4- 4- 4-
Совмещенный дыхатель- смдк 100—350 + .4-1
ный клапан с огневым смдк 50 -
5$ предохранителем
Продолжение табл. 7.7
Оборудование
Тип
или
марка
Условный
проход
Dy
мм
ГОСТ
Резервуары для нефти, бензина, керосина, дизельного топлива Резервуары для вязких ' нефтепродуктов и масел
стальные железобетонные стальные железо- бетонные
вертикаль- ные вертикаль- ные с понто- ном горизонталь- ные назем- ные горизонталь- ные подзем- 1 ные заглублен- ные наземные наземные с понтоном вертикаль- ные горизонталь- ные назем- ные горизонталь- ные подзем- ные наземные подземные
Прочее оборудование
Указатель уровня То же » » » » Полуавтоматический про- боотборник То же » УДУ-5М УДУ-5П УДУ-5К УДУ-5А УДУ-5АП УДУ-5АК, ПСР-4 ПСР-5 ПСР-6 — — 1 1 + 1 "+ + — — + + + + — — — +
Люк-лаз ПЛ-500 500 — — +
Люк световой 500 3590-68 "Г — . 4-
Люк монтажный Люк замерный 700 940 16133—70 — — (+ — — 4- 4- 4- — 4-
Кран сифонный — — 3726—67 ч- + — — — — — + — —
Примечая.те. Применяемый тип оборудования обозначен знаком <плюс», неприменяемый — знаком <мину«.
Рис. 7.6. Схема расположения оборудования на вертикальных ре-
зервуарах для высоковязких нефтепродуктов и масел.
1 — световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — замерный
люк; 4 — прибор для замера уровня; 5 — люк-лаз; 6 — сифонный
кран; 7 — подъемная труба (с шарниром л, роликовым блоком б и
ручной лебедкой в); 8 — перепускное устройство; 9 — патрубок
приемо-раздаточный; 10 — положение второй подъемной трубы
(при условии ее установки); 11 — ось лестницы; 12 — крайнее
положение прпемо-раздаточных патрубков по отношению к осн
лестницы.
154
фторопластовая пленка, седла изолируются фторопластом, штоки
обертываются фторопластовыми пластинами и устанавливаются
в направляющих фторопластовых трубках.
При превышении расчетного давления паровоздушной смеси,
дыхательный клапан выпускает часть смеси и таким путем доводит
давление до расчетной величины, а в случае образования в резер-
вуаре разряжения выше расчетного впускает в резервуар атмо-
сферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум.
Работа клапана основана на том, что при достижении расчетного
Рис. 7.7. Непримерзающий дыхательный клапан.
1 — корпус; 2 — кольцо; 3 — седло; 4 — покрытие (фторопласт-4);
5 — тарелка; 6 — пленка (фторопласт-4); 7 — прижимная гайка;
8 — направляющая {фторопластовая трубка; 9 —^шток; 10 — пленка
(фторопласт-4); 11 — стержень; 12 — сетка; 13 — грузы.
перепада давления (вакуума), определяемого весом груза и пло-
щадью сечения седла, тарелка поднимается над седлом и открывает
проходное сечение клапана, соединяя паровоздушное простран-
ство резервуара с атмосферой.
На нефтебазах применяются клапаны типа ДК и КД с диамет-
рами условного прохода 50, 100, 150, 200, 250 и 350 мм и про-
пускной способностью (соответственно) 25, 70, 135, 235, 295
и 600 м3/ч, а также клапаны типа СМДК и НДКМ. Дыхательные
клапаны устанавливают на крыше резервуара на огневых предо-
хранителях, препятствующих проникновению внутрь резервуара
огня и искр. В настоящее время выпускаются дыхательные кла-
паны, у которых кассета огневого предохранителя встроена в кор-
пус клапана (типа СМДК), рассчитанные на давление до
200 мм вод. ст. и вакуум до 25 мм вод. ст. Непримерзающий мем-
бранный дыхательный клапан типа НДКМ (рис. 7,8, табл. 7.8)
применяют для резервуаров с давлением в газовом пространстве
До 200 мм вод. ст. и вакуумом 100 мм вод. ст. От клапанов типа КД
155
клапаны типа НДКМ отличаются большей (в 3—5 раз) пропуск-
ной способностью при одинаковом диаметре патрубка, что позво-
ляет сократить число клапанов, устанавливаемых на резервуарах.
Предохранительные клапаны предназначены
для дублирования работы дыхательных клапанов в случае выхода
Рис. 7.8. Непримерзающнй дыхательный клапан НДКМ.
1 — присоединительный патрубок; 2 — огнепреградительная кассета;
3 — седло; 4 — тарельчатый затвор; 5 — нижний корпус; 6 — мем-
браны; 7, 8 — верхний корпус; 9 — цепочки; 10 — люки; 11 —-
крышка; 12 — сменные диски; 13 — диски; /4 — импульсная трубка.
их из строя. На нефтебазах применяют гидравлические предохра-
нительные клапаны типа КПСА (ГОСТ 4630—71) для резервуаров
на давление 200 мм вод. ст. и вакуум 30 мм вод. ст., КПС — на
давление до 200 мм вод. ст. с условным приходом до 350 мм
(табл. 7.9) и ПКС — на давление и вакуум 20 мм вод. ст.
Основным элементом клапанов (рис. 7.9) является гидроза-
твор, образованный залитым на дно корпуса 3 трансформаторным
маслом и колпаком 4. При повышении давления внутри резер-
156
Таблица 7.8
Техническая характеристика непримерзающих мембранных дыхательных клапанов
тнпа НДКМ
Показатели НДКМ-150 НДКМ-200 НДКМ-250 НДКМ-350
Условный диаметр патрубка, мм 150 200 250 350
Пропускная способность по воздуху, м3/ч: для металлических резервуа- 500 900 1500 3000
ров (при вакууме 40 мм вод. ст.) для железобетонных резервуа- 900 1300 2500 5000
ров (при вакууме 100 мм вод. ст.) Масса, кг Размеры, мм: диаметр 460 510 640 850
высота 610 700 800 1000
Таблица 7.9
Техническая характеристика гидравлических предохранительных клапанов КПС
Показатели Марка клапана
КПС-100 КПС-150 КПС-200 КПС-250 КПС-350
Условный диаметр прохода, 100 150 200 250 350
мм • Пропускная способность (по 50 100 200 300 600
воздуху), м3/ч Масса клапана, кг 28,5 50,0 97,6 183 370
Масса масла в клапане, кг 8 19 42 66 190
Размеры, мм: диаметр 470 700 980 1230 1600
высота 543 631 744 914 1166
вуара масло в гидрозатворе вытесняется из внутреннего коль-
цевого пространства во внешнее до тех пор, пока его уровень
не опустится до нижнего обреза колпака. После этого газовоздуш-
ная смесь будет барботировать в атмосферу. При вакууме масло
гидрозатвора вытесняется во внутреннее кольцевое пространство.
К крышке 7 и трубе 5 крепятся отбойные козырьки для умень-
шения уноса масла проходящими газами. Масло в корпус клапана
заливают через воронку 8, для ограничения верхнего уровня
при его заливе установлена сливная трубка 2. Контроль уровня
масла при эксплуатации осуществляется щупом 9, а слив
масла при его замене производится через отверстие сливной
трубки, перекрываемое пробкой 1. Предохранительный клапан
157
устанавливают на фланец огневого предохранителя и с помощью
растяжек 6 дополнительно крепят к крышке резервуара. Про-
пускная способность клапана КПСА в зависимости от условного
диаметра прохода составляет, м3/'ч: при Dy = 50 мм— 15;
100 мм —- 50; 150 мм — 100; 200 мм — 200; 250 мм — 300;
350 мм — 600.
Рис. 7.9. Предохранительный гидравлический клапан типа КПСА.
Для работы в комплекте с дыхательными клапанами типа
НДКМ предназначены предохранительные гидравлические кла-
паны типа КПГ (рис. 7.10,табл. 7.10). Клапан состоит из корпуса 7
с присоединительным фланцем, чашки 6 для размещения жидкости
гидрозатвора, патрубка 5, погружаемого в жидкость для создания
столба жидкости гидрозатвора, экрана 4, предотвращающего
унос жидкости при срабатывании клапана, кассеты огневого пре-
дохранителя 3, крышки 2 для защиты от атмосферных осадков
и трубки 1 для слива и налива жидкости.
Указатели -уровня типа УДУ-5 используют для
измерения уровня нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Ука-
затели бывают' как с местным отсчетом‘"уровня, так и с дистан-
ционной приставкой для передачи показаний в диспетчерский
пункт. Нормальный ряд указателей уровня типа УДУ-5 для ре-
зервуаров различных типов с унифицированными узлами и об-
158
щим базовым показывающим прибором приведен в табл. 7.11.
Принцип работы прибора основан на движении поплавка, находя-
щегося на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ней.
Поплавок 10 (рис. (7.11), подвешенный на перфорированной
мерной ленте 9, при движении скользит вдоль направляющих
струн 8, жестко закрепленных на дне резервуара и натянутых
Рис. 7.10. предохранительный гидравлический клапан типа
кпг.
при помощи устройств 7, установленных на крыше выходного
патрубка. Лента по роликам 6 проходит через гидрозатвор 5
и вступает в зацепление с мерным шкивом 4, перемещение кото-
рого от ленты передается на счетчик. Показания счетчика соот-
ветствуют уровню нефтепродукта в резервуаре.
Мерная лента имеет постоянное натяжение от пружинного
двигателя постоянного момента, принцип действия которого сле-
дующий. Стальная лента 2 навита специальным способом и одним
концом прикреплена к барабану /, а другим свободно охватывает
ось барабана 3, создавая момент постоянной величины в направ-
лении, показанном стрелкой. При нахождении поплавка в верх-
нем положении мерная лента намотана на барабан 1, а лента пру-
159
Таблица 7.10
Техническая характеристика предохранительных клапанов типа КП Г
Показатели Марка клапана
КПГ-150 КПГ-200 КПГ-250 КПГ-350
Условный диаметр присоединительно- го патрубка, мм Давление срабатывания (зависит от сменной чашки), мм вод. ст. Вакуум срабатывания (зависит от сменной чашки), мм вод. ст. Пропускная способность (по воздуху), м3/ч: при вакууме 25—40 мм вод. ст. 150 200 200; 25- 35- 90- 250 120 -30 -40 -100 350
500 900 1500 2700
при вакууме 100 мм вод. ст. 900 1300 2700 5000
Масса клапаца с кассетой огневого пре- дохранителя без жидкости в гидро- затворе Объем жидкости гидрозатвора, л Размеры, мм: 90 125 16 170 23 190 35
диаметр 700 760 900 1100
высота 1200 1300
Таблица 7.11
Типы указателей уровня
Прибор Марка прибора
с местным отсчетом уровня с дистанцион- ной потенцио- метрической приставкой с дистанцион- ной кодовой приставкой
Указатель уровня для резервуаров: вертикальных наземных заглубленных с плавающей крышей с дышащей крышей Типа ДИСИ на давление до 3000 мм вод. ст. Указатель положения плавающей кры- ши УДУ-5М УДУ-5А УДУ-5Б УДУ-5Г УДУ-5Д УДУ-5В УДУ-5П УДУ-5АП УДУ-5БП УДУ-5ГП УДУ-5ДП УДУ-5ВП УДУ-5К УДУ-5АК УДУ-5БК УДУ-5ГК УДУ-5ДК УДУ-5ВК
жинного двигателя —на барабан 3. При перемещении поплавка
вниз мерная лента вращает барабан 1 и перематывает пружин-
ную ленту двигателя постоянного момента с барабана 3 на бара-
бан 1, накапливая тем самым энергию. При повышении уровня
нефтепродукта масса поплавка компенсируется выталкивающей
силой нефтепродукта, пружинный двигатель преодолевает мо-
мент трения в системе и наматывает освободившуюся мерную
160
ленту на барабан 1 за счет энергии, накопленной пружиной при
понижении уровня.
Указатель уровня комплектуется из трех узлов: показываю-
щего прибора с отсчитывающим механизмом, смонтированных
в одном корпусе, гидрозатвора с роликами и защитными трубами,
Рис. 7.11. Схема установки указателя
уровня УДУ-5.
Рнс. 7.12. Установка УДУ-5М на вер-
тикальном наземном резервуаре.
1 — уголок; 2 — показывающий при-
бор; 3 — защитные трубы; 4 — крон-
штейн; 5 — вводный патрубок
поплавка с натяжным устройством и струнами. Установка ука-
зателей уровня типа УДУ-5 на резервуаре приведена на рис. 7.12.
Техническая характеристика указателей уровня типа УДУ-5
Давление в резервуаре, мм вод. ст., при применении
гидрозатвора:
обычного............................................. 200
специального ....................................... 3000
Диапазон измерения уровня, м.............................. 12
Погрешность измерения уровня местным прибором,
мм ........................................ ~ь 3
Погрешность системы дистанционной передачи пока-
заний, мм, с приставкой:
потенциометрической.................................. ±15
кодовой.................................... ±1
Г. В. Шишки
161
Диапазон предельной сигнализации крайних положе-
ний уровня, м .................................
Наименьшая цена деления механизма отсчета местно-
го прибора, мм ................................
Дальность передачи показаний:
с потенциометрической приставкой
с кодовой приставкой ......................
Наибольшее число приборов, подключаемых к пульту
Габаритные размеры показывающего прибора, мм:
без приставки....................................
с потенциометрической приставкой
с кодовой приставкой ......................
Масса показывающего прибора, кг:
без приставки: ........................
с потенциометрической приставкой ..........
с кодовой приставкой ......................
О—II
1
Определяется сопротивле-
нием линии связи, кото-
рое должно быть не более
100 ом
Не ограничено
20
50Х 300Х 285
500Х 300Х 405
500X 300X 465
13,5
27
24
Пробоотборники типа ПСР применяют для полуавто-
матического отбора проб по всей высоте налитого в резервуар
нефтепродукта и слива пробы у основания резервуара. На нефте-
базах применяется три типа пробоот-
борников: ПСР-4 —для отбора сред-
них проб из вертикальных наземных
резервуаров с нефтью и нефтепродук-
тами, кинематическая вязкость кото-
рых не превышает 0,12 см2/сек при
50° С; ПСР-5 —для отбора средних
проб маловязких нефтепродуктов из за-
глубленных резервуаров; ПСР-6 —для
отбора средних проб вязких нефтепро-
дуктов из заглубленных резервуаров.
Пробоотборник ПСР-4 (рис. 7.13)
состоит из верхнего узла, пробоотбор-
ной колонны и узла 1 слива пробы.
Верхний узел устанавливается на
крыше резервуара и служит для сооб-
щения пробоотборной колонны с газо-
вым пространством внутри резервуара.
Проба отбирается и отделяется от
остальной массы нефтепродукта пробо-
отборной колонной. Она выполнена
в виде вертикальной колонны трубок
из нержавеющей стали, состоящей из
двух и трех клапанных секций, соедн-
Рис. 7.1з. пробоотборник пср-4. нительных труб 2 и концевой трубы,
соединенных между собой фланцами
с прокладками. Число секций и соединительных труб опреде-
ляется высотой резервуара. Пробоотборная колонна присоеди-
няется к верхнему люку и узлу 1 слива пробы. Воздушные по-
162
лости клапанных секций соединены между собой и с насосом
узла слива пробы воздушной трубкой 3.
Для отбора пробы нефтепродукта в пневмосистеме при помощи
ручного насоса создают давление, равное 3 кгс/см2. При этом
открываются все клапаны на секциях пробоотборной колонны
и нефтепродукт поступает в колонну. После ее заполнения и
смещения нефтепродукта в колонне, когда распределение нефте-
продукта будет соответствовать по плотности распределению
нефтепродукта в резервуаре, давление в системе снижают до нуля
с помощью клапана сброса давления. Клапаны закрываются,
и столб нефтепродукта отсекается от основной массы нефтепро-
дукта. После этого, нажимая на рукоятку клапана слива пробы,
нефтепродукт сливают в пробоотборную посуду.
Пробоотборник ПСР-5 в отличие от ПСР-4 оборудован пневмо-
камерой, позволяющей выталкивать пробу вверх при помощи
насоса, создающего давление в пневмосистеме. Панель управле-
ния, при помощи которой управляют отбором и сливом пробы
из резервуара, располагается на крышке люка резервуара.
Пробоотборник ПСР-6 конструктивно аналогичен ПСР-5, однако
в нем учтены особенности вязких нефтепродуктов: высокая вяз-
кость, вызывающая необходимость подогрева нефтепродукта до
60—80° С для увеличения его текучести, и слабая коррозионность,
позволившая изготовить пробоотборник из углеродистой стали
вместо нержавеющей, применяемой в ПСР-5.
Техническая характеристика пробоотборников типа ПСР
ПСР-4 ПСР-5 ПСР-6
Максимальная высота резервуара, м............... 12 7
Объёмы пробы, приходящейся на 1 м высоты про-
дукта, см3 ................................. 180
Максимальное рабочее давление в пневмосистеме,
кгс/см2.......................................... — 0,8
Максимальное давление в системе клапанных узлов,
кгс/см2..................................... 3
Максимальное давление внутри резервуара,
мм вод. ст..................................... 300 —
Время выравнивания пробы, мин:
для светлых нефтепродуктов.............................. 0,5 —
для масел.......................................... 2 —
для темных нефтепродуктов.......................... — 2—3
Максимальная температура подогрева нефтепро-
дукта, °C........................................... — 80
Приемо-раздаточные патрубки (ГОСТ 3690—
70) используют для проведения операций по заполнению и
опорожнению резервуара. Диаметр и количество приемо-раз-
даточных патрубков определяют с учетом параметров произво-
дительности операций по сливу и наливу, исходя из макси-
мальной подачи при эксплуатации.
163
Рис. 7.14. Хлопушка.
1 — стопор; 2 — втулка сальника; 3 — сальниковая на-
бивка; 4 — корпус сальника; 5 — вал подъемника; 6 —
барабан; 7 — трос подъемника; 8 — запасной трос к крышке
светового люка; 9 — хлопушка; 10 — перепускное устрой-
ство; 11 — штурвал.
Приемо-раздаточные патрубки внутри резервуара оборудованы
хлопушками С перепуском (ГОСТ 3744—57), которые пре-
пятствуют самопроизвольному истечению нефтепродуктов из ре-
зервуаров (рис. 7.14). Открытие хлопушки осуществляют при
помощи специального электроприводного устройства управления
хлопушками во взрывобезопасном исполнении (ГОСТ 3745—67),
164
устанавливаемого снаружи резервуара, или вручную при помощи
штурвала.
Л ю к - л а з предназначен для доступа внутрь резервуара
рабочих для ремонта и зачистки скопившейся на дне грязи и
для вентиляции резервуара перед проведением огневых работ.
Диаметр его принимается обычно равным 500 мм. Располагается
люк-лаз в первом поясе на высоте 700 мм от днища (до оси люка)
на диаметрально противоположной стороне от светового люка.
Вентиляционные патрубки (ГОСТ 3689—70)
устанавливают на резервуарах, в которых хранятся вяз-
кие нефтепродукты и масла, а также на резервуарах,
оборудованных понтонами, для постоянного сообщения газового
пространства резервуаров с атмосферой. При применении венти-
ляционных патрубков на резервуарах, в которых хранятся неф-
тепродукты с температурой вспышки паров не менее 120° С, их
устанавливают на огневых предохранителях. Диаметр вентиля-
ционного патрубка принимают обычно равным диаметру приемо-
раздаточного трубопровода. Ориентировочно пропускную спо-
собность в зависимости от условного диаметра патрубка можно
принять равной, м3/ч: ВП-50—25, ВП-100—Д00, ВП-150—300,
ВП-200—550, ' ВП-250—1000, ВП-350—2000, ВП-400—3000,
ВП-500—5000.
Существующие резервуары и резервуары, в которых не при-
меняется воздушно-механическая пена, для тушения пожара
оборудуют пеносливными камерами по Н—712—54.
Резервуары, для тушения пожаров в которых применяется
воздушно-механическая пена, оборудуют стационарной уста-
новкой генераторов высокократной пены
типа ГВПС по типовому проекту 402—11—59/74. Тип и количе-
ство устанавливаемых на резервуарах ГВПС зависят от конструк-
ции и объема резервуара, а также от сорта хранимого нефтепро-
дукта и определяются в каждом конкретном случае расчетом.
Установки генераторов высокократной пены изготовляют трех
видов: ГВПС-2000 (рис. 7.15), -600, -200. 4
Пенокамера предназначена для подачи в резервуар высоко-
кратной пены, образуемой генератором. Ее устанавливают в верх-
нем поясе резервуара. Пенокамера имеет герметизирующую
крышку, предохраняющую от попадания паров нефтепродуктов
во внешнюю среду. Герметизирующую крышку плотно крепят
к корпусу пенокамеры стяжками, снабженными замками, состо-
ящими из двух частей, спаянных легкоплавким сплавом (темпера-
тура плавления не выше 120° С). Замки в стяжках при повышении
температуры внутри резервуара расплавляются, и герметизи-
рующая крышка под действием собственного веса падает, осво-
бождая доступ пены в горящему нефтепродукту. Для обслужива-
ния пеногенератора с пенокамерой проектом предусматривается
сооружение металлической площадки со стационарными верти-
кальными стремянками.
6 Г. В. Шишкин
165
3
Рис. 7.15. Установка ГВ ПС-2000 на резервуаре.
1 — пеногенератор; 2 — стенка резервуара; 3 — фланец специальный с воротни-
ком; 4 — люк для осмотра; 5 — пенокамера; 6 — площадка с ограждением для
обслуживания; 7 — вставка; 8 — трубопровод подачи*раствора пенообразователя.
Водоспускной (сифонный) кран (рис. 7.16),
ГОСТ 3726—-67, служит для периодического удаления подтовар-
ной воды, собирающейся над днищем резервуара. Водоспускной
патрубок может поворачиваться, что позволяет полностью
вытеснять нефтепродуктом воду из водоспускного устройства.
Подъемная труба при помощи шарнира
(ГОСТ 3849 —69) устанавливается на прнемо-раздаточной трубе
резервуаров, предназначенных для хранения мазутов и масел,
и служит для отбора нефтепродукта из верхних слоев, где он на-
166
иболее чист и имеет наибольшую температуру. Подъем трубы вы-
полняется через ролик (ГОСТ 3847—67) ручной лебедкой
(ГОСТ 3848—68), а опускание — под действием собственного веса.
Входной конец подъемной трубы срезается под углом в 30° для
уменьшения входной скорости нефтепродукта.
Люк замерный (ГОСТ 16133 —70) служит для замера
уровня нефтепродукта в резервуаре при определении его коли-
чества.
Рис. 7.16. Водоспускной сифонный кран.
1 — защитный чехол; 2 — сальниковое уплотнение; 3 — патрубок; 4 за-
щитная диафрагма; 5 — поворотная ручка; 6 — пробковый кран.
Оборудование наземных и подземных горизонтальных цилин-
дрических резервуаров. Перечисленное в табл. 7.7 оборудование
для этих резервуаров монтируют по типовым проектам. Отдель-
ные виды оборудования следует выполнять: крышку горло-
вины — по ГОСТ 4619—69, трубу приемо-раздаточную —по
ГОСТ 4620—68, патрубок приемо-раздаточный — по
ГОСТ 4621—68, хлопушку с перепуском —по ГОСТ 3744 —67,
механизм управления хлопушкой —по ГОСТ 4623—71, нако-
нечник вентиляционный — по ГОСТ 4624—70, клапан приемный —
по ГОСТ 4626—69, патрубок замерного люка —по ГОСТ 4627-—70,
люк замерный —по ГОСТ 16133—70. Схема расположения обо-
рудования горизонтального резервуара для маловязких нефте-
продуктов при надземном расположении приведена на рис. 7.17,
а при подземном —на рис. 7.18. Схема расположения оборудо-
вания горизонтального резервуара для высоковязких нефтепро-
дуктов при подземном расположении дана на рис. 7.19.
6* ' 167
OSL
168
Оборудование подземных железобетонных резервуаров. Подзем-
ные железобетонные резервуары должны быть оборудованы со-
гласно данным табл. 7.7. Число приемо-раздаточных устройств
зависит от объема резервуара и производительности при закачке-
выкачке нефтепродукта (с учетом скорости движения его по тру-
бам 2,5 м/сек) и принимается по табл. 7.12. Типовыми проектами
предусматривается, как правило, не менее двух приемо-разда-
точных патрубков. Комплект приемо-раздаточного устройства
Рис. 7.19. Схема расположения оборудования на горизонтальном подземном резервуаре
для хранения высоковязких нефтепродуктов.
1 — вентиляционный наконечник; 2 — вентиляционная труба; 3 — патрубок замерного
люка; 4 — замерный люк; 5 — управление хлопушкой; 6 — хлопушка; 7, 8 — приемо-
раздаточная труба; 9 — вывод конденсата; 10 — патрубок для подключения второй
приемо-раздаточной трубы; И — ввод пара или горячей воды; 12 — крышка люка;
13 — подогревательный элемент; 14 — коллектор.
включает в себя приемо-раздаточный патрубок, запорный донный
клапан и электроприводной подъемный механизм. Приемо-раз-
даточный патрубок вводится в резервуар через днище, и его верх
располагается таким образом, который исключает возможность
попадания донных остатков и воды в трубу при откачке нефтепро-
дуктов из резервуара. Донный клапан типа ПРУ устанавливается
на приемо-раздаточном патрубке и укомплектовывается взрыво-
безопасным электроприводом типа ЭПВ с электродвигателем типа
169
Т а б л и ц а 7.12
Количество приемо-раздаточных устройств в зависимости от объема
резервуара и производительности закачки и выкачки
Объем резервуара, тыс. м8 Производитель- ность закачки- выкачки, м8/ч Приеме-раздаточные устройства
Диаметр, мм Кол-во
1 250 250 1
1 200 200 1
1 100 150 1
2 300 300 I
2 250 250 1
2 200 200 1
3 400 350 1
3 300 300 1
3 250 250 1
5 1300 500 1
5 870 400 I
5 700 350 1
10 2600 500 2
10 1700 400 2
20 4600 700 2
40 2600 600 2
АСВ и путевым выключателем типа ВП-700/2Б, который служит
для автоматической остановки тарелки донного клапана в конеч-
ных положениях, блокировки и сигнализации.
Для откачки остатков нефти и подтоварной воды из резерву-
аров на люке в перекрытии монтируют погружные артезианского
типа насосы. На резервуарах объемом 1—5 тыс. м3 устанавливают
насосы марки 12НА-9Х4 (подача 50 м3/ч) с электродвигателем
ВАО-62-4 мощностью 17 квт, а на резервуарах емкостью 10 тыс. мэ
и более — насос 12НА-22Х6 (подача 150 м3/ч) с электродвига-
телем ВАО-81-4 мощностью 40 квт. На крыше резервуара монти-
руется люк-лаз для спуска в резервуар, люк для размещения
лебедки для подъемной трубы и световой люк.
7М7. Определение емкости нефтебазы
Резервуары являются наиболее металлоемкими и дорогостоя-
щими сооружениями нефтебазы, поэтому правильное определение
минимального необходимого объема имеет большое значение.
Объемы резервуаров зависят от назначения нефтебазы, характера
основных операций и ее расположения по отношению к транспорт-
ным коммуникациям (водная, железнодорожная, водно-железно-
дорожная и т. д.). Основой для расчета объема является годовой
грузооборот нефтебазы, обычно указываемый в задании на проек-
тирование, грузоподъемность железнодорожных маршрутов и
170
отдельных вагонов-цистерн и нефтеналивных судов и годовые
графики (планы) завоза, вывоза и местной реализации каждого
сорта нефтепродукта по месяцам. Графики (планы) поступления
и реализации составляются на основании фактических данных
последних трех—-пяти лет с учетом перспективы развития района
и утверждаются заказчиком и плановыми органами.
Расчет по графикам или планам завоза и вывоза наиболее
точен, причем эта точность тем больше, чем меньше отрезок вре-
мени, к которому относятся завоз и вывоз. Расчет в этом случае
ведут большей частью аналитическим путем. Для этого опреде-
ляют месячное превышение вывоза нефтепродуктов над завозом
или завоза над вывозом. Складывая последовательно помесяч-
ные остатки, которые выражаются в процентах от годового по-
требления или в тоннах, получают изменение объемов базы по ме-
сяцам. Необходимый объем нефтебазы определится в этом случае
как разница между максимальной потребной суммарной емкостью
в период завоза нефтепродукта и минимальной в период вывоза.
Иногда решают эту же задачу графическим путем, строя совме-
щенные графики завоза и вывоза. В том случае, когда график
завоза и вывоза нефтепродуктов для вновь проектируемых нефте-
баз бывает неизвестен, объем резервуаров определяют для каждого
сорта нефтепродуктов по следующей методике:
1) для железнодорожных распределительных нефтебаз по фор-
муле
V = QcPMp-0,95), (7.1)
где V — расчетный объем для нефтепродукта, м3; Qcp — средняя
месячная реализация нефтепродуктов, т; k — коэффициент не-
равномерности поступления и реализации, принимаемой по
табл. 7.13; р—плотность нефтепродукта, т/м3; 0,95—коэффи-
циент использования емкости резервуаров;
Таблица 7.13
Коэффицигит неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов
Район Для маловяз- ких нефтепро- дуктов Для масел и вязких нефтепродукт ов
Промышленный город 1,о 1,50
Промышленный район и 1,65
Промышленность потребляет 70% нефтепро- дуктов, а сельское хозяйство — 30% 1,2 1,80
Промышленность потребляет 30% нефтепро- дуктов, а сельское хозяйство — 70% 1,5 2,25
Сельскохозяйственный 1,8 2,70
171
2) для водных распределительных нефтебаз, расположенных
на замерзающих водных путях, по формуле
<7-2)
где Q— реализация, т, определяемая условиями завоза (годовая
реализация -— при завозе один раз в год; реализация межнави-
гационного периода — при завозе в течение всей навигации; ре-
ализация в больший из межнавигационных периодов — при за-
возе в течение двух навигационных периодов); q—-переходящий
двухнедельный запас нефтепродукта, т; 1,15—коэффициент,
учитывающий запаздывание начала и преждевременное закрытие
навигации, а также другие особые условия судоходства;
3) для водных распределительных нефтебаз, расположенных
на незамерзающих водных путях, по формуле (7.1); при этом
учитывается неравномерность прибытия и максимальный разо-
вый завоз нефтепродуктов (грузоподъемность судов);
4) для водных перевалочных нефтебаз, расположенных на
замерзающих путях, переходящим запасом, обеспечивающим
разницу между завозом и вывозом в начале и конце навигации,
по формуле (7.2);
5) для перевалочно-распределительных нефтебаз раздельно
определяется объем для перевалочных и распределительных опе-
раций по указанной выше методике в зависимости от того, какая
нефтебаза — водная или железнодорожная. Суммарный объем
при этом корректируется умножением меньшего расчетного объ-
ема на коэффициент 1,0—0,5, учитывающий несовпадение макси-
мумов перевалочных и распределительных операций;
6) для перевалочных водно-железнодорожных и водных неф-
тебаз, расположенных на незамерзающих путях, объем определя-
ется по графикам завоза и вывоза нефтепродуктов по месяцам.
7.8. Условия применения различных
типов резервуаров
В соответствии с «Указаниями по применению железобетон-
ных и металлических резервуаров для хранения нефти и нефте-
продуктов» СН 90—60 для хранения нефтепродуктов должны при-
меняться следующие типы резервуаров:
а) для хранения нефти и вязких нефтепродуктов — заглублен-
ные, полузаглубленные и наземные железобетонные резервуары
без металлической облицовки. Строительство металлических ре-
зервуаров для хранения нефти и вязких нефтепродуктов допуска-
ется в районах Крайнего Севера, в районах с сейсмичностью
выше 6 баллов, на нефтяных промыслах и морских нефтяных
промыслах (оперативная емкость), в промежуточных резервуар-
ных парках нефтеперерабатывающих заводов и при расширении
нефтебаз с металлическими наземными резервуарами общим объ-
172
емом не более 50 тыс. м3 в случае,, когда объем расширяемой
части не превышает 50% объема существующей емкости нефте-
базы;
б) для хранения маловязких нефтепродуктов на нефтебазах
общим объемом более 200 тыс. м3 и нефтебазах промпредприятий
общим объемом более 100 тыс. м3 — заглубленные железобетон-
ные резервуары с металлической облицовкой и без нее.
Выбор типа резервуаров должен быть обоснован технико-
экономическими расчетами, учитывающими уменьшение потерь
нефтепродуктов, а также стоимость сооружения и эксплуатации
резервуара данной конструкции. Необходимо иметь в виду, что
резервуары с понтонами, плавающими крышами, повышенного
давления, а также резервуарные парки с газоуравнительной
системой при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов (осо-
бенно бензинов) при определенных условиях экономически более
выгодны, чем обычные типовые резервуары, хотя они дороже
последних.
Применение резервуаров с понтонами и плавающими крышами
экономично для резервуаров, имеющих оборачиваемость более
10—12 раз в год. При малой оборачиваемости (до 12) наименьшие
потери нефтепродуктов (бензинов) будут при их хранении в резер-
вуарах повышенного давления, а при оборачиваемости более
12 раз в год— в типовых резервуарах, включенных в газо-
уравнительную систему. При оборачиваемости более 20 раз в год
потери бензина в резервуарах с плавающей крышей будут меньше,
чем в резервуарах повышенного давления, но больше, чем в ре-
зервуарах с газоуравнительной системой. Следует также иметь в
виду, что для южной климатической зоны потери бензина, особенно
для наземных металлических резервуаров, значительно больше,
чем для северной климатической зоны.
Заглубленные железобетонные резервуары эффективны при
очень малой оборачиваемости, а при увеличении оборачиваемости
они должны оборудоваться понтонами или газоуравнительными
системами с газосборниками. Резервуары, предназначенные для
хранения горючих жидкостей, применяются без понтонов и пла-
вающих крыш.
7.9. Резервуарные парки
После определения необходимого объема для каждого нефте-
продукта (см. раздел 7.7) определяют объем, количество и тип
резервуаров с учетом:
1) обеспечения необходимой оперативности нефтебазы при
заданных условиях эксплуатации и возможности своевременного
ремонта резервуаров:
2) минимального расхода металла и других метериалов на со-
оружение резервуаров;
3) минимальных потерь нефтепродуктов;
173
4) максимально возможной однотипности резервуаров;
5) минимального объема поставки нефтепродуктов на нефтебазу
(грузоподъемность вагонов-цистерн или нефтеналивных судов);
6) единичных объемов резервуаров по типовым проектам.
Для одного сорта нефти или нефтепродуктов следует преду-
сматривать не менее двух резервуаров, если операции по приему
и отпуску происходят непрерывно, и в случаях, когда при пери-
одическом совмещении операций требуется проведение отстоя
нефтепродуктов от воды. Установка одного резервуара на каждый
сорт нефти или нефтепродукта допускается только в следующих
случаях:
1) когда операции по приему и отпуску одного сорта можно
не совмещать;
2) если учет приема и отпуска не требует замеров объема нефте-
продуктов в резервуаре';
3) при годовом коэффициенте оборачиваемости резервуара
менее 3;
4) при использовании резервуара в качестве промежуточной
емкости без замера в нем объема нефтепродукта.
При взаимозаменяемости двух и более сортов нефтепродуктов
минимальное число резервуаров в группе определяется с учетом
условий приема и отпуска этих нефтепродуктов.
В соответствии со СНиП II—П. 3—70 резервуары на нефтеба-
зах могут располагаться как отдельно стоящими, так и группами.
При хранении легковоспламеняющихся жидкостей общий объем
группы резервуаров должен быть не более 120 000 м3 при приме-
нении резервуаров с понтонами и плавающими крышами и
80 000 м3— при применении резервуаров со стационарными кры-
шами. При хранении горючих жидкостей общая емкость группы
резервуаров должна быть не более 120 000 м3.
Максимальный объем резервуара с плавающей крышей не
должен превышать 120 000, резервуара с понтоном — 50 000,
со стационарной крышей — 20 000 при хранении легковоспламе-
няющихся жидкостей и 50 000 м3 при хранении горючих жидко-
стей. Максимальная площадь зеркала подземного резервуара
не должна превышать 7000 м2, а общая площадь зеркала группы
подземных резервуаров— 14 000 м2.
Нефти с температурой застывания выше 0° С при соответству-
ющем обосновании допускается хранить в резервуарах со стаци-
онарными крышами объемом до 50 000 м3. Резервуары объемом
10 000 м3 и более должны располагаться в группе максимум в два
ряда. При проектировании резервуарных парков необходимо
соблюдать следующие расстояния между стенками наземных
горизонтальных и вертикальных цилиндрических резервуаров, м:
для резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более 20
для резервуаров с понтонами — 0,65 диаметра, но не более 30
для резервуаров со стационарными крышами — 0,75 диаметра, но не более 30
(при хранении легковоспламеняющихся жидкостей) и 0,5 диаметра, но не более 20
(при хранении горючих жидкостей).
174
Наземные резервуары объемом до 200 м3 (вертикальные и
горизонтальные) допускается располагать на одном фундаменте
группой (блоком) общим объемом не более 4000 м3. В этом случае
расстояние между стенками резервуаров, располагаемых в блоке,
не нормируется, а принимается исходя из условий прокладки
трубопроводов и монтажа резервуаров.
Расстояние между ближайшими резервуарами соседних бло-
ков должно быть не менее 16 м. При применении в проекте резер-
вуаров разных типов расстояние между ними принимается наи-
большее, установленное для одного из входящих в группу резер-
вуаров. Расстояние между стенками подземных резервуаров
в одной группе должно быть не менее 1 м, а между стенками бли-
жайших резервуаров в соседних группах — 15 м. Расстояние
между стенками ближайших наземных резервуаров в соседних
группах должно быть не менее 40 м.
Каждая группа или блок резервуаров, имеющие объем не более
указанного выше, должны быть ограждены сплошным земляным
валом (обвалованием) или стенкой, рассчитанными на гидроста-
тическое давление разлившейся жидкости. Высота внешнего ог-
раждения группы резервуаров принимается на 0,2 м выше расчет-
ного уровня разлившегося нефтепродукта, но не менее 1,5 м,
а ширина обвалования по верху — не менее 0,5 м. Высота внеш-
него ограждения резервуаров, расположенных в блоке, прини-
мается 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м — при гори-
зонтальных. Для расчета обвалования и стенок берут: объем
внутри ограждения, вмещающий полный объем резервуара, —
при отдельно стоящем резервуаре; объем большего резервуара —
при проектировании в одном ограждении группы резервуаров.
Кроме внешнего ограждения группы внутри группы каждый
резервуар объемом 20 000 м3 и более, а также несколько резер-
вуаров с суммарным объемом 20 000 м3 разделяются стенкой
или обвалованием высотой 1,3 м. Расстояние от стенок резер-
вуаров до подошвы внутри откосов обвалования или до ограждаю-
щих стен должно быть не менее 6 м.
ГЛАВА 8
СООРУЖЕНИЯ по отпуску
НЕФТЕПРОДУКТОВ
8.1. Отпуск в мелкую тару
Для отпуска нефтепродуктов потребителям в бочки, канистры, бидоны на
нефтебазе проектируют специальные помещения: разливочные, расфасовочные
и раздаточные, которые могут размещаться в зданиях, под навесами или на откры-
тых площадках. При необходимости они могут быть объединены с сооружениями
для хранения нефтепродуктов в таре в одном здании. В этом случае указанные
помещения должны быть отделены друг от друга несгораемыми стенами с преде-
лами огнестойкости не менее 1 ч и иметь выходы наружу. Дверные проемы в этих
стенах должны иметь самозакрывающиеся противопожарные двери с пределом
огнестойкости 0,75 ч и порогами с пандусами высотой 0,15 м.
У стен разливочных, не имеющих проемов снаружи здания, на расстоянии
не менее 2 м допускается устанавливать раздаточные резервуары объемом 25 м3.
Общий их объем не должен превышать 200 м3, а расстояние между ними должно
быть не менее 1 м. Общий вид разливочной приведен на рис. 8.1.
Раздаточные резервуары, предназначенные для подогрева и выдачи масел,
объемом 25—75 м3 следует размещать так, чтобы торцы их располагались в по-
мещении разливочной. Резервуары объемом до 25 м3 допускается устанавливать
в помещении разливочной, но при этом должен быть обеспечен отвод пара из
резервуара за пределы помещения.
Резервуары для масел (общим объемом не более 300 м3) допускается распола-
гать в подвальных и полуподвальных помещениях одноэтажных частей зданий
под разливочными, расфасовочными и сблокированными с ними складами хра-
нения масел в таре. При этом выходы из подвальных и полуподвальных помещений
должны устраиваться непосредственно наружу и не сообщаться с первым этажом.
Расчетное количество наливных устройств в разливочных определяется от-
дельно для каждого сорта нефтепродукта по формуле
п = С/(^тр),
(8-1)
где Q — среднесуточная реализация нефтепродуктов, принимаемая по месяцу
с максимальной реализацией, т; у — расчетная производительность крана, м3/ч;
k — коэффициент использования наливных устройств для налива в бочки, k =
= 0,5; т = количество часов работы раздаточных устройств в сутки; р — плот-
ность нефтепродуктов, т/м3.
Среднемесячная реализация рассчитывается по месяцу с максимальной реа-
лизацией по статистическим данным или по формуле
Qm — Фгод* 1,5/12,
(8.2)
где 1,5 — коэффициент неравномерности реализации.
Нефтепродукты могут подаваться на раздачу либо насосами, либо самотеком
путем устройства у разливочных резервуаров-мерников. Для отпуска нефте-
продуктов используются раздйточные краны ручного управления или автомати-
ческого действия (табл. 8.1). У ,кранов автоматического действия подача нефте-
продукта по наполнении бочки или бака прекращается автоматически. Расстоя-
ние между кранами в разливочных должно быть не менее 1,1 м. Допускается уста-
новка на одном рабочем месте в разливочной двух-трех кранов для разных сортов
нефтепродуктов при условии одновременного отпуска только одного сорта. Вы-
сота кранов от пола должна быть не менее 1 м.
176
Таблица 8.1
Характеристика раздаточных кранов ручного управления и автоматического
действия
Показатели Ручного управления Автоматического действия
РК-25 РК-38 РП-34 РП-40 АКБ-25 АК-38
Условный проход, мм Размеры, мм: 25 38 34 40 25 38
длина 370 275 261 480 238 238
ширина 55 75 97 95 85 85
высота 220 215 465 366 340 448
Производительность, м3/ч 4 20 18 23- 8 27
Масса, кг 1,25 1,80 3,35 3,50 2,30 2,60
Таблица 8.2
Характеристика объемных счетчиков
Марка Тип Пределы измерения расхода, м3/ч Диаметр условного прохода, мм Потеря давления при наи- большем расходе, кгс/см2
наимень- ший номи- нальный наиболь- ший
ЛЖ-100-8 ЛЖ-100-16 лж-100-25 ШЖ-40С-6 ШЖУ-25-6 Лопастный »’ » Шестеренчатый » 17,5 • 35 35 1,2 2,5 70 70 70 1,6 2,8 105 105 105 1,7 3,0 100 100 100 40 25 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Марка Рабочее давление, кгс/см2 Размеры, мм Температурные пределы примене- ния, °C Класс точно- сти Масса, кд
От До
ЛЖ-ЮО-8 лж-юо-16 ЛЖ-100-25 ШЖ-40С-6 ШЖУ-25-6 8 16 25 6 6 480X458X710 520X 690X 500 545X 690X 510 270X280X264 225X 21IX 194 —50 —50 —50 —50 —50 50 50 50 50 50 0,50 0,25 0,25 0,50 0,50 85 225 235 18 6,6
Примечание. 1. Для счетчиков лопастного типа номинальный расход принят
при вязкости нефтепродукта до 6 сст. 2. Предельные значения расхода счетчиков шесте-
ренчатого типа определены: наибольший при вязкости от 0,55 до 1,1 сст, номинальный —
от 1,1 до 6 сст, наименьший — от 6 до 60 сст.
177
178
Учет нефтепродуктов произво-
дится в основном объемным спосо-
бом и реже весовым. В первом слу-
чае количество нефтепродукта опре-
деляется по объему при помощи
объемных счетчиков (табл. 8.2).
При выборе счетчиков необходимо,
чтобы физические свойства нефте-
продуктов и минимальное рабочее
давление жидкости соответствовали
паспортным данным счетчиков. Для
обеспечения длительной устойчи-
вой работы и точности измерения
у счетчиков должны быть установ-
лены фильтры и водогазоотдели-
телн. Условия установки счетчика
приводятся в его паспорте.
8.2. Станции налива
Станцией налива называется
станция, оборудованная наливными
устройствами, предназначенная для
полуавтоматического налива нефте-
продуктов в автоцистерны и авто-
топливозаправщики. Для налива
нефтепродуктов в автоцистерны
в настоящее время применяют стоя-
ки, виды и основные параметры
которых должны соответствовать
ГОСТ 4611—68. «Стояки для на-
лива нефтепродуктов в автомобиль-
ные цистерны. Виды и основные
параметры». Установлены следую-
щие виды стояков:
а) в зависимости от наливае-
мого нефтепродукта — для нефте-
продуктов с вязкостью до 40 сст;
с вязкостью от 40 до 100 сст с па-
ровым обогревом;
б) в зависимости от способа
налнва — для герметизированного
налива, для негерметизированного
налива;
в) в зависимости от вида уп-
равления процессом налива — авто-
матизированные, неавтоматизиро-
ванные;
г) в зависимости от вида уп-
равления — с механизированным
управлением, с ручным управле-
нием.
Налив нефтепродуктов в авто-
цистерны может осуществляться
как через верхнюю горловину
(верхний налив), так и через ниж-
ний патрубок автоцистерны (ниж-
ний налив). Наливные устройства
могут применяться одиночные и
179
объединенные в группы, управление ими может быть ручное и автоматизиро-
ванное. Группа наливных устройств, управляемая из специального здания —
операторной, объединяется в станцию налива. В настоящее время строитель-
ство станций налива производится по типовым проектам.
Станция налива состоит нз 4—12 наливных «островков», располагаемых под
навесом. Каждый «островок» оборудуется одним илн двумя наливными устрой-
Рис. 8.2. Установка автоматизированного налива АСН-5П.
1 — наливной стояк НС-8Н с датчиком; 2 — счетчик; 3 — клапан-дозатор
КДП-7Н; 4 — фильтр-воздухоотделитель ФВО-ЮО; 5 — пульт управления на-
ливом ПУН-ЗП; 6 — насос ЗК9 с электродвигателем КОМ-31-2.
ствами. Операторная, нз которой осуществляется управление наливом, распо-
лагается в районе въезд — выезд от наливных устройств. В качестве наливных
устройств (стояков) применяются установки автоматизированного налива с мест-
ным управлением типа АСН-5П илн с дистанционным управлением нз оператор-
ной типа АСН-5Н, а также типа АСН-12. Количество'стояков определяется по
формуле (8.1). Коэффициент использования стояков принимается равным 0,7,
а расчетная производительность налива: при самотечном наливе маловязких
нефтепродуктов 30—40, масел н вязких нефтепродуктов 20—30 м3/ч, прн насос-
ном налнве соответственно 40—60 и 30—40 м3/ч.
Установка АСН-5П (рнс. 8.2) включает в себя пульт управления ПУН-ЗП,
счетчик типа ЛЖ-ЮО-8, наливной стояк типа НС-8П, с датчиком уровня, полу-
автоматический клапан-дозатор типа КДП-7Н, фильтр-воздухоотделитель, насос
180
типа ЗК9 (производительностью 60 м®/ч), электродвигатель КОМ-31-2 во взрыво-
защищенном исполнении мощностью 4,5 квт и магнитный пускатель, поставляе-
мый комплектно с насосом. Налив нефтепродуктов выполняется в следующем
порядке. Водитель автоцистерны получает два ключа (одни для пульта управле-
ния налнвом, другой — для клапана дозатора). Подъехав к соответствующему
наливному устройству и заземлив цистерну, водитель вставляет ключ в гнездо
Рис. 8.3. Общий вид наливного стояка НС-ИА.
пульта управления и включает питание установки. Затем вставляет наливной
патрубок в горловину цистерны, а другой ключ — в гнездо клапана-дозатора.
При этом включается в работу насосный агрегат н зажигается лампа «Открой
клапан». Водитель нажатием рычага открывает клапан и начинает налив цистерны.
Прн срабатывании датчика уровня налив прекращается. Кроме того, нажатием
кнопки «Стоп» на клапане дозатора налнв может быть прекращен в любой момент.
Система АСН-5Н оснащена устройствами централизованного управления
наливом. Управление налнвом осуществляется из помещения операторной, рас-
полагаемой у станции налнва таким образом, чтобы был обеспечен обзор наливных
операций. Система автоматизации обеспечивает: дистанционное задание дозы
отпускаемого продукта, предотвращение переливов, запрет отпуска нефтепродук-
тов при отсутствии заземления и опуска наливной трубы в горловину цистерны,
местное и дистанционное прекращение налива.
181
Для управления наливными устройствами на станции налива в операторной
устанавливаются по два пульта типа ПУН-ЗН на каждое наливное устройство,
одни нз которых резервный. Пульты размещаются на стеллажах, питание нх
осуществляется через понижающие трансформаторы 220/127, устанавливаемые
на стеллажах под пультами. Дозирование отпускаемого продукта—объемное
в литрах. Предел задаваемой дозы 10 000 л при погрешности ±0,5%. Работо-
способность аппаратуры обеспечивается в пределах от —40 до 40° С.
В операторной станции налнва размещаются собственно операторная, ком-
ната оформления документов, щнтовая, мастерская и санузел. Все инженерные
коммуникации подключаются к коммуникациям нефтебазы.
Рис. 8.4. Установка нижнего налива автоцистерны АСН-17.
1 — фильтр; 2 — клапаны; 3 — наконечник для заправки; 4 —счетчик жидкости;
5 — пневмоуснлитель; 6 — пульт управления; 7 — магнитный пускатель; 8 —
пульт управления местный; 9— огневой предохранитель; 10 —- центробежный
насос ЧК-18; 11 — патрубок; 12 — гидравлический амортизатор; 13 — иакоиеч-
иик; 14 — стойка.
Установка автоматизированного н герметизированного налива автоцистерн
АСН-12 предназначена для отпуска маловязких нефтепродуктов н включает
в себя: наливной стояк НС-12, счетчнк нефтепродуктов ЛЖ-100-8 с термокоррек-
тором ТКА-1, дозирующий полуавтоматический клапан-дозатор КДП-12, фнльтр-
воздухоотделитель, гидроамортнзатор, насосный агрегат НА-1, пускатель маг-
нитный, пульт управления наливом ПУН-12Д илн ПУН-12, трубопровод для
отвода паровоздушной смеси с обратным клапаном и огневым предохранителем
и заземляющее устройство.
Для корректировки показаний счетчиков при температурах, отличающихся
от температуры калнбровкн счетчика, н приведения измеренного объема к объему
прн температуре 20°. С применяется термо кор ректор типа ТКА-1. Показания счет-
чика с помощью сельсинной приставки передаются на ПУН-12Д. Клапан КДП-12
является запорным органом и служит пультом управления и сигнализации на-
ливного устройства. Гидроамортнзатор представляет собой стальной баллон,
установленный на нагнетательном трубопроводе насоса, в верхней части которого
182
находится воздух, а в нижней — нефтепродукт. Он предназначен для смягчения
гидравлического удара при резком закрытии клапана-дозатора и предохранения
от повреждения оборудования. Насосный агрегат состоит из насоса 4К18а (по-
дача 70 м3/ч) н электродвигателя во взрывозащнщенном исполнении мощностью
4,5 квт, запуск которого производится из операторной при помощи магнитного
пускателя.
Дистанционное управление и получение информации о количестве отпущен-
ного нефтепродукта (масса и объем) осуществляются с помощью ПУН-12Д.
Он имеет два аппарата-счетчика, каждый нз которых электрически связан с од-
ной установкой налива АСН-5Н.. Каждый аппарат-счетчик имеет табло дозатора,
табло количества отпущенного нефтепродукта (в литрах и килограммах), шкалу
плотности нефтепродукта, ручкн установки плотности, набора доз и сброса пока-
заний, два дозирующих клапана, кнопки «Пуск» и «Стоп». В каждом аппарате-
счетчнке установлены счетчики объемный и массовый, счетчнк-дозатор, меха-
низм устансвкн плотности н автоматического введения поправки на плотность,
сельсинный привод, релейная группа, разъсм-внлка.
На пунктах налива, имеющих незначительный грузооборот, применяются
неавтоматизированные наливные стояки с ручным управлением типа НС-11А
для маловязких нефтепродуктов (рис. 8.3). Для вязких нефтепродуктов эти стояки
дополнительно оборудуют паровой рубашкой.
В настоящее время применяется также ннжннй налив нефтепродукта в авто-
цистерну, который более прост, экономичен, снижает капитальные затраты и
уменьшает потерн нефтепродуктов от испарения (рис. 8.4). Наибольшее распро-
странение при ннжнем наливе получил способ, при котором объем нефтепродукта,
закачиваемого в автоцистерну, задается с помощью счетчика-дозатора.
8.3. Автозаправочные станции
Автозаправочная станция (АЗС) — комплекс зданий, сооружений н оборудо-
вания, предназначенный для заправки автотранспортных средств нефтепродук-
тами (бензином, дизельным топливом), продажи масел и смазок, расфасованных
в мелкую тару. АЗС подразделяют на стационарные и передвижные на шасси
автомобиля илн прицепа. Строительство АЗС стационарного типа должно осу-
ществляться преимущественно по типовым проектам. В настоящее время дей-
ствуют типовые проекты АЗС общего пользования на 500, 750 н 1000 заправок
в сутки в зависнмостн от количества топливораздаточных колонок и резервуаров
для нефтепродуктов. На рис. 8.5 приведена схема генерального плана АЗС по
типовому проекту на 750 заправок автомобилей в сутки, который обеспечивает:
заправку топливом транспортных средств с левосторонним, правосторонним н
двусторонним расположением топливных баков; независимый подъезд к любому
заправочному «островку»; минимальное протяжение коммуникаций топлива;
подъезд автотранспорта с любыми размерами. Генеральный план может быть
изменен в зависимости от местных условий расположения АЗС.
Противопожарные разрывы от зданий н сооружений до топливораздаточных
колонок и подземных резервуаров для хранения нефтепродуктов должны быть,
м, не менее:
от зданий АЗС........................................ 5
от железнодорожных и трамвайных путей, воздушных элек-
трических сетей....................................... 10
от глухих стен жилых домов I, II и III степени огнестой-
кости ................................................. 5
от стен с проемами жилых домов I, II и III степени огнестой-
кости ................................................ 15
от стен домов IV и V степени огнестойкости............. 20
от стен общественных зданий и сооружений............... 50
На АЗС предусмотрена возможность хранения и отпуска пяти сортов бен-
зина (А-66, А-72, А-75, АИ-93, АИ-98), одного сорта дизельного топлива и четырех
183
11 12
площадка топливных резервуаров.
184
сортов основных моторных масел. Расстановка технологического заправочного
оборудования на АЗС произведена с обеспечением возможности двустороннего
подхода автомобилей к заправочным «островкам». Необходимое количество топ-
ливозаправочных колонок по сортам нефтепродуктов определяется по формулам
(8.1) и (8.2). Коэффициент использования принимается равным 0,7, а расчетная
производительность налива — по паспортной характеристике топливораздаточ-
ной колонки: общее количество топливораздаточных колонок определяется из
расчета заправки одной колонкой 15 автомобилей в час.
Общее количество хранимого нефтепродукта определяется из среднего объема
заправки автомобилей (50 л топлива) и 5-суточного запаса. Для АЗС на 750 за-
правок в сутки приняты к установке восемь подземных горизонтальных метал-
лических резервуаров объемом по 25 м3 каждый. Количество хранимого масла
принимается исходя из средней величины заправки автомобилей 2 л масла и сорт-
ности масел. Для установки приняты четыре горизонтальных подземных метал-
лических резервуара объемом по 5 м3. Маслораздаточные колонки модели 367M3
монтируют в специальном помещении в здании АЗС. Подача масла к маслораз-
даточным колонкам осуществляется погружными насосными агрегатами модели
3160, устанавливаемыми на крышках горловин резервуаров. Задача дозы
выдаваемого масла и включение колонок осуществляются оператором
станции.
Блок выдачи масел вмонтирован в стену здания и доступен для потребителей
снаружи. От каждой маслоколонки проложены трубопроводы к раздаточным кра-
нам, установленным стационарно в блоке. Концы кранов выступают наружу и
позволяют проводить налив масел в канистры н бидоны. Кран открывает води-
тель, нажимая кнопку, соответствующую определенному сорту масла. Нажатой
кнопка должна быть до окончания налива масла.
Слив бензина, дизельного топлива и масел из автоцистерн в подземные ре-
зервуары осуществляется через сливные быстроразъемные муфты МС-1 и спе-
циальные фильтры. Для слива отработанных масел предусмотрен одни подзем-
ный металлический горизонтальный резервуар объемом 3 м3. Дистанционное
управление топливозаправочными колонками осуществляется с пультов. При
помощи дистанционного управления оператор задает дозу отпуска, имеет воз-
можность экстренно прекратить налнв. Для очистки и обезвреживания произ-
водственно-ливневых стоков в проекте предусмотрены очистные сооружения:
масло-грязеуловнтель, отстойник-фнльтр I ступени, фильтр II ступени, контакт-
ные резервуары. Очистные сооружения обеспечивают очистку сточных вод до
конечного содержания, мг/л: механических примесей —15, нефтепродуктов — 5.
Это обеспечивает возможность выпуска очищенных стоков в любую сеть канали-
зации.
При необходимости на АЗС следует предусматривать залив нефтепродуктов
в мелкую тару, иалнв нефтепродуктов в передвижные АЗС с использованием АСН
и другие операции.
В помещении станции располагаются операторная, помещение масляных
колонок, склад запасных частей, склад расфасованных нефтепродуктов, комната
отдыха, тепловой пункт, гардеробная, душевая и санузлы. При проектировании
автозаправочных станций необходимо исходить из следующих данных, принятых
по типовым проектам Т-503-202, Т-503-203, Т-503-204:
1) требуемая площадь участков для строительства АЗС (без подъездов)
в зависимости от ее типа составляет 0,32—0,36 га;
2) расход воды по станции — 5,0—9,0 м3/сутки, или 0,40—0,72 л/сек;
3) расход производственных сточных вод — 16—24, фекальных—2,5—
3,0 м3/сутки;
4) потребность в электроэнергии 38,0—54,0 квт;
5) потребность в тепле с постом технического обслуживания — 102, без
поста технического обслуживания — 32 Мкал/ч.
В задании на проектирование АЗС заказчиком должны быть указаны сорт
и марки нефтепродуктов, отпускаемых с АЗС, и способ их доставки на нее. Ос-
новным технологическим оборудованием на АЗС являются топливо- и маслораз-
даточные колонки, применяемые для заправки автомобилей и других транспорт-
ных машин топливом и маслами с одновременным измерением количества отпу-
Г. В. Шишкин
185
щенного нефтепродукта в единицах объема. Топливоразддточные колонки, вы-
пускаемые в СССР в соответствии с ГОСТ 9018—76, в зависимости от привода
насоса и способа употребления подразделяют на типы: КР —• колонка с ручным
приводом; КЭР — колонка с электроприводом и с местным ручным управлением;
КЭМ — колонка с электроприводом и с управлением от местного задающего
устройства; КЭД — колонка с электроприводом и с управлением от дистанцион-
ного устройства; КЭК — колонка с электроприводом и с комбинированным уп-
равлением (с управлением от задающего устройства н местным ручным управле-
нием).
В зависимости от количества комплексов механизмов базовой модели, раз-
мещаемых в общем корпусе, колонки изготовляют одинарными или двойными.
По требованию заказчика изготовляют колонки с электроприводом н аварийным
ручным приводом насоса, который обеспечивает производительность колонки
не менее 10 л/мин в случае отключения электроэнергии. Номинальная производи-
тельность колонок установлена в объеме 25, 40, 60, 100, 160, 250 л/мин, а мини-
мальная соответственно 5, 6, 10, 16, 25 л/мин.
В соответствии с ГОСТ 9018—70 предел допускаемой основной относительной
погрешности показаний для колонок учетно-расчетных операций должен быть
не более ±0,5% от действительного количества топлива, прошедшего через ко-
лонку прн разовом отпуске, а для колонок внутрихозяйственного учета — ± 1,0%.
Колонки должны нормально работать на открытом воздухе при температуре
окружающей среды и топлива от —40 до 40° С и относительной влажности не более
80% во всем диапазоне температур при условии, что вязкость топлива не пре-
вышает 8 сст, а также при относительной влажности воздуха до 95% при 35° С.
В настоящее время отечественная промышленность выпускает топливораздаточные
колонки следующих типов:
а) колонки со счетчиком жидкости КЭР-40-0,5 и КЭД-40-0,5;
б) колонки с мерными сосудами 367М, 367M3, 3155.
Характеристика стационарной колонки с поршневым счетчиком
и электроприводом «Нара-Ь типа КЭР-40-0,5
Колонка предназначена для объемного измерения отпускаемых потребителям
бензина, керосина, дизельного и других видов топлива с вязкостью не выше 8 сст.
Номинальная производительность прн работе насоса
от электродвигателя, л/мнн......................
Минимальная доза отпуска, л.....................
Погрешность показаний счетчика, % ............
Высота всасывания насоса, м . . ................
Электродвигатель ...............................
40
5
±0,5
5
Трехфазный асинхронный
взрывонепроницаемый t
переменного тока а
Мощность электродвигателя, квт ................... 0,42—0,6
Частота вращения электродвигателя, об./мнн .... 1440
Размеры колонки, мм .......................... 415X 700X1565
Масса колонки, кг................................. 170
Колонка работоспособна на открытом воздухе при температуре от—40 до 40° С.
По требованию заказчика может быть изготовлена с аварийным ручным приводом
насоса.
Маслораздаточная колонка модели 367М с насосной установкой модели 3106Б
предназначена для заправки маслом автомобильных двигателей с одновременным
измерением залитого масла н для учета общего количества масла, выданного
маслораздаточной колонкой за определенный промежуток времени. Маслораз-
даточная колонка модели 367M3 с погружной насосной установкой (модель 3160)
предназначена для измерения и подачи измеренных доз масла из резервуаров
186
в картер автомобилей при заправке. Маслораздаточная колонка с электроподо-
гревом (модель 3155) предназначена для заполнения маслом систем смазки авто-
мобилей с одновременным измерением разового отпуска и общего количества
выданного масла в летнее и зимнее время. Характеристика маслораздаточных
колонок приведена в табл. 8.3.
Таблица 8.3
Характеристика маслораздаточных колонок
Показатель 367М 367МЗ 3155
Тнп Стационарная Стационарная объемная с электропри- водом Стационарная
Производительность колон- ки, л/мин:
при температуре масла 20° С при температуре мас- ла 6° С 8 10 4 10—12 (при температуре на выдаче +15°С4-+зо%: и в емкости до-5° С
Счетчик жидкости Погрешность показаний Поршневой 4-цилиндровый с золотниковым распределением ±0,5
счетчика, %
Длина раздаточного рука- 4
ва, м Насос
Шестеренный Г-11-22А Шестеренный НШ-10Е или Г-11-22 А Шестеренный НШ-10Д
Электродвигатель А02-21-4 N = 1,1 квт, п = = 1500 об./мин А02-22-4 N = 1,5 квт, п — — 1500 об./мин А02-22-4 N = 1,5 квт п — = 1500 об./мин
Максимальное давление в 15 20
системе, кгс/см2
Высота всасывания, м 3.0 —.
Размеры, мм:
маслоколонки 365Х270Х 1120 225Х330Х 1200 675Х560Х 1410
насосной установки 525X500X418 470Х 525Х 1590 450X 340X1590
Масса, кг:
колонки 42,0 28,8 i 258,0
насосной установки 57,5 82,0 65,0
аппаратного шкафа — — 62,0
Установка для налива вязких нефтепродуктов в бочкн н автоцистерны УНБ-5
предназначается для объемного отпуска нефтепродуктов в тару, установленную
в кузове автомобиля, и в автоцистерны. Установка предназначена для эксплуа-
тации на нефтебазах в условиях открытого воздуха прн температуре ±4° С при
относительной влажности до 80%. Установка представляет собой теплоизолиро-
ванный резервуар объемом 5 м? с установленными на нем: насосом, счетчиком,
раздаточным стояком, электрической грелкой, трехходовым краном, термометром,
пультом управления.
7* 187
Техническая характеристика УНБ-5
Производительность, л/мин..............................
Температура отпускаемого нефтепродукта, °C ............
Вязкость отпускаемого нефтепродукта, сст...............
Учет отпущенного нефтепродукта.........................
Управление установкой .................................
Класс пожароопасности..................................
Установленная мощность электрооборудования, квт:
электродвигатель насоса .......................... . .
грелка электрическая ............................
гибкий нагреватель раздаточного стояка...........
Объем нефтепродукта, подготовленного к отпуску, м3 . .
Время разогрева (теоретическое) от температуры атмосферы и
нефтепродукта —20° С до температуры 50° С, ч . . . .
Зона обслуживания стояка, мм...........................
Усилие перемещения раздаточного стояка, кгс............
До G0
От —10 до 60
От 8 до 60
Счетчик СВШС-40
Местное ручное
И—III
2,8
12
0,35
5
16
3700X 2300
До 3
ГЛАВА 9
ТАРНЫЕ ХРАНИЛИЩА
И ТАРА
9.1. Тара для нефтепродуктов
Часть нефтепродуктов на нефтебазе хранится и транспортируется к потреби-
телям в таре. Тип тары принимается в завнсимостн от свойств хранимого нефте-
продукта, необходимого количества, расстояния, на которое будет транспортиро-
ваться тара, а также от вида транспорта. Конструкция и материал тары должны
обеспечивать количественную и качественную сохранность нефтепродуктов при
их хранении и транспортировке. Номенклатура тары для затаривания нефте-
продуктов в соответствии с ГОСТ 1510—76 приведена в табл. 9.1.
Наиболее широкое распространение получила транспортировка нефтепро-
дуктов в металлических бочках и бидонах и в полиэтиленовой таре. Стальные
сварные и закатные бочки для нефтепродуктов изготовляют по ГОСТ 6247—72
(табл. 9.2). Тара нз полимерных материалов предназначена для расфасовки,
транспортирования и хранения масел и смазок. Ее выпускают в виде бидонов и
бутылок, и она может быть цилиндрической, прямоугольной или шарообразной
формы. Горловины бутылок и бидонов закрывают крышками на резьбе с проклад-
кой (для масел и смазок) или с уплотнительным кольцом (для смазок). Основные
технические показатели полиэтиленовой тары по ГОСТ 17000—71* приведены
в табл. 9.3. Основные технические показатели металлических сварных бидонов
по ГОСТ 5105—66 и ГОСТ 20882—75 приведены в табл. 9.4. По ГОСТ 20882—75
бидоны изготовляют двух типов: с широкой горловиной и с узкой горловиной.
9.2. Тарные хранилища
Для хранения в таре легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны
быть предусмотрены специальные хранилища. Количество нефтепродуктов, под-
лежащих хранению на нефтебазе в таре в течение месяца, т,
Q = ^2^/365, (9.1)
где qi — максимальная месячная реализация затаренных нефтепродуктов, по-
ступающих иа нефтебазу в таре, т; q2 — годовое количество нефтепродуктов,
затариваемое на нефтебазе, т; п — количество суток хранения затаренных иа
нефтебазе нефтепродуктов, которое принимается от 5 до 15 в зависимости от
характеристики района расположения нефтебазы, отраслевой структуры потреб-
ления £и неравномерности реализации; 365 — расчетное количество дней
в году.
Нефтепродукты в таре могут храниться на нефтебазах в закрытых тарных скла-
дах, под навесом и на открытых площадках. Способ их хранения определяется
в зависимости от климатических условий, типа тары и сортности хранимых нефте-
продуктов. Здания для хранения нефтепродуктов в таре должны быть объединены
с разливочными, расфасовочными, раздаточными, насосными станциями, а также
с другими обслуживающими их помещениями. Указанные помещения должны
быть отделены друг от друга несгораемыми стенами с пределом огнестойкости не
менее 1 ч и иметь выходы непосредственно наружу. Дверные проемы необходимо
заполнять самозакрывающимися противопожарными дверями с пределом огне-
стойкости 0,75 ч н порогами с пандусами высотой 0,15 м.
Здания для хранения легковоспламеняющихся нефтепродуктов должны быть
одноэтажными, а для хранения горючих нефтепродуктов — иметь не более трех
этажей. Хранение нефтепродуктов в таре допускается в одноэтажных подземных
сооружениях. На складах III категории допускается хранение нефтепродуктов
189
5 Таблица 9.1
® Номенклатура тары для хранения нефтепродуктов
Бочки стальные я а о Бидоны S S Мешки бумаж- ные, джутовые и из пластмасс
Группа нефти и нефтепродукта с узкой гор- ловиной с широкой горловиной со съемным днищем ! Контейнеры ! металлически Бочки деревя ные Барабаны фан ные из черного листового металла из белой жесты или оцинкован- ные из пластмасс Банки металл ческие и из пластмасс Трубы металл ческне и из пластмасс Бутылки и банки стеклян ные Ящики и ко- робки
Бензины авиационные’ и автомобильные Топлива для реактивных двигателей, керосины Дизельное топливо Топливо: моторное, нефтя- ное (мазут) .4 ' Нефти , & 'Г" л • Масла: вазелиновое, гидрав- лическое, АМГ-10, ИПМ-10, РМ, РМЦ, вмп, МГЕ-10А;.. Масла: авиационные, для турбореактивных двигате- лей , , f, ; Масла: автомобильные, авто- тракторные, ^компрессор- ные, дизельные, инду- стриальные, лабораторные Парафины нефтяные Битумы нефтяные дорожные вязкие Битумы нефтяные.специаль- ные (Б, В, T)j Гудрон, полугудрон Примечания. 1. Пр я банки, как правило, применяю упаковывания масел, реализуем 4- 4- + 4- 4- + 4- 4- + + меняем тся для ых яасе + + 4- + ый вид упаковЕ лению. р + + 4-4- 1 1 1 1 1 1 1 1 а о - - Ок - 4- 4- + 4- 4- 4- 4- + означен траиспс TJ ш Н Д 3g 1 + 1+ 1 1 1 1 1 1 1 1 о о ш g ftl ** - - — — я • Я Д । + । । । । । । и । । х w . + 4- 4- 4- 4- + непрр ранены; 1 + 1 1 1+ 4- 1 4-111»» S « 4- 4- ый — 31 наборат о * ъ СО У 1 1 1+ 4- 1 1 1 1 4- 1 | □ А о S СЧд si 1 1 1 + 1 1 1 1 1 1 1 1 4- 4- 4- 4- 4- 4- >. Стекл ^продукт 4- яыиые ов, а та " 4- 4- 5утылки кже для
«5
Объем, л 5,0 Размеры, мм: высота 262 диаметр 183 длина — ширина — толщина стенки 0,5 Масса, г 225 Диаметр горловины, мм 30 Показатель Бутылки Бидоны Байки Объем, л 0,15 Размеры, мм; высота 104 ' диаметр 49 длина ' — ширина — толщина стенки 0,2 Масса, г 10 Диаметр горловины, мм 14 Показатель Бутылки
ND О ►— ‘ [ Ю гд ndoo -ч м-; о -^1 СЛСП СП 1 —1 о С,, ND О 1 СО gcov оооо — ° о о о 1 ю о 0,25 0,5 158 180 “ 52 72 0,2 0,3 17 30 14 30
—— I сл -сл ° о”сл ко к> 1 о о W W Р И 00 1 Я Р ОИ-МОО 1 g Q,
. 1 °° О ЬО 1 to X ND- О СП О Р ° СП о О ' ГО о сл w [ I о Z2 -° фь СП 00 । 1 ЬЭ о СИ 1,0 1,0 209 175 92 — — 113 — 68 0,4 0,4 55 60 30 30
сл ®О 1 1 О ~ СЛ л. 1 1 W g о w £ S’ Ф СП | S 3° о ел сл ° сл 1 4* сл
Н
аз
о\
й
S
л
аз
о
Ьо
nd ND ~ > О о ел о о Номи- нальный объем, м3 Основные н СП й S
709±3 870±4 950±5 to S п 2 3 £0 размеры СО о ND
о
С5 О 4* СО~ О О 4* 05 1+1+1+ 00 СО ND X - Ь| Я я S 2 2 2 S Л (Ъ ? “5 тальиых ceapi
со со nd 0 0 4* ООО -а=Ч§ С 1ых бочек тип
CD СП 4* ND 05 4* 05 О ND Н i+ и- Внутрен- ний диа- метр, мм iobJ и_П
1,5-1,6 1,80—2,0 1,80—2,0 Толщина металла обечайки и днищ, мм
СП СЛ ND 00 О О Масса кг, не более
Хранилище масел S таре
Вместимостью 500 бочек
0009 0009 0009
oooet
с температурой вспышки паров выше
120° С в количестве до 60 м3 в подзем-
ных сооружениях из сгораемых мат-
ериалов прн условии засыпки по-
крытий слоем утрамбованной земли
толщиной не менее 0,2 м и устройства
пола из несгораемых материалов.
Здания для хранения нефтепро-
дуктов в таре должны быть разде-
лены несгораемыми стенами (с преде-
лом огнестойкости не менее 1 ч) на
отдельные секции объемом не более
200 м3 каждая для легковоспламе-
няющихся и не более 1000 м3 для го-
рючих нефтепродуктов. Общий объем
тарного хранилища не должен превы-
шать 1200 м3 для легковоспламеняю-
щихся и 6000 м3 для горючих нефте-
продуктов. Допускается совместное
хранение легковоспламеняющихся н
горючих нефтепродуктов в таре общим
количеством не более 200 м3 в одной
секции при общем объеме хранилища
не более 1200 м3. Дверные проемы
в тарных хранилищах должны быть
шириной не менее 2,1, высотой не ме-
нее 2,4 м н иметь пороги и пандусы
высотой 0,15 м, а полы должны иметь
уклоны для стока жидкости к специаль-
ным приемникам. Пример тарного
хранилища на 500 бочек приведен иа
рис. 9.1.
При проектировании зданий для
хранения нефтепродуктов в таре необ-
ходимо учитывать следующие требо-
вания:
— бочки могут храниться в поло-
жении лежа (при бочках с пробками
в обечайках) и в положении стоя (при
бочках с пробками в днищах);
— ручная укладка бочек с нефте-
продуктами на полу допускается не
более чем в 2 яруса;
— при механизированной укладке
бочек количество ярусов не должно
превышать пяти для горючих и трех —
для легковоспламеняющихся нефте-
продуктов;
— укладка бочек на каждом ярусе
стеллажа должна приводиться в одни
ряд по высоте независимо от вида
нефтепродуктов;
— по ширине штабеля нли стел-
лажа следует укладывать не более двух
бочек.
Проходы в хранилищах, предна-
значенные для транспортирования
бочек, должны быть шириной не менее
1,8 м, а остальные проходы между
штабелями или стеллажами — не
193
192
меиее 1 м. Полезная площадь тарного хранилища при хранении бочек и мелкой
тары (ориентировочно), м2,
$ = (?/(рЛгп), (9.2)
гД» <2 — расчетное количество нефтепродуктов, определенное по формуле (9.1), т;
р — плотность нефтепродуктов, т/м8; d — диаметр бочки (размер бидона), м;
п — количество ярусов; k — коэффициент заполнения кубатуры хранилища
(для бочек k — 0,54-^0,65; для бидонов и другой мелкой тары k = 0,67ч-0,87,
при смешанном хранении необходимо брать промежуточные значения коэффи-
циента).
Общая площадь хранилища, включая проходы и вспомогательные помеще-
ния, м2,
F = S/a, (9.3)
где а — коэффициент, равный 0,3—0,45.
Платформы для разгрузки и погрузки в вагоны и на автотранспорт нефте-
продуктов в таре на складах 1 и II категории должны быть построены нз несго-
раемых материалов. Па складах III категории допускается строительство их
из сгораемых материалов. Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов
в таре допускается только в зданиях. В отдельных случаях, при надлежащем
обосновании, может быть допущено хранение их под навесами. Затаренные го-
рючие нефтепродукты допускается хранить на открытых площадках или под на-
весами. Открытые площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть
ограждены земляным валом или несгораемой стеной высотой 0,5 м. В местах про-
хода или проезда на площадки должны устраиваться пандусы. При определении
необходимых площадей следует учитывать, что в пределах одной огражденной
площадки следует размещать не более шести штабелей. Каждый штабель должен
иметь длину 25 и ширину 15 м; расстояния между штабелями на одной площадке
необходимо принимать г5, а между штабелями, расположенными на соседних
площадках, — 15 м.
Бочки на площадках следует укладывать по ширине не более чем в два ряда,
с проходами через каждые два ряда не менее 1 м и по высоте не более чем в 2 яруса.
Размещение бочек под навесами следует предусматривать в соответствии с требо-
ваниями, предусмотренными прн размещении их в зданиях. Площадка для хра-
нения бочек под навесом должна иметь обвалование или ограждающую стенку
высотой 0,5 м и пандусы для проезда или прохода. Порожние металлические бочки,
бывшие в употреблении (загрязненные нефтепродуктами), должны храниться
на открытых площадках уложенными в четыре яруса. При укладке должны со-
блюдаться расстояния, установленные для хранения нефтепродуктов в таре на
открытых площадках.
ГЛАВА 10
ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
И ПОДОГРЕВАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
10.1. Подогрев нефти и нефтепродуктов
Для увеличения текучести многие нефтепродукты, в первую очередь масла
и вязкие нефтепродукты, требуют подогрева, так как текучесть их является
необходимым условием для производства операций налива, слива и перекачки.
Температура необходимого подогрева некоторых нефтепродуктов приведена
в табл. 10.1. В подогревательных устройствах применяют следующие теплоноси-
тели: водяной пар, перегретую воду и электроэнергию.
Водяной пар — наиболее распространенный вид теплоносителя, обладающий
большим теплосодержанием, высоким коэффициентом теплоотдачи и малой лоте-
рей тепла. Прн транспортировании пара регулирование процесса подогрева
достаточно простое. Горячая вода применяется для подогрева прн наличии ее
в больших количествах. Теплосодержание горячей воды в 5—6 раз меньше, чем
насыщенного пара, в связи с чем площадь подогревателей увеличивается.
В настоящее время все большее применение находит электроподогрев вязких
нефтепродуктов, особенно при транспортировании по внутрнбазовым трубопрово-
дам и при подогреве в железнодорожных цистернах.
Подогрев с помощью устройства ПГМП-4. Паровой гидромеханический
подогреватель ПГМП-4 с четырьмя шнековыми насосами предназначен для подо-
грева вязких нефтепродуктов прн сливе их из железнодородных цистерн на нефте-
базах, обеспечивающих расход пара до 0,5 т/ч. Подогреватель позволяет произво-
дить слив основной массы жидкости одновременно с подогревом и последующим
догревом остатка, что обеспечивает полный елнв н сокращает затраты энергии
и простои цистерн под сливом. Подогреватель (рис. 10.1) состоит из стойки н шар-
нирно соединенных с ней раскладывающихся подогревателей.
Стойка содержит две паровые 3 и одну конденсатную 2 трубы, соединенные
поперечными скрепками н снабженные патрубками для присоединения паро-
провода и конденсатопровода. В нижней части труб предусмотрено сливное
устройство для спуска конденсата. Стойка снабжена в верхней части узлом креп-
ления для фиксации устройства на горловине цистерны, а также подвеской на
крюк подъемника. Сверху на стойке установлен двухскоростной электродвига-
тель 1, соединенный муфтой с вертикальным валом 4. Подогреватели 9 образованы
расположенными по образующим цилиндрам трубками, которые объединены по
концам коллекторами. По концам подогревателей установлены шнековые на-
сосы 7, приводимые в действие посредством горизонтальных валов 8.
Посредством двух патрубюв н шарниров каждый подогреватель подсоеди-
нен к стойке.,Внутри одного шарнира в подогреватель проходит пар, через другой
шарнир из подогревателя выходит конденсат. Вертикальный вал связан с гори-
зонтальными валами через редуктор 6 с помощью шарнирных муфт 5. Валы снаб-
жены опорами качения. Направление вращения таково, что насосы, установлен-
ные на внешних концах подогревателей, подают подогретый нефтепродукт в тор-
цевые части цистерны, а на внутренних — к сливному прибору. Для раскладки
подогревателей в рабочее положение служат плоские пружины и отмыкающее
устройство, замок которого открывают рукояткой, помещенной в верхней части
стойки. Подогреватели складываются при помощи подъемного троса. Для под-
вода пара н отвода конденсата используют армированные резиновые шланги.
На паропроводе перед устройством устанавливают манометр на давление 5 кгс/см2,
а на конденсатопроводе конденсационный горшок с условным проходом 25 мм,
снабженный перепускной линией с вентилем. Для подъема, погружения в ци-
стерну, раскладывания и складывания ПГМП-4 применяют кран-укоенну и элек-
троталь.
195
Таблица 10.1
Номенклатура нефтепродуктов, подлежащих подогреву, и рекомендуемая
температура подогрева
Нефтепродукт Плот- ность при 20е С, т/м8 Кинема- тическая вязкость при 60° С, см 2/сек Температура, СС
застыва- ния (не выше) перед пере- качкой ОТСТОЯ
Дизельное топливо и мазуТы
Для быстроходных дизелей ДЛ — 0,025— 0,04 — 10 0 10
Для тихоходных дизелей: 10
ДТ-1 (М3) — 0,36 —5 30
ДТ-2 (М4) — 0,55 —5 20 40
ДТ-3 (М5) — 0,67 5 20 45
Мазут флотский: 0,87 25
12 — —8 50
20 — 1,6 —5 35 60
Топливо котельное (мазут): 60
20 0,998 1,55 5 35
40 0,998 3,30 10 45 70
60 0,998 4,75 15 50 75
80 0,997 6,00 20 55 80
100 0,998 7,30 25 60 85
Индустриальные масла
Сепараторное Т Индустриальное (машинное СУ) Цилиндровое II (цилиндро- вое 2) 0,931 0,17 0,58 5 —20 20 20 —
0,916 1,15 5 25 —
Авиационные масла
МС-14 0,890 0,86 —30 25 —
МС-20 0,895 1,60 — 18 35 —
МК-22 0,905 2,40 — 14 40 —
МС-24 0,900 2,05 — 17 42 —
Автотракторные масла
АКЗп-6 — 0,30 —40 5 —
АСп-6 — 0,33 —35 15 —.
АКЗп-10 — 0,45 —40 10 —
АКп-10 — 0,70 —5 25 —
АСп-10 — 0.68 —25 20 ——
АК-5 — 1,35 -5 30 —
Масла для дизельных двигателей
Дизельное: 0,54 —25 25
Дп-8 — —
Д-Н — 0,91 — 18 30 ’—
Дп-Н — 0,81 — 15 25 —
Масло для тихоходных дви- — 0,68 0 20 . —
гателей (моторное)
196
Продолжение табл. 10.1
Нефтепродукт Плот- ность при 20° С, т/м3 Кинема- тическая вязкость при 50° С, см2/сек Температура, СС
засты- вания (не выше) перед пере- качкой ОТСТОЯ
Трансмиссионные масла
Автотракторное зимнее — 2,20 —20 35 —
Летнее — 4,20 —5 45 —
Для коробки передач — 2,60 —20 40 —
Для гипоидных передач — 2,60 —20 40 —
Масла для паровых машин
Цилиндровое:
24 (вискозин) — 3,00 —— 45 —
52 (вапор) 0,916 6,80 —5 55 —
38 (цилиндровое 6) 0,927 5,80 17 55 —
Судовое масло
Судовое 0,931 0,90 0 35 -
Полугудрон и гудрон
Полугудрон 0,936 1,83 —. 50 —
Гудрон масляный:
Л — 5,80 — 50 —
Т 0,906 1,35 — 80 —
Турбинные масла
Турбинное Т - 0,48 -10 20 -
Т урборедукториое - 0,59 - 20 -
Компрессорные масла
Компрессорное:
12 (М) — 0,86 — 25 —
19 (Т) — 1,60 ——• 35 —
Техническая характеристика ПГМП-4
Общая поверхность нагрева, м2.....................
Рабочее давление пара, кгс/см2....................
Среднечасовой расход пара, кг/ч ..................
Размеры в сложенном состоянии, мм.................
Масса (с электродвигателем), кг...................
Электродвигатель типа Т-52-4/2:
мощность, квт.....................................
частота вращения, об./мин...................
напряжение, в...............................
Таль электрическая ТЭ 05-131 грузоподъемностью, кг
7
2
300—400
4000X340X380
270
6,5—7,0
1420—2820
380/220
500
197
Рукав резино-тканевый:
паропроводный, 0, мм....................................... 38
для отвода конденсата, 0, мм ........................ 25
Подогрев с помощью устройства ЭГМП-4. Электрический гидромеханиче-
ский подогреватель ЭГМП-4 с четырьмя шнековыми насосами конструктивно
Рис. 10.1. Пароподогреватель ПГМП-4.
выполнен аналогично ПГМП-4, только вместо паровых подогревателей установ-
лены электрические с токоподводяшями кабелями, которые проложены в трубах
стойки. Электроподогрев можно применять для нефтепродуктов с температурой
вспышки более 120° С, Для подъема, погружения в цистерну, раскладывания и
складывания ЭГМП-4 применяют кран-укосину и электроталь грузоподъемностью
500 кг. Указанное устройство применяют на нефтебазах, имеющих в достаточном
количестве электроэнергию, но не имеющих необходимого количества пара для
применения паровых подогревателей.
198
Техническая характеристика подогревателя ЭГМП-4
Размеры в сложенном состоянии, мм:
высота........................................ 4000
ширина......................................... 370
длина.......................................... 400
высота вводимой в цистерну части ............. 3200
Частота вращения шнеков, об./мин:
основная....................................... 700
при подогреве нижнего слоя нефтепродуктов 1410
Мощность электродвигателя, квт .................. 6,5—7
Мощность электроподогревателя, квт .................. 140
Номинальное напряжение сети трехфазного тока, в . . 380
Схема соединения нагревательных элементов Звезда
Масса устройства, кг................................. 306
Подогрев с помощью установки УРС-2. Работа установки УРС-2 основана
на методе циркуляционного разогрева нефтепродукта в железнодорожных ци-
стернах с использованием перемещающейся затопленной струи. Установка со-
стоит из следующих основных узлов (рис. 10.2): устройства УР-5 3, осуществ-
ляющего непосредственный подогрев нефтепродукта в цистерне перемещающейся
горячей струей сливаемого нефтепродукта, устройства для герметизированного
слива 4 типа АСН-8Б, трубчатого теплообменника 7, насоса 6 и электродвига-
теля 5, трубопровода 2 с шарнирными соединениями для подключения напор-
ного трубопровода к разогревающему устройству УР-5,
Техническая характеристика установки УРС-2
Разогревающее устройство УР-5
Рабочее давление, кгс/см2.............. 5—10
Число двойных ходов в минуту........... 2—4
Размеры, мм............................ 3550X 300X 250
Масса, кг..................................... 107
Винтовой насос типа МВН с электродвигателем
типа КО
Подача, м3/ч .......................... 24—36
Напор, кгс/см2......................... До 25
Внутренний диаметр всасывающего патрубка,
мм......................................... 100
То же, напорного патрубка, мм......... 80
Размеры, мм ...........................' 767X464X502
Масса, кг..................................... 216
Мощность электродвигателя, квт........ 25—35
Частота вращения электродвигателя, об./мин 1450
Теплообменник трубчатый
Поверхность нагрева, м2................ 30—50
Давление пара, кгс/см2................. 3—4
Размеры, мм:
длина.................................. 5000—7000
диаметр.................................... 700
Установка УРС-2 работает следующим образом. Устройство АСН-8Б при-
соединяют к сливному патрубку цистерны. В паровые рубашкн АСН-8Б, па-
трубка сливного прибора'цистерны, а также в теплообменник подают пар. За-
тем открывают клапан сливного прибора цистерны. В теплообменник начинает
поступать нефтепродукт. При помощи крана-укосины 1 с лебедкой в цистерну
опускают устройство УР-5, крепят его на люке цистерны и соединяют шарнир-
ным трубопроводом с напорной линией насоса. Включают в работу насос 5,
который забирает из теплообменника подогретый нефтепродукт и подает его в уст-
199
Рис. 10.2. Установка циркуляционного подогрева и герметизированного слива УРС-2.
www.no-fire.ru
200
ройство УР-5. В начальный период подогрева трубы-сопла устройства находятся
в сложенном состоянии и горячий нефтепродукт, вытекая из них, прогревает
нефтепродукт у сливного прибора. Смесь холодного и горячего нефтепродукта
поступает в сливной патрубок цистерны, что увеличивает производительность
слива. После некоторого подогрева нефтепродукта в центральной зоне цистерны
включают гидромонитор УР-5.
Для осуществления возвратно-поступательного движения труб-сопел УР-5
часть горячего нефтепродукта с температурой от 60 до 80° С поступает через кран-
переключатель в верхнюю или нижнюю полость гидроцилиндра установки. Пор-
шень гидроцилиндра, перемещаясь под давлением горячего нефтепродукта, че-
рез тяги осуществляет перемещение сопел вдоль нижней образующей котла ци-
стерны. Механическое перемещение сопел и струй, вытекающих из них, обеспе-
чивает перемешивание нефтепродукта в цистерне и равномерный его разогрев.
После слива основной массы нефтепродукта при уровне его в цистерне в 30—
35 см слив прекращают, догревают оставшуюся часть нефтепродукта до темпера-
туры, соответствующей вязкости 0,0005 сст, и производят окончательный слив.
При этом способе разогрев нефтепродукта происходит одновременно со сливом,
что сокращает время слива.
Подогрев нефтепродуктов в резервуарах. Для подогрева вязких нефтепро-
дуктов в резервуарах используют насыщенный пар и (редко) горячую воду. С этой
целью резервуары оборудуют секционными подогревателями. Наличие много-
секционных подогревателей дает возможность регулировать нагрев нефтепродук-
тов. Для разогрева всего нефтепродукта в резервуаре используют общие секцион-
ные подогреватели, а для нагрева его в месте отбора •— местные.
Давление пара на входе в стационарные подогреватели для масел, высоко-
вязких нефтепродуктов и нефти должно быть не более 4 кгс/см2. Подогреватели
должны работать с переохлаждением конденсата до температуры не более 100° С,
а местные (С поверхностью нагрева до 5 м2) — без переохлаждения конденсата.
На выходе конденсата из подогревателей должны быть установлены конденса-
ционные горшки с термостатами. Допускается ручная регулировка выпуска
конденсата с установкой контрольного термометра. Удельные нормы поверхности
нагрева подогревателей в зависимости от вязкости хранимых нефтепродуктов
приведены в табл. 10.2. В настоящее время разработаны типовые проекты всех
резервуаров, указанных в табл. 10.2, кроме резервуаров емкостью 20, 40 и 60 м3,
в состав которых входят чертежи секционных общих и местных подогревателей
и змеевиковых подогревателей.
Подогреватели секционного типа изготовляют в соответствии с нормалью
нефтяной промышленности Н 550—51 и комплектуют из следующих узлов:
а) подогревательных элементов типов ПЭ-1, ..., ПЭ-6;
б) коллекторов для монтажа подогревательных элементов типов К-1, ..., К-4;
Таблица 10.2
Удельные нормы поверхности подогревателей, м2/м3 емкости наземных
металлических резервуаров
Объем резер- вуара, м3 Кинематическая вязкость нефтепродуктов, см2/сек Объем - резер- вуара, м3 Кинематическая вязкость нефтепродукта, см2/сек
2-3 4—6 6—8. 2—3 4-6 6—8
10 0,28 0,40 0,40 400 0,08 0,09 0,12
20 0,20 0,25 0,25 700 0,06 0,08 0,10
40 0,18 0,20 0,22 1 000 0,05 0,07 0,08
60 0,17 0,18 0,20 2 000 0,03 0,036 0,046
100 0,14 0,16 0,18 3 000 0,028 0,034 0,040
200 0,12 0,14 0,16 5 000 0,025 0,030 0,036
300 0,10 0,12 0,14 10 000 0,025 0,030 0,034
201
в) стоек для крепления подогревательных элементов и труб, подводящих
пар и отводящих конденсат.
В настоящее время нашла применение циркуляционная система подогрева
мазутов, особенно в резервуарных парках теплоэлектростанций. Указанная
система требует большого расхода пара и устройства централизованной тепло-
обменной установки. Суть ее заключается в том, что часть нефтепродукта, не
утратившая текучести или предварительно разогретая подогревателями, заби-
рается из резервуара насосом и прокачивается через теплообменную установку,
где нагревается и подается обратно в резервуар с холодным нефтепродуктом.
Циркуляция нефтепродукта ведется до тех пор, пока нефтепродукт в разогревае-
мом резервуаре не будет нагрет до необходимой температуры.
Электроподогрев с применением гибких нагревательных элементов. Для разо-
грева вязких нефтепродуктов при их транспортировке и отпуске потребителям
все большее применение находит электроподогрев с применением гибких нагре-
вательных элементов (ГНЭ). ГНЭ представляют собой гибкую ленту шириной
от 22 до 45 мм, толщиной от 2 до 5 мм и длиной от 5 до 60 м. Размеры ГНЭ (ширина,
длина и толщина) различны в зависимости от мощности элемента. Внутри эле-
мента находятся нагревательные жилы из нихромовой проволоки (от 4 до 20 шт.)
и токонесущие жилы из медной проволоки, изолированные друг от друга тканым
стекловолокном с теплостойкостью 500° С. Поверхность элемента покрыта крем-
ниеоргапической резиной с теплостойкостью до 180° С или кабельным пластиком
с теплостойкостью до 80° С. ГНЭ подключаются к электросети напряжением
220 в. Мощность (потребляемая)—0,3—1,5 квт. Для подключения к сети на
одном конце ленты имеется штепсельный разъем.
ГНЭ применяются там, где необходимо произвести подогрев небольшого
участка трубопровода, например сливо-наливных устройств для отпуска масел
и высоковязких нефтепродуктов, коротких участков труб, по которым произво-
дится редкая перекачка и нет необходимости держать находящийся в ней вязкий
нефтепродукт в разогретом состоянии, что приводит к большим непроизводи-
тельным потерям пара. При помощи ГНЭ можно разогреть нефтепродукт до не-
обходимой температуры в короткое время.
10.2. Котельные нефтебаз
В качестве основного теплоносителя на нефтебазах, как указано выше, ис-
пользуется водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и большим коэф-
фициентом теплопередачи. Для выработки пара применяют паровые котлы. Тип
котла следует выбирать с учетом вида топлива, параметров пара, необходимого
характера нагрузки и режима работы нефтебазы, а следовательно, и котельной,
качества воды, технической характеристики котла, требований к его эксплуата-
ции.
На нефтебазах применяют обычно котельные установки малой мощности
(паропроизводительностью до 20 т/ч) и низкого давления (до 15 кгс/см2). На круп-
ных перевалочных нефтебазах мощность котельных установок может достигать
100 т/ч и более. В настоящее время на небольших нефтебазах широко применяют
вертикально-цилиндрические котлы типов Ш, ШС, ВГД.ММЗ и другие, а на нефте-
базах с более значительным потреблением пара — вертикально-водотрубные
двухбарабанные котлы типа ДКВР. Трубно-барабанная система котлов этого
типа состоит из двух продольно расположенных барабанов и двух нижних кол-
лекторов-экранов.
В качестве топлива для котлов применяют в основном жидкое топливо —
мазут, реже — газ. Для распыления жидкого топлива в топке котлов используют
механические, паровые, воздушные и паромеханические форсунки. Число и тип
форсунок выбирают в зависимости от мощности котла. Для котлов паропроизводи-
тельностью более 2,5 т/ч устанавливается не менее двух форсунок; при меньшей
паропроизводительности допускается установка одной форсунки. Наибольшее
распространение получили механические форсунки завода «Ильмарине».
Механические форсунки имеют ряд преимуществ: экономичность, компакт-
ность, низкое давление воздуха перед форсункой, бесшумность работы. К недо-
202
статкам этих форсунок относятся: повышенные требования к очистке сжигаемого
топлива от механических примесей, в связи с чем необходимо устанавливать до-
полнительное оборудование для очистки и подогрева топлива, а также сложность
конструкции. Механические форсунки рекомендуется применять в неавтоматизи-
рованных котельных при сжигании мазута марок 60—100. Паровые форсунки ре-
комендуется устанавливать на котлах небольшой мощности. Они надежны в ра-
боте, имеют большой диапазон регулирования, работают на мазутах марки 100
и выше и обеспечивают тонкое распиливание сжигаемого топлива. Воздушные и
паромеханические форсунки рекомендуется применять в автоматизированных
котельных.
10,3, Определение расхода пара и тепла
Водяной пар'на нефтебазах расходуется на следующие нужды:
а) подогрев нефтепродуктов в резервуарах перед перекачкой их по трубо-
проводу, при отстое и отпуске потребителям;
б) подогрев нефтепродуктов в железнодорожных вагонах-цистернах и нефте-
наливных судах при сливе из них нефтепродуктов;
в) подогрев нефтепродуктов в трубопроводах при внутрибазовых перекачках;
г) отопление зданий и сооружений;
д) привод паровых насосов;
е) регенерацию отработанных масел.
Расход тепла и пара на подогрев нефти и нефтепродуктов в резервуарах,
в железнодорожных вагонах-цистернах и нефтеналивных судах в общем случае
определяется следующим образом. Расход тепла на разогрев всей массы нефте-
продуктов от начальной температуры до температуры подогрева, ккал,
Ql = Cc(tn-tK), (10.1)
где G — полная масса нефтепродукта; /н — начальная температура разогрева,
°C; tn—температура подогрева нефтепродуктов, °С\ с — удельная теплоемкость
при средней температуре нефтепродукта.
Рекомендуемая температура подогрева, некоторых нефтепродуктов приведена
в табл. 10.1. Для не вошедших в таблицу нефтепродуктов необходимые данные
определяются по техническим условиям на нефтепродукты.
Расход тепла для расплавления парафина, ккал,
Сг = б1Спл> (Ю.2)
где GT — масса застывшего парафина, кг; спл — скрытая теплота плавления пара-
фина, принимаемая равной 44 ккал/кг.
, Компенсация тепловых потерь в окружающую среду (расход тепла на по-
тери), ккал,
= (10.3)
где k — общий коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую
среду; S — общая поверхность охлаждения, м2; т — время разогрева, ч.
Д< = /Ср-*<>., (Ю.4)
где tcp — средняя температура нефтепродукта за время разогрева; t0 — темпера-
тура окружающей среды, °C.
^ср = 0,5(/п + М. (Ю.5)
Средняя температура окружающей среды для наземных и полуподземных
резервуаров
= (fr^r + ^bFb)/(Fг + Р в) > (10.6)
203
где tr н tB — температура соответственно грунта и воздуха, °C; FT и FB — пло-
щадь поверхности резервуара, соприкасающейся соответственно с грунтом и воз-
духом, м2;
для наземных горизонтальных резервуаров и железнодорожных цистерн
/о — ‘в!
для подземных резервуаров
to — trp-
(Ю.7)
(Ю.8)
Общий коэффициент теплопередачи для ориентировочных расчетов можно
принимать по табл. 10.3.
Таблица 10.3
Приближенные значения коэффициента теплопередачи
от нефтепродуктов в окружающую среду для
различных типов резервуаров
Коэффициент теплопередачи,
ккал/(м8-ч-сС)
Продолжительность охлаждения, сутки Металлический наземный резервуар Железобетонный подземный резервуар
0,6 5,00 2,50
1,2 4,00 1,80
2,0 3,30 1,30
4,0 2,50 1,00
15,0 1,25 0,40
30,0 1,00 0,30
60,0 0,75 0,25
90 и более 0,60 0,20
Таким образом, часовой расход тепла при разогреве нефтепродуктов в ре-
зервуаре, ккал/ч
Q = (Qi + Q2 + Q3)/T- (Ю.9)
Время разогрева принимается по данным типовых проектов резервуаров или
определяется расчетом в зависимости от принятого типа подогревателей и наруж-
ной температуры воздуха.
Часовой расход пара для получения необходимого количества тепла, подсчи-
танного по формуле (10.9), кг/ч,
Qn — Q/(it ia) >
(10.10)
где ilt i2 — энтальпия пара, ккал/кг.
Расход тепла в зимний период на подогрев воздуха в системе приточно-
вытяжной вентиляции определяется по формуле (10.1), в которой все параметры
должны быть взяты для воздуха.
204
Расход пара на привод паровых насосов определяется по их мощности по
формуле
Сприв = i2) (10.11)
где W — мощность насоса, квт; k — к. п. д. насосной установки.
10.4. Расчет подогревателей
Поверхность нагрева подогревателей и теплообменников, м2,
S = <2ф/{Лп [(4 + /2)/2 - /Ср]}, (10.12)
где <р — коэффициент, учитывающий переохлаждение конденсата до 100° С
(табл. 10.4); kn — коэффициент теплопередачи от пара к нефти или нефтепродукту.
Таблица 10.4
Значения коэффициента <р
Температура нефтепродукта в конце подогрева, сс Давление пара (избыточное), кгс/см2
1 2 3 4 5 6
0 1,01 1,02 1,04 1,06 1,07 1,08
10 1,01 1,02 1,04 1,06 1,07 1,08
20 1,01 1,02 1,04 1,06 1,07 1,08
30 1,01 1,02 1,04 1,06 1,08 1,09
40 1,02 1,02 1,05 1,06 1,08 1,09
50 1,02 1,03 1,05 1,07 1,09 1.Ю
60 1,02 1,03 1,06 1,08 1,10 1,11
Примечания. 1. При расчете подогревателей или теплообменников без пере-
охлаждения конденсата следует принимать ф — 1.2. В целях обеспечения переохлаждения
конденсата до температуры не выше 100° С следует принимать значение коэффициента ф
при температуре нефти или нефтепродукта в конце подогрева.
ккал/(м2-ч*°С); /х — начальная температура пара, °C; /а — конечная температура
пара, °C; /Ср — средняя расчетная температура нефти и нефтепродукта, 42.
kn =!/(!/« + 5), (10.13)
где а — коэффициент теплоотдачи от стенки трубы подогревателя или теплообмен-
ника к нефти или нефтепродукту, ккал/(м2-ч-°С); Б—дополнительное терми-
ческое сопротивление, влияющее на теплопередачу, значение которого прини-
мается в пределах 0,001—0,003 м2-ч.сС/ккал, причем большее значение прини-
мается при внешнем и внутреннем загрязнении труб подогревателей и теплообмен-
ников и наличии конденсата.
Коэффициент теплоотдачи, от стенок труб подогревателя к нефтепродукту
а — А± |/ (/п — /cp)/v при dB (/„ — ZCp)/v 0,03;
а = А2 у/ (/„я— /cp)/dv при d3 (/„ — /cp)/v < 0,03,
(10.14)
(10.15)
205
где Лх — коэффициент, равный (36-=-23) р2о; Л2 — коэффициент, равный (24,5-=-
15) р2о> d — диаметр труб подогревателей, м; tn — температура пара, °C;
/ср — средняя расчетная температура нефти или нефтепродукта, °C; v — кине-
матическая вязкость нефти или нефтепродукта при среднеарифметической тем-
пературе из температур пара и средней температуры жидкости, см2/сек; р20 —
плотность жидкости при 20° С, т/м3.
При расчете теплообменника коэффициент теплоотдачи от стенок трубок
теплообменника к нефти и нефтепродукту определяется в зависимости от характера
движения жидкости в трубах:
при ламинарном режиме (Re < 2200)
(10.16)
при турбулентном режиме (Re> 2200)
а = 73,40
О0-8
d0.2v0,4
(10.17)
где v — скорость движения нефти и нефтепродукта в трубах теплообменника,
м/сек; d — диаметр трубок, м; t„ — температура пара, °C; /ср — средняя расчет-
ная температура нефти или нефтепродукта, °C; 0 — поправочный коэффициент,
зависящий от параметра и учитывающий степень развития турбулентного режима
(табл. 10.5); v — кинематическая вязкость нефтепродуктов, принимаемая для
ламинарного режима при среднеарифметической температуре из температур пара
и средней температуры жидкости, а для турбулентного режима — при средней
температуре жидкости.
Таблица 10.5
Значения коэффициента 0
Re 0 Re ₽
2200 0,32 6 000 0,91
3000 0,51 7 000 0,95
4000 0,72 8 000 0,98
5000 0,85 10 000 и бо- лее 1,00
Общая длина труб подогревателя при принятом диаметре змеевиков d, м
L = S/(nd).
(10.18)
Предельная длина отдельных параллельных ветвей подогревателя, м,
d с (pl р|) g Г /п »к 12
2 Г Сем L kn (/п-------------------/ср) J ’
(10.19)
206
где d — внутренний диаметр подогревателя, м; с — коэффициент, равный
0,00005 1/м; pi — давление пара при входе в подогреватель, кгс/см2; р2 — давле-
ние пароводяной смеси при выходе из подогревателя, кгс/см2; сСм — коэффициент
теплопроводности смеси; g — ускорение свободного падения, м/сек2; «п, 1К —
среднее теплосодержание пара, конденсата, ккал/кг; kn — коэффициент тепло-
передачи от пара к нефтепродукту, ккал/(сма-ч-°С); 1Л — средняя температура
пара в 'секции подогревателя, °C; tcp — средняя температура нефтепро-
дукта, °C.
Таким образом, число секций подогревателя п = L11, а расход пара на работу
подогревателей, кг/ч,
Qn — Q/0’n — *к)> (10.20)
где Q — часовой расход тепла на подогрев или полная теплопроизводительность
подогревателей, ккал/ч.
g ПРИЛОЖЕНИЕ 1
°° СООТНОШЕНИЯ МЕЖДУ НЕКОТОРЫМИ ЕДИНИЦАМИ ФИЗИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН,
ПОДЛЕЖАЩИМИ ИЗЪЯТИЮ, И ЕДИНИЦАМИ СИ
Единица измерения
Величина подлежащая изъятию СИ Соотношение
Наименование Обозначение Наименование Обозначение
Сила, нагрузка, вес Удельный вес Момент силы Работа, энергия Мощность Давление Механическое на- пряжение Поверхностная на- грузка килограмм-сила кнлограмм-сила иа ку- бический метр килограмм-сила-метр килограмм-сила-метр килограмм-сила-метр в секунду лошадиная сила калория в секунду килокалория в час килограмм-сила на квадратный санти- метр миллиметр водяного столба миллиметр ртутного столба ^техническая атмосфера [атмосфера физическая килограмм-сила на квадратный миллиметр килограмм-сила на 4 квадратный метр кгс кгс/м3 кгс*м кгс*м кгс «м/сек л. с. кал/сек ккал/ч кгс/см2 мм вод. ст. мм рт. ст. ат атм кгс/мм2 кгс/м2 4БЮТОН чьютон на кубичес- кий метр ньютон-метр джоуль ватт паскаль Н Н/м3 Н-м Дж Вт Па 1 КГС те 9,8 Н 1 кгс/м3те 9,8 Н/м3 1 кгс-M те 9,8 Н - м 1 кгс-м те 9,8 Дж 1 кгс-м/сек те 9,8 Вт 1 л. с. те 735,5 Вт 1 кал/сек те 4,2 Вт 1 ккал/ч те 1,16 Вт 1 кгс/см2 те 9,8-10* Па 1 мм вод. ст. те 9,8 Па 1 мм рт. ст. те 133,3 Па 1 ат те 9,8-10* Г а 1 атм « 1,013-10*- Па 1 кгс/мм2 те 9,8- 10J Па 1 кгс/м2 те 9,8 Па
209
Модуль продоль- ной упругости, модуль объемно- го сжатия Вязкость: динамичес- кая кинематиче- ская Количество тепло- ты Удельная теплоем- кость Теплопроводность Коэффициент теп- лообмена (тепло- отдачи) Коэффициент теп- лопередачи килограмм-сила на квадратный санти- метр ки логр амм-си л а-секун- да на квадратный метр квадратный сантиметр на секунду калория калория на грамм-гра- дус Цельсия килокалория на кило- грамм-градус Цель- сия калория в секунду на сантиметр-градус Цельсия килокалория в час на метр-градус Цельсия калория в секунду на квадратный санти- метр-градус Цельсия килокалория в час на квадратный метр-гра- дус Цельсия кгс/см2 кгс-сек/м2 см2/сек кал кал/(г-°С) ккал/(кг-°C) кал/(сек-см-°С) ккал/(ч-м-°С) кал/(сек-см2-°С) ккал/(ч • м2 • °C) Паскаль-секунда квадратный метр на секунду джоуль джоуль на кило- грамм-кельвин ватт на метр-кель- вин ватт на квадрат- ный метр-градус Кельвина Па-с м2/с Дж Дж/(кг- К) Вт/(м- К) Вт/(м2-К) 1 кгс/см2 те 9,8-10* Па 1 кгс-сек/м2 те 9,8 Па-С 1 см2/сек = 1-10"*м2/с 1 кал » 4,2 Дж 1 кал/(г -°C) = = 1 ккал/(кг-°С) те те 4,2-103 Дж/(кг-К) 1 кал/(сек-см-°С) те те 420 Вт/(м • К) 1 ккал/(ч-м-° С) те те 1,16 Вт/(м-К) 1 кал/(сек-см2-°С) те те 4,2-ю* Вт/(м2-К) 1 ккал/(ч • м2 • °C) те те 1,16-103 Вт/(м2-К)
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
210
СКОРОСТЬ движения жидкости ПО ТРУБОПРОВОДАМ
Рас- ход, м’/ч Внутренний диаметр трубопровода, мм
50 65 75 80 1С0 125 150 200 250 300 350 400 500 600 700 800 900 1000
1 2 3 4 5 0,14 0,28 0,42 0,57 0,71 0,17 0,25 0,33 0,42 0,19 0,25 0,31 „0,17 0,22 0,27 0,18
6 7 8 9 10 0,83 0,99 1,13 1,27 1,41 0,50 0,59 0,67 0,75 0,84 0,38 0,44 0,50 0,57 0,63 0,33 0,39 0,44 0,50 0,55 0,21 0,25 0,28 0,32 0,35 0,18 0,20 0,23 0,16
15 20 25 30 35 2,18 2,83 3,54 4,24 4,95 1,26 1,67 2,09 2,51 2,93 0,94 1,26 1,57 1,89 2,20 0,83 1,11 1,38 1,66 1,93 0,53 0,71 0,88 1,06 1,24 0,34 0,45 0,57 0,68 0,79 0,23 0,31 0,39 0,47 0,55 0,18 0,22 0,27 0,31 0,17 0,20
40 45 50 60 70 5,65 3,35 3,77 4,19 5,02 5,86 2,51 2,83 3,14 3,77 4,40 2,21 2,49 2,76 3,32 3,87 1,41 1,59 1,77 2,12 2,48 0,91 1,02 1,13 1,36 1,58 0,63 0,71 0,79 0,94 1,10 0,35 0,40 0,44 0,63 0,62 0,23 0,25 0,28 0,34 0,40 0,18 0,20 0,24 0,28 0,17 0,20
80 90 100 110 120 5,03 5,66 4,42 4,97 5,53 2,83 3,18 3,54 3,89 4,24 1,81 2,04 2,26 2,49 2,72 1,26 1,41 1,57 1,73 1,89 0,71 0,80 0,88 0,97 1,06 0,45 0,51 0,57 0,62 0,68 0,31 0,35 0,39 0,43 0,47 0,23 0,26 0,29 0,32 0,35 0,18 0,20 0,22 0,24 0,27 0,17
130 140 4,60 4,95 2,94 3,17 2,04 2,28 1,13 1,24 0,74 0,79 0,51 0,55 0,38 0,40 0,29 0,31 0,18 0,20 1
150 5,31 43,40 2,36 41,335 .0,85 0,59 0,43 0,33 0,21
160 5,66 •3,62 2,52 1,41 0,90 0,63 0,46 0,35 0,23
170 t.3,851 2,67 1,50 0,96 0,67 0,49 0,38 0,24
180 4,07 2,83 ’1,59 1,02 0,71 0,52 0,40 0,25 0,18
190 4,30 2,99 <1,68 1,08 0,75 0,55 0,42 0,27 0,19
200 4,53 3,15 1,77 1,13 0,79 0,58 0,44 0,28 0,20
210 4,75 3,30 1,86 1,19 0,83 0,61 0,46 0,30 0,21
220 4,98 3,46 11,95 1,24 0,86 0,64 0,49 0,31 0,22
230 5,21 3,62 2,03 1,30 0,90 0,66 0,51 0,32 0,23
240 5,43 3,78 2,12 1,36 0,94 0,69 0,53 0,34 0,24
250 5,66 3,93 2,21 1,41 0,98 0,72 0,55 0,35 0,25
260 4,09 2,30 1,47 1,02 0,75 0,57 0,37 0,26 0,18
270 4,29 2,39 1,52 1,06 0,78 0,60 0,38 0,27 0,19
280 4,41 2,48 1,58 1,10 0,81 0,62 0,40 0,28 0,20
290 4,56 2,55 1,64 1,14 0,84 0,64 0,41 0,29 0,21
300 4,72 2,65 1,70 1,18 0,87 0,66 0,42 0,30 0,22 0,17
320 5,04 2,83 1,81 1,26 0,92 0,71 0,45 0,31 0,23 0,18
340 5,35 3,01 1,92 1,34 0,98 0,75 0,48 0,33 0,24 0,19
.360 5,67 3,18 2,04 1,41 1,04 0,80 0,51 0,35 0,26 0,20
380 3,36 2,15 1,49 1,10 0,84 0,54 0,37 0,27 0,21
400 3,54 2,26 1,57 1,16 0,88 0,56 0,39 0,29 Л, 22 0,17
420 3,71 2,38 1,65 1,21 0,93 0,60 0,41 0,30 0,23 0,18
440 3,89 2,49 1,75 1,27 0,97 0,62 0,43 0,32 0,24 0,19
460 4,07 2,60 1,81 1,33 i,oh 0,65 0,45 0,33 0,25 0,20
480 4,24 2,72 1,89 1,39 1,06 0,68 0,47 0,35 0.26 0,21 0,17
500 4,42 2,83 1,96 1,44 1,11 0,71 0,49 0,36 0,28 0,22 0,18
550 4,86 3,11 2,16 1,59 1,22 0,78 0,54 0,40 0,30 0,24 0,19
600 5,30 3,40 2,35 1,73 1,33 0,85 0,59 0,43 0,33 0,26 0,21
650 5,75 3,68 2,55 1,88 1,44 0,92 0,64 0,47 0,36 0,28 0,29
700 3,96 2,75 2,02 1,55 0,99 0,69 0,50 0,39 0,31 0,25
750 4,24 2,95 2,17 1,66 1,06 0,74 0,54 0,41 0,33 0,26
800 4,33 3,14 2,31 1,77 1,13 0,78 0,58 0,44 0,35 0,28
850 1 4,81 3,34 2,45 1,88 1,20 0,84 0,61 0,47 0,37 0,30
Е Продолжение прилож. 2
Внутренний диаметр трубопровода, мм
ход, м’/ч 50 65 75 80 100 125 150 200 250 300 350 400 500 600 700 800 900 1000
900 950 1000 1100 1200 5,09 5,38 5,66 3,54 3,73 3,93 4,32 4,72 2,60 2,74 2,89 3,18 3,47 1,99 2,10 2,21 2,43 2,65 1,27 1,34 1,42 1,56 1,70 0,88 0,93 0,98 1,08 1,18 0,65 0,69 0,72 0,79 0,87 0,50 0,52 0,55 0,61 0,66 0,39 0,42 0,44 0,48 0,52 0,32 0,34 0,35 0,39 0,42
1300 1400 1500 1600 1700 5,11 5,50 5,89 3,75 4,04 4,33 4,62 4,91 2,87 3,10 3,32 3,54 3,76 1,84 1,98 2,12 2,26 2,41 1,28 1,38 1,47 1,57 1,67 0,94 1,01 1,08 1,16 1,23 0,72 0,77 0,83 0,88 0,94 0,57 0,61 0,66 0,70 0,74 0,46 0,50 0,53 0,56 0,60
1800 1900 2000 2200 2400 5,20 5,49 5,78 3,98 4,20 4,42 4,86 5,30 2,55 2,69 2,83 3,11 3,40 1,77 1,87 1,97 2,16 2,36 1,30 1,37 1,44 1,59 1,73 1,00 1,05 1,10 1,22 1,33 0,79 0,83 0,87 0,96 1,05 0,64 0,67 0,71 0,78 0,85
2600 2800 3000 3500 4000 5,75 3,68 3,96 4,24 4,95 5,66 2,56 2,75 2,95 3,44 3,93 1,88 2,02 2,16 2,53 2,89 1,44 1,55 1,66 1,93 2,21 1,14 1,22 1,31 1,53 1,75 0,92 0,99 1,06 1,24 1,41
4500 5000 5500 6000 7000 8000 4,42 4,92 5,41 3,25 3,61 3,97 4,33 5,05 2,49 2,76 3,04 3,32 3,87 4,42 1,96 2,18 2,40 2,62 3,06 3,49 1,59 1,77 1,94 2,12 2,48 2,83
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
ПОТЕРИ НАПОРА В ТРУБОПРОВОДЕ НА 100 М ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ВОДЫ (v= 1 ССТ), М ВОД. СТ.
Условный диаметр, мм Скорость воды, м/сек
0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,40 0,50 0,60
20 0,1535 0,3031 0,4940 0,7240 0,9917 1,6360 2,4210 3,3423
40 0,0618 0,1240 0,2045 0,3026 0,4178 0,6879 1,0425 0,4504
60 0,0367 0,0745 0,1238 0,1842 0,2555 0,4298 0,6454 0,9017
80 0,0256 0,0522 0,0872 0,1303 0,1813 0,3064 0,4619 0,6471
100 0,0194 0,0398 0,0667 0,1000 0,1394 0,2365 0,3574 0,5018
125 0,0147 0,0304 0,0512 0,0769 0,1075 0,1830 0,2773 0,3901
150 0,0'118 0,0245 0,0413 0,0622 0,0871 0,1487 0,2257 0,3181
175 0,0098 0,0204 0,0345 0,0521 0,0730 0,1249 0,1899 0,2680
200 0,0083 0,0174 0,0296 0,0447 0,0627 0,1075 0,1637 0,2312
250 0,0064 0,0134 0,0229 0,0347 0,0488 0,0838 0,1279 0,1809
300 0,0052 0,0109 0,0186 0,0282 0,0398 0,0685 0,1047 0,1483
350 0,0043 0,0991 0,0156 0,0237 0,0335 0,0578 0,0885 0,1226
400 0,0037 0,0078 0,0134 0,0205 0,0289 0,0500 0,0765 0,1086
450 0,0032 0,0069 0,0118 0,0180 0,0254 0,0439 0,0674 0,0957
500 0,0029 0,0061 0,0105 0,0160 0,0226 0,0392 0,0601 0,0855
600 0,0023 0,0050 0,0086 0,0131 0,0185 0,0322 0,0495 0,0703
700 0,0020 0,0042 0,0072 0,0111 0,0157 0,0273 0,0416 0,0597
800 0,0017 0,0036 0,0062 0,0096 0,0136 0,0236 0,0364 0,0518
900 0,0015 0,0032 0,0055 0,0084 0,0119 0,0208 0,0321 0,0458
1000 0,0013 0,0028 0,0049 0,0075 0,0107 0,0186 0,0287 0,0410
СПИСОК. ЛИТЕРАТУРЫ
Продолжение при лож.
га ~
g^2
3 к
о о о о
СМ СО 00
о ю
о см
о о о о с о
О Ю О 1Л о ю
N <М О « М' *
ю «о
1. Арзунян А. С., Громов А. В., Матецкий П. И. Расчеты магистральных
нефтегазопроводов и нефтебаз. М., Недра, 1972.
2. Бондаренко П. М., Губин В. Е., Поляков В. Г. Автоматизация налива
нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. М., 1970. (Сер. Транспорт и хра-
нение нефти и нефтепродуктов).
3. Вопросы эксплуатации центробежных насосов магистральных трубо-
проводов при перекачке вязких нефтепродуктов/Л. Г. Колпаков, В. Г. Володин,
Е. В. Виноградов и др. М., 1970. (Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепро-
дуктов).
4. Выбор технических средств для сокращения потерь нефтепродуктов от
испарения/Н. С. Бронштейн, В. Ф. Вохмин, В. Е. Губин и др. М., 1969. (Сер.
Транспорт и хранение нефти и углеводородного сырья).
5. Глазов Н_. П., Уткин В. К. Защита стальных резервуаров от внутренней
коррозии. М., 1973. (Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводород-
ного сырья).
6. Глебов В. С., Тазеев Г. С. Пожарная безопасность нефтебаз и объектов
магистральных трубопроводов. М., Недра, 1972.
7. Губин В. Е. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов. М., Недра, 1972.
8. Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Типовые расчеты при проек-
тировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов. М., Недра, 1968.
9. Дыхательная арматура резервуаров для хранения нефти и нефтепродук-
тов/А. М. Александров, Л. Г. Колпаков, М. П. Курганский и др. М., 1971. (Сер.
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья).
• 10. Евтихин Е. .Ф., Федоров В. К. Хранение нефти и нефтепродуктов в ре-
зервуарах с плавающими крышами. М., 1975. (Сер. Транспорт и хранение нефте-
продуктов и углеводородного сырья).
11. Едигаров С. Г., Ахметзянов И. И. Слив высоковязких нефтей и нефте-
продуктов из железнодорожных цистерн. М., 1971. (Сер. Транспорт и хранение
нефтепродуктов).
12. Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефте-
баз и газохранилищ. М., Недра, 1973.
13. Илембитов М. С. Расчет самотечных коммуникаций нефтебаз. М., Недра,
1975.
14. Кушниренко К. Ф. Краткий справочник по горючему. М., Воениздат, 1973.
15. Лебедев В.М., Савицкий В. Б., Разумов В. В. Технико-экономическое
проектирование, планирование и анализ работы предприятий нефтеснабжения.
М., Недра, 1971.
16. Лыков М. В., Михеев 10. М. Резервуары из эластичных материалов.
М., 1964. (Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
17. Мацкин Л. А., Черняк И. Л., Илембитов М. С. Эксплуатация нефтебаз.
М., Недра, 1975.
18. Методика расчета всасывающей способности центробежных насосов при
перекачке нефти и нефтепродуктов. Уфа, 1972.
19. Мишин Б. В., Шпотаковский М. Н. Краткий справочник по оборудова-
нию нефтебаз. Л., Недра, 1965.
20. Нормативы капитальных вложений в строительство баз хранения нефти
и нефтепродуктов (УКВНБ-73). М., 1973.
21. Нормативы численности рабочих для перевалочных нефтебаз. М., 1974.
22. Нормативы численности рабочих для распределительных нефтебаз.
М„ 1971.
23. Нормы технологического проектирования и технико-экономические пока-
затели нефтебаз. Киев, 1972.
215
24. Певзнер В. Б. Основы автоматизации нефтегазопроводов. М., Недра,
1975.
25. Попова 3. А., Ржавений В. Л., Романова Л. П. Борьба с потерями нефти
и нефтепродуктов. М., Недра, 1972.
26. Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами
(утверждены Минмелиоводхозом СССР, Минздравом СССР, Минрыбхозом
СССР). М., 1974.
27. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Глав-
нефтеснаба РСФСР. М., Недра, 1973.
28. Правила по технике безопасности и промышленной санитарии при экс-
плуатации нефтебаз. М., Недра, 1970.
29. Правила технической эксплуатации нефтебаз. М., Недра, 1975.
30. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). М., Энергия, 1966.
31. Прием, хранение и отпуск нефти на морских нефтебазах В. П. Ефремов,
В. П. Свиридов, А. В. Сидоренко, Г. Э. Лерке. М., 1973. (Сер. Транспорт и хра-
нение нефти и нефтепродуктов).
33. Рабей И. Л. Грузовые операции на нефтеналивных судах. М., Транспорт,
1973.
34. Ракович И. И. Электрооборудование взрывоопасных производств. М.,
Энергия, 1972.
35. Ржавский Е. Л. Эксплуатация речных нефтебаз. М., Недра, 1966.
36. Ржавский Е. Л. Морские и речные нефтебазы. М., Недра, 1976.
37. Сафарян А4. К- Современное состояние резервуаростроения и перспек-
тивы его развития. М., 1972. (Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья).
38. Свиридов В. П., Сидоренко А. В., Ефремов В. П. Новые способы и сред-
ства слива вязких нефтепродуктов и нефти из железнодорожных цистерн. М.,
1975. (Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).
39. Сизов Г. Н. Речные нефтеперекачивающие установки. М., Недра, 1969.
263 с.
40. Справочник по специальным работам. Тепловая изоляция/В. И. Бель-
ский, А. А. Борознин, Н. М. Зеликсон и др. Под ред. Г. Ф. Кузнецова. М., Строй-
издат, 1973.
41. Товарные нефтепродукты, их свойства и применения. Справочник. М.,
Химия, 1971.
42. Тугунов П. Н., Самсонов А. Л. Основы теплотехники, тепловые двига-
тели и паросиловое хозяйство нефтебаз и перекачивающих станций. М., Недра,
1970.
43. Указания по тушению пожаров нефтей и нефтепродуктов в резервуарах.
М., 1973.
44. Фетисов П. А., Смелков Г. П., Горшков В. И. Справочник по пожарной
безопасности в электроустановках. М., Стройиздат, 1975.
45. ХалушаковЗ. Б., Ратмиров К- В. Автозаправочные станции. М., Недра,
1971.
46. Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М., Гостоптех-
издат, 1955.