Нефтебаза

 

1.1  Определим проектный объем резервуарного парка (V_Р ) в % от годового грузооборота нефтебазы

,

где - максимальный и минимальный суммарные остатки нефтепродуктов за месяц.

x-норма страхового запаса.

Суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе

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

Находим процентное содержание нефтепродукта в грузообороте нефтебазы

- автобензин Аи-80

ПР_Gн/б =

где  ПР_Gн/б - процентное содержание грузооборота нефтепродукта в грузообороте нефтебазы;

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

G_н/б - годовой грузооборот нефтебазы, т/год

3.  Находим массу хранимого нефтепродукта

М_н/п = М_р·

где    М_н/п - масса хранимого на нефтебазе продукта, т;

М_р - суммарная масса нефтепродуктов, хранимых на базе, т

4.  Находим объем хранимого нефтепродукта на нефтебазе

где   V_н/п - объем хранимого нефтепродукта, м³ ;

ρ _н/п  - плотность нефтепродукта при С, т/ м³;

Таблица 3 - Плотности нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Плотности, т/м3
автобензин Аи-80	0,755
автобензин Аи-92	0,77
автобензин Аи-95	0,725
автобензин Аи-98	0,725
дизельное топливо ДЛ	0,835
дизельное топливо ДЗ	0,845
Керосин авиационный  ТС-1	0,78
топочный мазут 100	0,99
мазут флотский Ф-5	0,872
нефть	0,75
масло моторное М-10В2С	0,9
масло моторное М-14В2	0,91
масло моторное М-14Г2	0,88
масло авиационное МС-14	0,89
масло авиационное МС-20	0,9
масло трансмиссионное  ТАД-17п	0,905
масло индустриальное ИС-12	0,88
масло индустриальное ИС-20	0,89
масло турбинное Т-22	0,9
масло турбинное Т-46	0,905

 

Таблица 4 - Количество нефтепродуктов в общем объеме

резервуарного парка

Тип нефтепродукта	% от годового грузооборота	Масса, т	Объем, м3
автобензин Аи-80	8,652	6872,25	9102,32
автобензин Аи-92	8,989	7140	9272,73
автобензин Аи-95	7,978	6336,75	8740,34
автобензин Аи-98	4,944	3927	5416,55
дизельное топливо ДЛ	3,213	2552,55	3056,95
дизельное топливо ДЗ	3,438	2731,05	3232,01
керосин авиационный ТС-1	2,134	1695,75	2174,04
топочный мазут 100	2,921	2320,5	2343,94
мазут флотский Ф-5	4,494	3570	4094,04
нефть	49,662	39448,5	52598
масло моторное М-10В2С	0,337	267,75	297,5
масло моторное М-14В2	0,539	428,4	486,82
масло моторное М-14Г2	0,561	446,25	501,4
масло авиационное МС-14	0,382	303,45	337,17
масло авиационное МС-20	0,292	232,05	256,41
масло трансмиссионное  ТАД-17п	0,269	214,2	236,69
масло индустриальное ИС-12	0,247	196,35	226,47
масло индустриальное ИС-20	0,314	249,9	277,67
масло турбинное Т-22	0,337	267,75	297,5
масло турбинное Т-46	0,292	232,05	256,41

 

2. Выбор резервуаров

 

Количество и объем  резервуаров определяем в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03.-93.

Для бензинов, нефти принимаем вертикальные резервуары с понтоном, для дизельных топлив, мазута вертикальные резервуары со стационарной крышей.

Для масел – горизонтальные резервуары.

Сведем полученные данные в таблицу 5.

 

Таблица 5 - Резервуары по типам хранимых нефтепродуктов

Тип нефтепродукта	Объем	Тип резервуара	Количество
автобензин Аи-80	9102,32	РВСП-5000	2
автобензин Аи-92	9272,73	РВСП-5000	2
автобензин Аи-95	8740,34	РВСП-5000	2
автобензин Аи-98	5416,55	РВСП-3000	2
дизельное топливо ДЛ	3056,95	РВС-2000	2
дизельное топливо ДЗ	3232,01	РВС-2000	2
керосин авиационный ТС-1	2174,04	РВС-2000	2
топочный мазут 100	2343,94	РВС-2000	2
мазут флотский Ф-5	4094,04	РВС-2000	3
нефть	52598	РВСП-20000	3
масло моторное М-10В2С	297,5	РГC-100	3
масло моторное М-14В2	486,82	РГC-100	5
масло моторное М-14Г2	501,4	РГC-100	6
масло авиационное МС-14	337,17	РГC-100	4
масло авиационное МС-20	256,41	РГC-100	3
масло трансмиссионное ТАД-17п	236,69	РГC-100	3
масло индустриальное ИС-12	226,47	РГC-100	3
масло индустриальное ИС-20	277,67	РГC-100	3
масло турбинное Т-22	297,5	РГC-100	3
масло турбинное Т-46	256,41	РГC-100	3

 

Резервуарный парк из 58 резервуаров.

 

 

 

 

 

Таблица 6 - Номинальные объемы и основные параметры

применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Номинальный объем,м3	Основные параметры  резервуаров, м
	Со стационарной крышей
	Диаметр, Д	Высота, H
2000	15,2	12,0
3000	19,0	12,0
5000	21,0	15,0
20000	40,0	18,0

 

Таблица 7 - Номинальные объемы и основные параметры

применяемых стальных горизонтальных резервуаров

Номинальный объем, м3	Основные параметры, м, резервуаров
	Диаметр, D	Длина, L, при днище
		плоском	коническом
100	3,2	12,0	12,7

 

Определим общий номинальный  объем резервуарного парка нефтебазы

По СНиП 2.11.03-93 определяем, что нефтебаза относится к I категории.

Резервуарные парки складов  нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железнодорожных путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и т.д.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти на территорию населенного пункта и т.д.

Резервуары следует  размещать группами. Допустимая общая  номинальная вместимость резервуаров  объемом менее 50000 м³ - 120000 м³ , группы резервуаров со стационарной крышей –80000 м³.

Минимальные расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе: с понтоном 0,65Д, но не более 30 м, и 0,75Д со стационарной крышей, но не более 30 м.

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

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных  в соседних группах, должно быть: объемом 20000 м³ и более – 60 м, объемом до 20000 м³ – 40 м.

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих  стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м³ и 6 м - от резервуаров объемом 10000 м³ и более.

Высота обвалования  или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10000 м³ и более.  

Группа из резервуаров  объемом 400 м³  и менее общей вместимостью до 4000 м³, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна  быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними  земляными валами или ограждающими стенами следует определять:

- каждый резервуар  объемом 20 000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м³;

- резервуары с маслами  и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами.

Высоту внутреннего  земляного вала или стены следует  принимать:

1,3 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более;  

0,8 м - для остальных резервуаров.   

Резервуары в группе следует располагать:  номинальным объемом менее 1000 м³ - не более чем в четыре ряда; объемом от 1000 до 10000 м³ - не более чем в три ряда; объемом 10000 м³ и более - не более чем в два ряда.