3) По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Таблица 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы			Метод испытания
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более	100	300	900	По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05			По ГОСТ 6370
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более	66,7 (500)			ГОСТ Р 52340 и 9.8 настоящего стандарта
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции,	10	10	10	По ГОСТ Р 52247 или приложению А (6)

4) По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Таблица 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти		Метод испытания
	1	2
1 Массовая доля сероводорода, млн (ppm), не более	20	100	По ГОСТ Р 50802
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн  (ppm), не более	40	100

2 Расчетно-технологическая часть

2.1 Технологические параметры работы оборудования

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Основное технологическое оборудование НПС и его размещение

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы:

- объекты основного (технологического) назначения;

- объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

2.2 Расчет технологического процесса

Цель расчета: определить вместимость нефтепродуктов в резервуарном парке.

Исходные данные: среднемесячное потребление нефти 10000 ; Нефтебаза расположена в средних широтах РФ.

Решение:

1) Рассчитываем месячные остатки и их сумму нарастающим итогом:

Таблица - 5 Данные месячных остатков.

Показатели	Величина (%)
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Месячный остаток	11	9	6	0	-4	-10	-12	-6	-3	-1	4	6
Сумма месячных остатков	11	20	26	26	22	12	0	-6	-9	-10	-6	0

2) Величину страхового запаса нефти примем в размере 10% от среднемесячного потребления, то есть .

3) Учитывая, что , а , находим необходимы полезный объем резервуаров:

4) На нефтебазе будут установлены резервуары объемом 10000 . Учитывая это по таблице 2 найдем величину

Таблица 6 - Величины коэффициента

Емкость резервуаров	Величина резервуаров
	Без понтона	С понтоном	С плавающей крышей
	0,85	0,81	0,80
	0,88	0,84	0,83

5) Необходимый геометрический объем резервуаров для нефти составит:

Принимаем к установке шесть резервуаров РВС10000 и один резервуар отстойник РВС5000.

3 Техническая часть

Метод электрохимической защиты был изобретен и впервые применен в Англии в 1824 году для защиты обшивки кораблей от коррозии.

 Электрохимическая протекторная защита металлов от коррозии основана на прекращении коррозии металлов под действием постоянного электрического тока. Поверхность любого металла гальванически неоднородна, что и является основной причиной его коррозии в растворах электролитов, к которым относятся морская вода, все пластовые и все подтоварные воды. При этом в первую очередь разрушаются участки поверхности металла с наиболее отрицательным потенциалом (аноды), с которых ток стекает во внешнюю среду, а участки металлов с более положительным потенциалом (катоды), в которые ток втекает из внешней среды, не разрушаются. Механизм действия протекторной защиты заключается в превращении всей поверхности защищаемой металлической конструкции в один общий неразрушающийся катод. Анодами при этом будут являться подключенные к защищаемой конструкции электроды из более электроотрицательного металла — протекторы. Электрический защитный ток получается вследствие работы гальванической пары протектор–защищаемая конструкция.

При своей работе протекторы постепенно изнашиваются (анодно растворяются), защищая при этом основной металл, поэтому за рубежом протекторы называют «жертвенными анодами». Электрохимическая защита одинаково эффективна как для строящихся, так и для находящихся в эксплуатации резервуаров и другого оборудования. Протекторная защита обычно применяется совместно с лакокрасочными покрытиями. Такое сочетание пассивной (окраска) и активной защиты (протекторная) позволяет уменьшить расход протекторов и тем самым увеличить срок их службы; обеспечить более равномерное распределение защитного тока по поверхности защищаемых конструкций и компенсировать все дефекты покрытия, связанные с неизбежным его разрушением при монтаже, транспортировке и процессе эксплуатации, в том числе вследствие естественного старения (набухания, вспучивания, растрескивания, отслаивания).

При этом следует отметить, что на оголенной поверхности металла при его катодной поляризации в морской, пластовой и подтоварной водах выпадает катодный солевой осадок, состоящий из нерастворимых солей кальция и магния и играющий роль дополнительного покрытия.

Вместе с тем, протекторная защита в состоянии обеспечить полную защиту от коррозии стальных сварных сооружений и без их окраски. В этом случае должна быть обеспечена более высокая плотность защитного тока на неокрашенной стальной поверхности, что потребует увеличения количества протекторов и усилит их расход. Однако, принимая во внимание высокую трудоемкость нанесения лакокрасочных покрытий, особенно на резервуарах, уже находящихся в эксплуатации, такой способ противокоррозионной защиты с помощью установки только одних протекторов представляется для них весьма перспективным.

Поскольку основная масса металлических конструкций делается, как правило, из стали, в качестве протектора могут использоваться металлы с более отрицательным, чем у стали электродным потенциалом. Среди основных их три — цинк, алюминий и магний. Использовать чистые металл в качестве протекторов не всегда целесообразно. Так, например, чистый цинк растворяется неравномерно из-за крупнозернистой дендритной структуры, поверхность чистого алюминия покрывается плотной оксидной пленкой, магний имеет высокую скорость собственной коррозии.

Для придания протекторам требуемых эксплуатационных свойств в их состав вводят легирующие элементы: