Проектирование и эксплуатация нефти и газа хранилищ и автозаправочных станций

. (3.2.52)

32. Среднее давление и концентрация насыщенных паров нефти в ГП при заполнении резервуара:

, (3.2.53)

,

. (3.2.54)

Так как >, то в процессе заполнения резервуара будет происходить донасыщение ГП парами нефти.

33. Примем, что средняя концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара .

При этой концентрации вычисляем:

-молярную масса ПВС

, (3.2.55)

- плотность ПВС:

, (3.2.56)

-кинематическую вязкость ПВС

, (3.2.57)

- число Шмидта:

, (3.2.58)

-модуль движущей силы процесса испарения:

, (3.2.59)

- величинуKt- критерия при простое резервуара:

, (3.2.60)

- скорость нефти в приемном патрубке резервуара:

, (3.2.61)

- среднюю характерную скорость перемешивания нефти в резервуаре:

, (3.2.62)

- величину комплексного параметра Fr?Re:

, (3.2.63)

- величинуKt- критерия при заполнении резервуара:

, (3.2.64)

,

- плотность потока массы нефти, испаряющегося в процессе закачки:



, (3.2.65)

,

- массу нефти, испарившегося в процессе закачки:

, (3.2.66)

- массы углеводородов и ПВС в ГП резервуара на момент начала закачки:

, (3.2.67)

, (3.2.68)

- объем закачиваемого нефти и массу вытесняемой в атмосферу ПВС:

, (3.2.69)

, (3.2.70)

- среднюю массовую концентрацию углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара:

, (3.2.71)

- массовую концентрацию паров нефти в ГП к моменту окончания закачки:

, (3.2.72)

,

- объемная концентрация паров в ГП:

, (3.2.73)

(так как величина получилась больше, чем , принимаем );

- расчетную среднюю концентрацию паров нефти в ГП в процессе закачки:

, (3.2.74)

- отклонение расчетной величины от ранее принятой

< 5%, (3.2.75)

следовательно, средняя концентрация паров нефти в ГП резервуара в процессе его заполнения выбрана правильно.

34. Абсолютное давление срабатывания клапанов вакуума и давления НДКМ-250:

, (3.2.76)

. (3.2.77)

35. Среднее парциальное давление паров нефти в ГП в процессе закачки:

. (3.2.78)

36. Плотность паров нефти в процессе закачки:

. (3.2.79)

37. Потери нефти от «большого дыхания»:

, (3.2.80)

.



4. Мероприятия по сокращению потерь нефти от испарения

Всякое уменьшение газового пространства является одним из эффективных методов борьбы с потерями от испарения. Этот метод получил воплощение в резервуарах с плавающими крышами, с понтонами или плавающими экранами, с плоскими крышами, при хранении на водяных подушках или в настоящее время в контакте с рассолом в подземных соляных куполах. На рис.4.1 схематично изображен резервуар с плавающей крышей. При выкачке или заполнении резервуара крыша следует за уровнем продукта, насыщенное парами газовое пространство сведено до минимума.

1 - корпус резервуара; 2 - затвор, уплотняющий зазор между корпусом резервуара и плавающей крышей; 3 - плавающая крыша; 4- насыщенное парами газовое пространство; 5 - поплавки плавающей крыши; 6 - подвижная лестница; 7 - неподвижная лестница

Рис. 4.1 Схема резервуара с плавающей крышей

Резервуар с понтоном отличается от резервуара с плавающей крышей наличием стационарной кровли и отсутствием шарнирных труб и водостоков с обратным сифоном, предназначенных для удаления воды с поверхности плавающей крыши. Наличие стационарной кровли предотвращает попадание на поверхность плавающего понтона атмосферных осадков. Резервуары с понтонами распространены в северных районах и в средней полосе; резервуары с плавающей крышей преимущественно в южных районах.

Понтоны и плавающие крыши изготовляются из стали, синтетических и резинотканевых материалов.

Хранение легкоиспаряющихся нефтепродуктов в вертикальных цилиндрических резервуарах рекомендуется только при уклоне крыши 1:20 («плоские» крыши).

Плавающие крыши сокращают потери от «малых и больших» дыханий в среднем на 70-80%.

На рис.4.2 изображено схематично подземное хранилище для нефти и нефтепродуктов.

1 - выход рассола (закачка рассола); 2 - закачка нефти (выход нефти); 3 - кондуктор; 4 - эксплуатационные трубы; 5 - обсадная колонна; 6 и 8 - верхний и нижний интервалы перфораций; 7 - пакер; 9 - рассол; 10 - нефть

Рис. 4.2 Подземное хранилище для нефти и нефтепродуктов

Нефть подается в кольцевое пространство между эксплуатационными трубами и колонной, рассол вытесняется через нижний интервал перфораций и уходит наверх по эксплуатационным трубам в специальную земляную емкость. Выдача нефти производится путем закачки рассола через нижний интервал перфораций и вытеснением ее в кольцевое пространство через верхний интервал. При хранении в таких емкостях потери от испарения отсутствуют.

2. Сокращение амплитуды колебания температуры газового пространства уменьшает потери от испарения.

Для уменьшения амплитуды колебания температуры защищают резервуары от нагревания солнечными лучами. Наиболее простое мероприятие - затенение небольших резервуаров путем насаждения лиственных деревьев. Сюда же относится и окрашивание резервуаров луче-отражающими светлыми красками, устройство луче-отражающих экранов из асбофанеры, шифера и других материалов; их помещают на расстоянии 0,1-0,5 м от корпуса и покрытия резервуара. Простейшим мероприятием является устройство на резервуарах водяного экрана. С этой целью боковые стенки резервуара делают возвышающимися над плоским покрытием. В образовавшийся бассейн наливают воду, добавляя ее по мере испарения, либо устанавливают непрерывный ток воды. Газовое пространство охлаждается за счет скрытой теплоты испарения воды и разности температур охлаждающей воды и паро-воздушной смеси. Водяные экраны на 25-30% снижают потери от «малых дыханий» резервуаров.

Сокращение амплитуды колебания температуры газового пространства достигается также заглублением резервуаров. В резервуарах, заглубленных на 0,5 м, суточные колебания температур практически не наблюдаются.

В железобетонных резервуарах из-за высокого теплового сопротивления бетонных стенок температура внутри резервуара в течение суток мало меняется, и поэтому потери от малых дыханий из таких резервуаров незначительны.

3. При увеличении нагрузки клапана давления (хранение под давлением) можно сократить потери от «больших дыханий» и ликвидировать потери от «малых дыханий».

Вертикальные цилиндрические стальные резервуары с обычной кровлей мало пригодны для хранения под давлением, так как конструкция их рассчитана лишь на небольшие избыточные давления и вакуум.

К резервуарам, рассчитанным на повышенное избыточное давление и вакуум, относятся вертикальные цилиндрические резервуары со сферическим покрытием при высоких давлениях (0,03 - 0,04 МПа) объемом до 2000м3, при низких (0,015 - 0,02 МПа) - до 5000м3.

На большие избыточные давления рассчитаны и каплевидные резервуары. В основу конструирования каплевидных резервуаров положен принцип равнопрочности оболочки в направлении главных кривизн. Каплевидные резервуары объемом до ~ 6000м3 при давлении 0,03 - 0,2 МПа строят с опорным кольцом и экваториальной опорой.

4. Потери от испарения можно сократить улавливанием паров нефтепродуктов. В сфере транспорта и хранения широкое распространение получили газовые обвязки. Ввиду отсутствия надежного промышленного образца газосборника газовые обвязки сокращают потери только при совпадении операций закачки и выкачки в группе обвязанных резервуаров (рис.4.3).

1 - резервуары; 2 -газосборник

Рис. 4.3 Схема газовой обвязки группы резервуаров с газосборником

5. Для сокращения потерь большое значение имеет уменьшение парциального давления паров нефтепродукта в газовом пространстве.

Применение понтонов кроме сокращения до минимума объема газового пространства между поверхностью продукта и понтоном приводит также к уменьшению парциального давления паров нефтепродукта в пространстве между понтоном и кровлей резервуара, что сокращает потери из этого пространства в атмосферу.

1 - диск-отражатель; 2 - огневой предохранитель; 3 - дыхательный клапан; 4 - резервуар

Рис. 4.4 Схема установки диска-отражателя в резервуаре

Установка диска-отражателя под монтажным патрубком дыхательного клапана (рис.4.4) не дает струе входящего при выкачке продукта воздуха быстро распространяться в глубь газового пространства резервуара, сокращая тем самым перемешивание воздуха с нижележащими насыщенными слоями парововдушной смеси. Это приводит к уменьшению парциального давления паров нефтепродукта в верхних, выталкиваемых при «большом дыхании», слоях газового пространства и, следовательно, к уменьшению потерь от испарения.

6. Потеря нефтепродуктов от испарения можно в значительной степени уменьшить путем рациональной организации эксплуатации резервуарных парков: герметизации резервуаров, регулярной ревизии дыхательной арматуры, хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов в заполненных резервуарах, сокращения до минимума количества внутрибазовых перекачек и др [3].



5. Выбор мероприятия для сокращения потерь

Понтоны - эффективное средство сокращения потерь нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов от «малых и больших дыханий» и «обратного выдоха» резервуара.

Резервуар с понтонов отличается от резервуара с плавающей крышей наличием стационарной кровли, защищающей понтон от атмосферных осадков. В результате этого отпадает необходимость в сооружение малонадёжных в эксплуатации дренажных систем и катучей лестницы, облегчаются условия работы уплотняющих затворов, предотвращается загрязнение нефтепродуктов и т.д.

Существует конструкции понтонов как из металла, так и из синтетических материалов.

Эффективность применения понтонов для сокращения потерь нефти или нефтепродуктов определяется степенью герметизации зазора между понтоном и стенкой резервуара и вокруг направляющих стоек, что зависит от конструкции уплотняющего затвора.

Затвор частично погружён в хранимую в резервуаре жидкость и имеет собственную плавучесть. Вследствие этого под затвором отсутствует газовое пространство, что повышает эффективность понтона в сокращение потерь нефти или нефтепродуктов от испарения.

Практика показала, что понтоны из синтетических материалов по сравнению с металлическими практически непотопляемы (вследствие отсутствия полых поплавков), обладают хорошей гибкостью, позволяют вести ремонт без применения огневых работ в резервуаре. Их можно собирать в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса. У них значительно меньше масса и небольшой расход металла. При их использовании полезная ёмкость резервуара уменьшается незначительно [3].



Список использованных источников

http://studbooks.net/1711844/tovarovedenie/vvedenie Введение - Расчет потерь нефтепродукта - Яндекс.Браузер

Едигаров С. Г., Юфин В. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Бостоптехиздат, 1961.

Методические указания к выполнению контрольных и домашних заданий по курсу "Эксплуатация газохранилищ и нефтебаз". Уфа, УНИ, 1992.

Тугунов П.И, Новоселов В.Ф, Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 2002.



Приложение

Таблица 1

Основные данные по стальным вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтопродуктов [4]

Номинальный объем, м3	Диаметр, м	Высота, м	Высота кровли, м	Резервуар без понтона	Резервуар со стальным понтоном
			конической	сферической	геометрическая вместимость, м3	масса, т	геометрическая вместимость, м3	масса, т
100	4,73	5,96	0,12	-	105	5,44	92	7,01
200	6,63	5,96	0,16	-	206	7,94	182	9,38
300	7,58	7,45	0,19	-	336	10,57	305	13,26
400	8,53	7,45	0,21	-	426	12,36	386	15,85
700	10,43	8,94	0,26	-	764	17,75	704	22,46
1000	12,33	8,94	0,31	2,5	1066	22,91 26,45	984	28,84 32,38
2000	15,18	11,92	0,38	3,0	2157	44,25 48,56	2010	51,44 55,51
3000	18,98	11,92	0,48	3,0	3370	62,84 67,10	3150	74,89 83,46
5000	22,8	11,92	0,57	3,0	4866	93,44 100,20	4380	111,86 118,21
10000	34,2	11,92	0,65	3,0	10950	200,34 220,18	9590	244,77 253,99
15000	39,9	11,92	0,74	3,5	14900	268,52 295,92	13050	322,88 338,40
20000	45,6	11,92	0,85	4,0	19450	353,81 390,77	17050	422,77 440,32
30000	47,4	17,9	0,98	4,0	29420	597,70	28600	684,10
40000	53,4	17,9	-	-	38630	778,80	-	-
50000	60,7	17,9		-	47830	959,90	46460	1075,30

Таблица 2

Значения коэффициентов а_м, b_м [4]

Углеводородная жидкость	ам, м2/ч	bм, м2/(ч?град)
Авиационные бензины	-0,0965	0,000435
Автомобильные бензины	-0,1170	0,000503
Нефти Башкирии (маловязкие)	-0,0587	0,000251
Нефть арланская	-0,0476	0,000200
Нефти Западной Сибири	-0,0111	0,000139
Нефти Татарии	-0,0171	0,000139

Таблица 3

Рекомендуемые величины b_s и F(V_n/V_ж) [4]

Углеводородная жидкость	bs 1/К	Выражение для расчета F(Vn/Vж)
		при(Vn/Vж)? 4	при(Vn/Vж)> 4
Авиационный бензин	0,0325	1,38-0,25 (Vn/Vж)0,3	0,81+0,486 (Vn/Vж)-0,68
Автомобильный бензин	0,0340	1,41-0,25 (Vn/Vж)0,37	1,15-0,063 (Vn/Vж)0,692
Нефть	0,0250	1,70-0,35 (Vn/Vж)0,5	1,70-0,35 (Vn/Vж)0,5

Таблица 4

Рекомендуемые величины производительности закачки-выкачки [4]

Номинальный объем резервуара, м3	Приемно-раздаточные устройства	Максимальная производительность закачки-выкачки, м3/ч
	Условный диаметр, мм	число
1	2	3	4
	150	1	100
1000	200	1	200
	250	1	300
	200	1	200
2000	250	1	250
	300	1	300
	250	1	250
3000	300	1	300
	350	1	400
	350	1	700
5000	400	1	870
	500	1	1300
10000	400	2	1700
	500	2	2600
20000	700	2	4600
40000	800	2	8500

Таблица 5

Величины эмпирических коэффициентов в формулах [4]

Коэффициент теплоотдачи, Вт/ (м2К)	Коэффициенты
	aб0	103?a1б	106?a2б	bб0	102?b1б
бp	3,05	9,01	-7,65	-	-
б`p	-	-	-	-9,19	4,59
бbл	2,70	8,07	-6,09	-	-
б`bл	-	-	-	-3,90	3,78
бbк	2,60	15,28	-16,54	-	-
бr	1,68	3,59	-2,96	-	-

Таблица 6

Сведения о дыхательных клапанах резервуаров [4]

Тип	Ду, мм	Пропускная способность (не менее), м3/ч	Условия срабатывания
			Избыточное давление, Па	Вакуум, Па
1	2	3	4	5
КД-50	50	15	--	--
КД-100	100	50	--	--
КД-150	150	100	--
КД-250	250	300	--	--
КДС-1000	350	1000	2000	250
КДС-1500	500	1500	2000	250
КДС-3000	500	3000	2000	250
КДС2-1500	150	450	2000	250
	200	750	2000	250
	250	1000	2000	250
	350	1300	2000	250
	500	1500	2000	250
КДС2-3000	250	1100	2000	250
	350	2400	2000	250
	500	3000	2000	250
НДКМ-100	100	200	1600	160
НДКМ-150	150	500	1600	160
НДКМ-200	200	900	1600	160
НДКМ-250	250	1500	1600	200
НДКМ-350	350	3000	2000	200
СМДК-50	50	25	2000	250
СМДК-50	50	25	2000	250
СМДК-100	100	25	2000	250
СМДК-150	150	142	2000	250
СМДК-200	200	250	2000	250
СМДК-250	250	300	2000	250
СМДК-350	350	420	1900	250

Таблица 7

Величина ш_с1 [4]

Тип резервуара	Дыхательные клапаны	шс1, с/(м?ч)
	тип	количество
1	2	3	4
РВС 100	КД-100	1	0,1380
РВС 200	КД-100	1	0,0682
РВС 300	КД-100	1	0,0500
РВС 400	КД-100	1	0,0382
РВС 700	КД-150	1	0,0414
РВС 1000	КД-150	1	0,0321
РВС 2000	КД-200	1	0,0300
	К Д-2 50	2	0,0520
	КД-250	3	0,0715
	КД-250	4	0,0880
	КД-200	1	0,0220
	КД-250	2	0,0360
	КД-250	3	0,0500
	КД-250	4	0,0600
	НДКМ-150	1	0,0125
	НДКМ-200	1	0,0134
	НДКМ-200	2	0,0222
	НДКМ-250	1	0,0136
	НДКМ-350	1	0,0171
РВС 5000	КД-200	1	0.0155
	КД-250	2	0,0275
	КД-250	3	0,0360
	КД-250	4	0,0410
	НКДМ-150	1	0,0077
	НКДМ-150	2	0,0132
	НКДМ-200	1	0,0089
	НКДМ-200	2	0,0152
	НК ДМ-2 50	1	0,0104
РВС 100000	НКДМ-250	2	0,0171
	НКДМ-350	1	0,0143
	КД-250	2	0,0145
	НКДМ-200	1	0,0045
	НКДМ-200	2	0,0095
	НКДМ-250	1	0,0320
	НКДМ-250	2	0,0090
РВС 20000	НКДМ-350	1	0,0059
	НКДМ-350	2	0,0120
	НКДМ-200	2	0,0048
	НКДМ-250	2	0,0060
	НКДМ-350	1	0,0040
	НКДМ-350	2	0,0071

Размещено на Allbest.ru

...