Методы сокращения потерь

Все известные методы совращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп.

Первая группа – сокращение объёма газового пространства резервуара. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери на 90%. Расчёты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счёт применения прочных полимерных материалов.

Вторая группа – хранение под избыточным давлением. Если инструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия.1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает, достигая максимального значения в северной климатической зоне;

2) Чем меньше коэффициент оборачиваемости при данном избыточном давлении, тем больше срок окупаемости;

3) Наиболее эффективны резервуары повышенного давления в южной полосе России, так как с повышением температуры окружающего воздуха резко сокращается срок окупаемости капитальных затрат.

Третья группа – уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства резервуара.

Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения амплитуды колебания температур газового пространства резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуаров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение.

Четвёртая группа – улавливание паров нефтепродуктов, уходящих из ёмкостей. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система (рис. 1), представляющая сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые пространства резервуаров между собой.

1. Рис. 5.15. Газоуравнительная система: 1 – резервуар, 2- дыхательный клапан, 3 – газгольдер, 4 – регулятор, 5 – сборный газопровод,6 - конденсатосборник, 7 – насос для откачки конденсата, 8 – конденсатопровод, 9 – транспортная емкость

Эта система весьма эффективна на предприятиях с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда приём и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно.

Пятая группа – организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров – одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА

1.1. Секундный расход нефти:

, м³/с (1)

где N_г - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода в зависимости от диаметра и его длины определяется по таблице 4

Таблица 4

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включительно	свыше 820
до 250 свыше 250 до 500 свыше 500 до 700 свыше 700	357 356/355 354/352 352/352	355 353/351 351/349 349/350

Примечание. В числителе указаны значения N_г для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях, когда заболоченные и горные участки составляют не менее 30% общей протяженности трассы.

1.2. Внутренний диаметр трубопровода:

d = D -2*δ, м. (2)

1.3. Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:

, м/с. (3)

1.4. Проверка режима течения

. (4)

Если Re < 2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и  является функцией только Re. В этом случае используется формула Стокса

. (5)

При Re  3000 ламинарный режим переходит в турбулентный. В пристенном слое нефти, однако, сохраняется ламинарный подслой, покрывающий шероховатость труб. С увеличением Re толщина подслоя уменьшается и при Re=Re_I толщина подслоя становится равной е. Таким образом, при 3000  Re  Re_I =f(Re) и эта зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб

(4.16)

. (6)

 определяется в этой зоне по формуле Блазиуса (зона Блазиуса)

. (7)

Далее до Re_II = 500· , Re_I  Re  Re_II имеет место зона смешанного трения, где Re = f(Re, ). В настоящее время в этой зоне  определяется из формулы Альтшуля

. (8)

При Re  Re_II влияние числа Рейнольдса становится незначительным и  = f(), трубопровод переходит в квадратичную зону. По формуле Шифринсона

. (9)

Реально МН работает в зонах смешанного трения и гидравлически гладких труб (Блазиуса).

Если в формулу Дарси-Вейсбаха подставить обобщенную формулу

,

Определяем зону и режим течения трубопровода.

1.5. Находим коэффициент гидравлического сопротивления

(10)

1.6. Гидравлический уклон находим по формуле:

(11)

1.7. Потери напора на трение в трубопроводе:

м (12)

Потери напора на местные сопротивления:

м (13)

Полные потери напора в трубопроводе:

м (14)