3.4.4. Выбор технических средств сокращения потерь нефтепродуктов от испарения

Различные технические средства не только сокращают потери от испаре­ния в разной степени, но и имеют разную стоимость. В рыночных условиях выбор технических средств сокращения потерь от испарения следует произво­дить по максимальной величине чистого дисконтного дохода, равного

(3.64)

, <J_H ■ S_t ■ G-3_t- K,

ляется, и газ после охлаждения и отделения капельной влаги подается в напор­ный газопровод.

В варианте (г) для компримирования уловленного газа используется вин­товой насос-компрессор 14 марки 15ВК, который охлаждается и смазывается циркулирующей нефтью из сепаратора 15. Газонефтяная смесь после сжатия

160

где а_н - обобщенная цена 1 т нефтепродукта; S_i9 3_i9 K_t — сокращение потерь, эксплуатационные затраты и капитальные вложения при применении рас­сматриваемого технического средства в /-м году; G — годовые потери неф­тепродукта от испарения на рассматриваемом объекте; Е—норматив приве­дения (дисконта); N—продолжительность внедрения средств сокращения потерь, лет.

161

Поделив левую и правую часть (3.65) на о_н G, получим безразмерный кри­терий выбора средств сокращения потерь нефтепродуктов от испарения

(3.65)

где Oi—совокупные затраты на сокращение потерь 1 т нефтепродукта в z-м году, di= Э_г + K_t\ Э_г,К_г —эксплуатационные и капитальные затраты на рассматри­ваемое средство в /-м году.

Если средство сокращения потерь внедряется за 1 год, то формула (3.65) принимает вид

Ka = S-\l- — \ (3.66)

Внедрять следует то техническое средство сокращения потерь, для кото­рого величина ifa-критерия в условиях рассматриваемой нефтебазы является наибольшей.

Расчет сокращения потерь

Сокращение потерь, достигаемое при применении различных техничес­ких средств, в значительной степени зависит от номинальной вместимости резервуара, коэффициента его оборачиваемости п_об и ряда других факторов. Для определения величин S необходимо пользоваться оригинальной методикой [129]. Однако для оценочных расчетов можно воспользоваться упрощенными зависимостями, полученными обработкой величин S, найденных по методике [129] для условий г. Уфы.

Сокращение потерь при применении дисков-отражателей описывается выражением (в долях)

(3.67)

S_d = а_Ох + а_ъп_об + a_2sn²_o6

где a_Qs ,a_ls ,а_2л, ,а_3>¥ —числовые коэффициенты, зависящие от типа резервуара (табл. 3.23).

Отрицательные величины S_d9 вычисленные по формуле (3.67) в области низких коэффициентов оборачиваемости, свидетельствуют о бесполезности применения дисков-отражателей в данных условиях.

Сокращение потерь бензинов, достигаемое при применении понтонов, может быть оценено по формуле (в долях)

S_n =Z?_Ov b_ls V", (3.68)

где b_0s9 b_[s, b_2s - постоянные числовые коэффициенты, зависящие от номи­нальной вместимости резервуара и коэффициента оборачиваемости (менее 10 или более).

162

Таблица 3.23 —	Величины	коэффициентов		в формуле
Номинальный объем резервуара, м3			102-яь,год		102-я2д,год2	102«3л,год3
400	-3,77		0,651		-11,0	6,77
700	-3,43		0,685		-11,9	7,20
1000	-3,50		0,635		-11,0	6,69
2000	-3,57		0,627		-10,9	6,61
3000	-3,67		0,564		-9,8	5,96
5000	-3,80		0,465		-8,1	4,95
10000	-2,26		0,667		-11,9	7,30
20000	-4,22		0,250		-4,4	2,71
50000	-3,61		0,341		-6,1	3,77

Сведения о величинах b_Os, b_u, b_2s приведены в табл. 3.24.

Таблица 3.24—Величины коэффициентов в формуле для понтонов с затвором РУМ-2

Номинальная	14<10 1/год			10<п<401/год
вместимость резервуаров, м3	Ю2-£1д,%	102*ь, %тод£д		%	Ю2-Ль, %-1/що&
400	—	1,65	0,845	—	2,35	0,688
700	—	3,21	0,736	—	3,56	0,697
1000	—	4,01	0,703	3	3,85	0,683
2000	—	18,00	0,410	26	5,95	0,545
3000	—	27,10	0,275	32	6,27	0,519
5000	10	20,30	0,347	40	4,46	0,563
10000	26	16,94	0,384	52	4,52	0,529
20000	40	11,90	0,439	67	0,90	0,834
50000	63	13,30	0,284	82	0,59	0,915

Для других типов затворов к величине 5„, найденной по формуле (3.68), вводятся понижающие коэффициенты: для РУМ-1 его величина равна 0,8, а для бельтингового—0,6.

При применении плавающих крыш в одинаковых условиях с понтона­ми сокращение потерь от испарения S_nK меньше, чем при применении пон­тонов: при номинальном объеме резервуаров 1000 м³ и меньше—на 7...10 %, при 2000м³< V_mm< 5000 м³—на 3...5, при V_vm, > 10000 м³—на 1...2.

163

Сокращение потерь, обеспечиваемое при применении газовой обвязки S_2O при операциях со стабильными углеводородными жидкостями с температурой менее 25 °С, может быть принято равным К_с • 100 %. Значения коэффициента сов­падения операций К_с для каждой конкретной группы резервуаров определяются по журналам оперативного учета, диспетчерским листам и т. п. по формуле (3.36). Если таких данных нет, то можно воспользоваться формулами (3.37)...(3.38).

При операциях с легкоиспаряющимися нефтепродуктами в условиях тем­ператур больших чем 25 °С, необходимо принимать S₂₀= 100 • К_сэф При этом в формулу (3.46) надо подставлять величины J_s и J₃—средние за время совпа­дения операций.

Для газоуравнительных систем при температурах меньших чем 25 °С, можно пользоваться оценкой S_zyc = 100 • К_сгус, где К_сгус находится по формуле (3.50). Если же температура легкоиспаряющегося нефтепродукта превышает 25 °С, то S_2yc= 100 • К_фгус, где К_фгус находится по формуле (3.57).

При применении систем улавливания легких фракций (УЛФ) достигаемое сокращение потерь зависит от многих факторов и может быть рассчитано толь­ко по специальным методикам.

Расчет затрат

Капиталовложения в понтоны, плавающие крыши и диски-отражатели учитывающие все виды затрат, включая стоимость строительно-монтажных работ, приведены в табл. 3.25.

Таблица 3.25—Стоимость средств сокращения потерь (цены 1982 г.)

Продолжение табл. 3.25

Номинальный объем резервуара, м3	Понтон с т бельтинго-вый	затворов ыс. руб. РУМ-1	i типа, РУМ-2	Плавак сзатв т бельтинго-вый	ощая крь ором тип ыс. руб. РУМ-1	iuia *\ РУМ-2	Диск-отража­тель, руб.
10000	22,35	24,38	44,60	19,11	19,91	28,00	30
15 000	29,30	31,40	52,35	23,78	24,70	33,98	35
20000	36,53	38,79	61,36	28,59	29,64	40,13	40
30000	39,90	42,10	64,14	31,55	32,84	45,75	50

Затраты на сооружение газоуравнительной системы складываются из стои­мости собственно труб (отводов, коллектора), огневых преградителей, задви­жек, опор (при надземной прокладке), а также стоимости выполняемых работ (земляных, изоляционных, бетонных, монтажных и т. д.). Для решения учеб­ных задач можно принять, что стоимость всех видов строительно-монтажных работ составляет около 80 % от суммарной стоимости труб, огневых прегради­телей, задвижек и опор.

Сведения о ценах на элементы газоуравнительных систем приведены в табл. 3.26.

Таблица 3.26—Сведения о стоимости задвижек, труб и огневых преградителей (цены 1982 г.)

Номинальный объем резервуара, м3	Понтон с затвором тыс. руб. белътинго- рум.,1 вый		типа, РУМ-2	Плавак с затв< Т1 бельтин го-вый	пиан кры >ром тиш »ic. руб. РУМ-1	ша РУМ-2	Диск-отража­тель, руб.
100	1,16	1,34	3,14	0,64	0,77	2,11	6
200	1,65	1,91	4,44	0,83	1,02	2,89	7
300	2,03	2,31	5,22	1,18	1,39	3,54	8
400	2,35	2,67	5,94	1,50	1,74	4,16	9
700	3,41	3,80	7,82	2,05	2,31	5,00	12
1000	3,46	3,86	7,89	2,32	2,61	5,57	15
2000	4,22	4,80	10,62	3,63	4,23	6,94	20
3000	5,97	6,62	13,04	4,06	4,95	8,39	23
5000	8,07	8,91	17,05	5,58	6,17	12,10	25

> Для удобства сопоставительных расчетов эта величина равна разности фактической стои­мости резервуара с плавающей крышей и стоимости резервуара со стационарной кровлей.

Диаметр труб		Стоимость, руб.
наружный	условный	задвижек ЗКЛ-16	труб с толщи 6 = 1 мм	[ной стенки с? = 9 мм	огневых прегради­телей
108	100	50	3,15	4,29	7,5
159	150	90	5,49	6,25	11,0
219	200	160	8,13	8,75	16,0
273	250	194	10,2	11,0	22,0
325	300	250	12,2	16,3	32,0
377	350	280	14,1	17,4	42,0
426	400	340	16,0	19,7	__
530	500	440	18,5	22,2	—
630	600	530	21,5	26,9	—
720	700	710	23,9	30,1	—

164

165

Расчетный внутренний диаметр газовой обвязки определяется по формуле ■ = 3,63-*.*ГГ..' п„~, (3-69)

где ^тах — максимальный весовой расход газовой фазы в ГО, кг/с; у,р- соот­ветственно кинематическая вязкость (м²/ см) и плотность (кг/м³) газовой фазы; £—расстояние между крайними резервуарами, м; АР—расчетный перепад давления в ГУС, Па.

Величина G_max соответствует максимальному расходу откачки бензина из резервуаров. Расчетный перепад давления рекомендуется принимать равным 1000 Па. В качестве v и/) следует брать соответствующие параметры воздуха, так как это наихудший случай с точки зрения расчета D.

При определении протяженности трубопроводов ГО необходимо исхо­дить из противопожарных требований к размещению резервуаров. Согласно СНиП, резервуары в резервуарных парках размещаются группами. Их общая емкость в одной группе должна быть не более: резервуаров с плавающей кры­шей или понтоном 200 000 м³ при применении резервуаров емкостью 50 000 м³; резервуаров со стационарной крышей—120 000 м³ при хранении нефти и неф­тепродуктов с температурой вспышки выше 45 °С и 80000 м³ — при хране­нии нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже. Общая площадь «зеркала» группы подземных резервуаров не должна превышать 14 000 м³.

Расстояние между стенками наземных резервуаров, располагаемых в од­ной группе, должно быть: резервуаров с плавающей крышей—0,5 диаметра, но не более 30 м; резервуаров с понтоном—0,65 диаметра и со стационарной крышей—0,75 диаметра, но не более 30 м.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы долж­но быть не менее 1 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах должно быть:

• для наземных резервуаров объемом до 20 000 м³—40 м;

• для наземных резервуаров объемом 20 000 м³ и более—60 м;

• для подземных резервуаров — 15 м.

Учитывая предварительный характер выполненных расчетов, протяжен­ность коллектора L_K газовой обвязки принимается равной расстоянию между центрами крайних резервуаров, а длина каждого отвода L_om — сумме высоты резервуара и расстояния от его центра до коллектора.

Суммарную длину труб, из которых изготовлены опоры газопроводов ГО, ориентировочно можно принять равной 50 % от общей длины газопроводов.

Если схема размещения и расстояние между резервуарами неизвестны, то ориентировочно затраты на сооружение ГО можно принять по табл. 3.27.

166

Таблица 3.27—Удельные затраты на сооружение трубопроводов ГО (в рублях на один резервуар, подключенный к газовой обвязке)

Номинальный объем резервуара, м3	Условный диаметр коллектора ГО, мм
	100	150	200	250	300	400	500	600	700
100	346	504	739	814	1172	1746	2429	3241	4156
200	346	504	741	818	1174	1751	2435	3249	4166
300	347	505	742	821	1177	1755	2442	3257	4177
400	348	506	744	824	1180	1760	2448	3266	4187
700	349	507	746	832	1187	1775	2467	3291	4218
1000	350	509	749	870	1195	1789	2485	3315	4248
2000	350	510	750	890	1210	1800	2500	3334	4279
3000	362	540	790	1040	1280	1925	2680	3530	4496
5000	388	570	840	1100	1340	2060	2865	3800	4861
10000	414	610	900	1180	1435	2204	3060	4052	5177
15000	420	638	941	1248	1500	2334	3209	4243	5406
20000	422	653	963	1265	1535	2400	3270	4321	5493
30000	453	700	1030	1355	1640	2570	3500	4627	5885

Затраты на сооружение систем УЛФ рассчитываются в зависимости от ее типа (адсорбционная, абсорбционная, компрессорная, эжекторная и т. д.), а также применяемого оборудования.

Обобщенная цена 1 т нефти (нефтепродукта) находится как

°н = о_но + е_нс • Ц_с + а_ас, (3.70)

где а_но—оптовая цена 1 т нефти (нефтепродукта); е_пс—нормативный коэффици­ент эффективности сопряженных капитальных затрат е_нс ~ е_н; Ц_с—общая сум­ма сопряженных удельных капиталовложений, складывающаяся из удельных капитальных вложений на добычу и транспорт нефти, а для бензинов—также на производство 1 т бензина и ее транспорт; о_ос—экономическая оценка ущерба, причиняемого испарением 1 т нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух.

Поскольку в табл. 3.25 приведена стоимость дисков-отражателей, понто­нов и плавающих крыш в ценах 1982 г., то для учебных целей следует при­нимать величины о_по для нефтей — 30 руб./т, а для бензинов: Аи-93, Аи-95, Аи-98-— 520 руб./т, А-72, А-76—390 руб./т.

Величины сопряженных удельных капиталовложений таковы (руб. * год/т): нефтедобыча — 325,5; транспортировка нефти — 81,5; нефтепереработка —

167

86,0; транспортировка нефтепродуктов—11. Соответственно, для резервуа­ров головной НС нефтепровода Ц_с = 325,5 руб. • год/т; для резервуаров про­межуточных НС нефтепровода и сырьевого парка НПЗ Ц_с = 407,0 руб. • год/т; для товарного парка НПЗ и головной НС магистрального нефтепродуктопрово-да Ц_с = 493 руб. • год/т; для резервуаров нефтебаз Ц_с = 504 руб. • год/т. ""* Экономическая оценка ущерба, причиняемого испарением 1 т нефти (неф­тепродукта) в атмосферный воздух, выполняется в соответствии с рекоменда­циями АН СССР (в ценах 1982 г.)

о-о.с =Г'Л-<р_ст-о_м, (3.71)

где у—постоянный множитель, у = 2,4 руб./т; А —показатель относительной агрессивности углеводородных выбросов, в широтном поясе южнее 45° с. ш. А = 1,26, а севернее 45° с. ш. А =3,16; f_a—поправка, учитывающая характер рассеяния выбросов в атмосфере

fa = " , (³-⁷²)

° (1 + и)(1 + 0,01Л)

и—среднегодовое значение модуля скорости ветра на уровне флюгера; если и неизвестно, то его следует принимать равным 3 м/с; h—расчетная высо­та устья источника выброса по отношению к загрязняемой территории, м; о_ч—показатель относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха (табл. 3.28).

При расчете средневзвешенной для зоны активного загрязнения (ЗАЗ) ве­личины a_Mi используется формула

1 *

<г.=7-2>.^> (³-⁷³)

где F_t—площадь территории /-го типа в составе ЗАЗ.

Для организованных источников выброса, которыми являются резервуары

(3.74)

Таблица 3.28—Значение показателя a_Mi над территориями различных типов

Тип загрязняемой территории	Величина аМ1
Курорты, санатории, заповедники, заказники	10
Пригородные зоны отдыха, садовые и дачные кооперативы	8
Населенные пункты с плотностью населения п чел./га	0,1л
Территория промышленных предприятий (включая защитные зоны) и промышленных узлов	4
Леса:
1-я группа	0,2
2-я группа	0,1
3-я группа	0,025
Пашни
южные зоны (южнее 50° с. ш.)	0,25
центрально-черноземные районы, Южная Сибирь	0,15
прочие районы	0,1
Сады, виноградники	0,5
Пастбища, сенокосы	0,05

При выборе a_Mi необходимо учитывать также, что:

1. для центральной части городов с населением свыше 300 тыс. чел. незави­ симо от плотности населения о_лп = 8;

2. для орошаемых земель, садов, виноградников, сенокосов величины а_м1 надо брать увеличенными в 2 раза по сравнению с приведенными в табл. 3.28.

Для одиночного резервуара расчетная высота устья источника выброса принимается равной высоте его стенки, а для группы резервуаров находится как средневзвешенная величина

(3.75)

где Н _t—высота резервуара о&ьемом V_pi; n_p—число резервуаров в группе.

168

169