
- •Введение в1. Понятие, назначение и место нефтехранилища и азс
- •В2. Краткая история развития, современное состояние, перспективы системы нефтепродуктообеспечения
- •Основные сведения по нб
- •Типы, группы и категории нб
- •Производственные операции нб
- •Объекты нб. Генплан нб. Размещение объектов.
- •Технологическая схема нб
- •Основная рабочая обязательная документация нб
- •Краткая характеристика свойств нефтепродуктов
- •Ж/д нефтегрузовые операции
- •Ж/д тупики, эстакады, цистерны
- •Сливо-наливные устройства
- •Типовые схемы (системы) слива-налива ж/д цистерн
- •Расчет сливо-наливного фронта
- •Гидравлический расчет напорных сливо-наливных коммуникаций и других технологических т/п.
- •Гидравлическая характеристика т/п
- •Совмещенная характеристика т/п и насосов.
- •Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки
- •Расчет гибких шлангов и рукавов
- •Расчет коллекторов
- •Расчет безнапорных т/п
- •Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе
- •Использование эжекторов
- •Определение продолжительности сливо-наливных операций
- •Резервуарные парки
- •Определение вместимости резервуарного парка
- •Классификация резервуаров
- •Стальные резервуары низкого давления
- •Резервуары вертикальные стальные (типа рвс)
- •Оборудование резервуаров типа рвс
- •Противопожарное оборудование;
- •Приемо-раздаточное оборудование.
- •Дыхательное оборудование резервуаров
- •Механические дыхательные клапаны
- •Огневые предохранители (пламегасители)
- •Предохранительные клапаны (пк)
- •Указатели уровня нефтепродукта
- •Противопожарное оборудование
- •Пенокамеры
- •Прочее оборудование резервуара
- •Пример расчета резервуарного оборудования
- •Уменьшение потерь нефтепродуктов при технологических операциях
- •Источники и классификация потерь нефтепродуктов (нефти)
- •Причины потерь от испарения
- •О параметрах газовой смеси в резервуарах
- •Определение потерь от испарения при вентиляции газового пространства
- •Определение потерь от испарения при «малых дыханиях» резервуара
- •Подогрев нефтепродуктов
- •Использование теплоты на нефтебазах
- •Источники теплоты и теплоносители
- •Теплоиспользующее оборудование (теплообменники)
- •Способы и средства подогрева нефтепродуктов
- •Определение вероятной температуры нефтепродукта в конце хранения или транспортировки
- •Определение конечной температуры подогрева
- •Расчет подогревателей
- •Учет нефтепродуктов
- •Методы измерения количества нефтепродуктов
- •Градуировка (калибровка) резервуаров и цистерн
- •Замер уровня нефтепродукта для определения объема заполненной части емкости
- •Определение плотности нефтепродукта
- •Водные перевозки
- •Нефтеналивные суда
- •Нефтяные гавани и причальные устройства
- •Сливо-наливные устройства и операции
- •Автомобильные перевозки нефтепродуктов
- •Средства транспортировки
- •Сливо-наливные устройства
- •Автозаправочные станции (азс)
- •Общие сведения по азс
- •Топливно раздаточные колонки
Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе
При движении нефтепродуктов, обладающих высоким давлением насыщенных паров в трубах возможна потеря устойчивости работы т/п под которой понимается разрыв струи (разрыв потока). Такое явление может иметь место при верхнем самотечном сливе, при верхнем механизированном сливе, во всасывающих т/п насосов магистральных нефтепроводов, при использовании так называемых сифонных т/п. В сифонном т/п какая-то часть находится выше уровня жидкости в соединяемых им резервуарах.
Условием устойчивой работы вышеперечисленных т/п является следующее: Рост>Рн.п.(Ps). Давление насыщенных паров у сырых нефтей и бензинов может достигать 500 и более мм.рт.ст. Предельная высота сливного стояка при которой не происходит образование газовых мешков определяется из следующего соотношения:
Hc=((рa-рs)/ρg) – hc,
где Hc – высота стояка, рa – атмосферное давление, hc – потери напора в стояке до наивысшей его точке. Проверку обеспечения этого условия для наглядности произведем графоаналитическим способом для следующих наихудших условий – минимальное атмосферное давление, максимальная температура перекачки, наинизший уровень нефтепродукта в сливаемой цистерне или резервуаре. Схема слива представлена ниже на рисунке 3(схема слива ж/д цистерн).
где 1 – котел цистерны, 2 – стояк, 3 – нижнее сливное устройство, 4 – центробежный насос, 5 – резервуар, 6 – фильтр, 7 – рукав (шланг), 8 – поворотная муфта, 9 – нижний сливной прибор цистерны, 10 – коллектор.
На первом этапе расчета от минимального уровня нефтепродукта (примем нижнюю образующую) откладываем вверх располагаемый напор На=ра/ρg. Далее определяют потери напора в отдельных участках стояка по формулам и затем откладывают эти потери от На вниз. Если линия упругости паров пересекает стояк (т/п) в какой либо точке, то в этой точке возможно образование газового мешка, если пересечения нет, то коммуникация будет работать устойчиво. Для предотвращения образования газового мешка можно сделать следующее:
изменить конструкцию стояка;
уменьшить потери напора (например, за счет увеличения диаметра труб);
приблизить насос к фронту слива;
обеспечить подпор в начале сливной коммуникации (например, поставить эжектор);
в эксплуатационных условиях сливать при пониженной температуре (например, ночью).
Использование эжекторов
Эжекторы (или струйные насосы) используются на нефтебазах для обеспечения слива нефтепродуктов с высокой упругостью паров, при зачистке резервуаров для откачки осадка и вообще для перекачки жидкостей с механическими примесями. При оборудовании резервуаров системой улавливания и конденсации легких фракций также используются эжекторы (эжекторная герметизированная система хранения).
Схема эжектора представлена на следующем рисунке.
где 1 – диффузор, 2 – приемная камера с конфузором, 3 – конический насадок, 4 – т/п рабочей жидкости.
Эжектор должен быть погружен в жидкость и может располагаться как вертикально, так и горизонтально. Эжектор погружается в подсасываемую жидкость. По т/п 4 подается рабочая жидкость – тот же самый нефтепродукт с расходом Qp. При выходе из сопла рабочей жидкости с большой скоростью струя захватывает собой частицы подсасываемой жидкости. Образовавшаяся зона разряжения в районе сопла способствует подсасыванию откачиваемой жидкости из цистерны или резервуара. В зависимости от конкретных условий используется несколько схем обвязки эжекторов. Например схема 5а.
где 1 - цистерна, 2 – эжектор, 3 – насос, 4 – резервуар.
В этой схеме эжектор используется самостоятельно для получения требуемого расхода выкачки и напора. Она используется при небольшой величине ΔZ и небольшой длине т/п.
Вторая схема.
Эжектор используется совместно с основным центробежным насосом 3. Вспомогательный насос 5 подает только расход рабочей жидкости Qp. При такой обвязке возможна значительная длина перекачки и значительное положительное значение ΔZ. В этом случае эжектор создает только подпор на входе основного насоса.
Схема 5в – схема обвязки с одним основным насосом, в которой эжектор также создает подпор на входе основного насоса. В данном случае основной центробежный насос должен быть достаточно мощным, чтобы дополнительно обеспечить подачу рабочей жидкости на эжектор. При необходимости расчет эжекторов можно найти в специальной литературе.