Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

12.РАСЧЕТ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ

ИНЕФТЕПРОДУКТОВ

12.1. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов от «малых дыханий»

Потери от «малых дыханий» в результате температурных изменений газового пространства определяют при известных значениях концентрации С бензиновых паров по формуле

концентрации паров нефтепродукта в смеси при температуре Т1

и Т2, C1 = Py1 и C2 = Py2 ; Р1 и Р2 – давление в газовом простран-

P1 P2

стве резервуара, соответствующее давлению в дыхательном

и клапана давления; Ру1 и Ру2 – упругость паров нефтепродукта (бензина) при температуре Т1 и Т2; Мб – молекулярная масса па-

ров бензина (Мб = 60 + 0,3 · Тн.к + 0,001 · Тн2.к или Мб = 22,4ρ),

кг/кмоль; Тн.к – температура начала кипения нефтепродукта, К; R – универсальная газовая постоянная, R = 8314 Дж/(кмоль·К);

111

Т1 и Т2 – минимальная и максимальная температуры газового пространства в течение суток.

Потери от «малых дыханий» при ориентировочных расчетах с 1 м3 газового пространства «атмосферных» резервуаров при изменении температуры газа на 1 °С принимают Gм.д ≈ ≈ С/90 кг/(м3 · °С), а при изменении барометрического давления на 1 Па GмР.д = 0,44 С кг/(м3 ·Па), где С – концентрация паров.

Потери от «малых дыханий» в результате колебаний атмосферного давления в связи с малыми значениями обычно в практических расчетах не учитываются. При ориентировочных расчетах потерь от «малых дыханий» также пользуются эмпирической формулой:

фициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для алюминиевой краски k0 =1, для белой краски k0 = 0,75, для неок-

рашенной поверхности k0 =1,25).

Формула (12.3) получена для условий, когда среднесуточное колебание температуры воздуха в течение года ∆в = 9 °С. При других значениях ∆в потери пропорционально увеличиваются или уменьшаются [40].

12.2. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий»

Потери от «больших дыханий» за одно дыхание из «атмосферных» резервуаров определяют:

112

13. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРОВ

К элементарному механическому расчету резервуаров относится в основном расчет стенки резервуара, зависящий от гидростатического давления хранимой жидкости. Толщина днища и крыши резервуара обычно принимается исходя из технологии строительства и конструктивных соображений. Резервуары рассчитываются по методике предельных состояний с учетом коэффициентов однородности k, перегрузки n и условий работы m. За предельное состояние принимается такое состояние конструкции, при котором она перестает удовлетворять предъявляемым к ней эксплуатационным требованиям, т.е. теряет способность сопротивляться внешним воздействиям, получает недопустимую деформацию или местное повреждение.

Коэффициент однородности стали, характеризующий изменчивость ее свойств, используют при определении расчетного сопротивления R путем умножения k на нормативное сопротивление стали Rн. В частности, для углеродистых сталей принимают k = 0,85, а для низколегированных сталей k = 0,8.

Значения коэффициентов перегрузки и условий работы нормируются СНиП II-В.3–62. Например, коэффициент перегрузки n для гидростатического давления принимается равным 1,1 и для избыточного давления и вакуума – равным 1,2. Коэффициент m, учитывающий характер работы конструкции и понижающий значение расчетного напряжения σр (σр = m · k · Rн) для стенки резервуара принимается равным 0,8. Для строительных сталей нормативное сопротивление принимают равным наименьшему значению предела текучести σт.

Основной нагрузкой при расчете стенки резервуара низкого давления на прочность является гидростатическое давление жидкости с плотностью ρ. От этой нагрузки в стенке возникают кольцевые напряжения. В резервуарах низкого давления в газовом пространстве может образоваться избыточное давление до

114

2000 Па. На высоте x от уровня жидкости на стенку резервуара действует гидростатическое давление [40]

Рх = ρ g x.

Полное давление на стенку резервуара (на уровне x) с учетом избыточного давления

P = Рх + Pи = ρ g x + Pи.

Кольцевое усилие в стенке резервуара, возникающее под действием полного давления, определяется по формуле

N = P r,

или с учетом значения полного давления и коэффициента перегрузки

N = (n1 ρ g x + n2 Pи) r,

где n1 – коэффициент перегрузки для гидростатического давления жидкости; n2 – коэффициент перегрузки для избыточного

давления и вакуума; r – радиус резервуара.

Расчет корпуса вертикального цилиндрического резервуара выполняется с соблюдением следующего неравенства:

N ≤ Nпред,

где N – расчетное усилие; Nпред – расчетная предельная несущая способность стенки корпуса резервуара.

Поскольку

N = (n1 ρ g x + n2 Pи) r = P r,

Nпред = m R δ,

следовательно,

(n1 ρ g x + n2 Pи ) r ≤ m P δ.

Откуда толщина стенки резервуара:

115

Толщина листов от пояса к поясу (от нижнего к верхнему) уменьшается, поэтому эпюра толщин корпуса резервуара имеет ступенчатый вид.

Определение вместимости резервуарных парков нефте-

баз. Наиболее точно вместимость резервуарного парка нефтебазы определяется по графикам поступления и отгрузки нефтепродуктов, составленным на основании фактических данных за 2–3 года, с учетом страхового запаса. Для каждого сорта нефтепродукта необходимый объем резервуаров

Qгод

Vi = 100i (∆Vmaxi −∆Vmini +∆Viст ),

где Qiгод – годовая реализация i-го нефтепродукта, м3; ∆Vmaxi , ∆Vmini – соответственно максимальный и минимальный суммарный остаток i-го нефтепродукта, за год, %; ∆Viст – величина

страхового запаса i-го нефтепродукта, %.

Рекомендуемые нормы страхового запаса для распределительных нефтебаз в зависимости от географического положения и надежности транспортных связей следует принимать в процентах от среднемесячной потребности нефтепродуктов (табл. 13.1)

Таблица 13.1 Нормы страхового запаса нефтепродуктов

116

Таблица 13.3

Значения коэффициентов неравномерности потребления нефтепродуктов

Для водных (речных) нефтебаз с поступлением нефтепродукта только в навигационный период

где Qiмп – межнавигационная потребность в i-м нефтепродукте

(при завозе 1 раз в год – годовая потребность); Для трубопроводных нефтебаз

где Qiот – объем i-го нефтепродукта, отбираемый по отводу, м3/год; Ni – годовое число циклов, с которым работает отвод; qmax – максимальный из возможных расходов нефтепродукта в отводе, м3/ч.

118

14.ПРОДУКТОПРОВОДЫ

14.1.Развитие продуктопроводного транспорта в России

Первые нефтепродуктопроводы в России были построены

в1879–1880 гг. для перекачки подогретых нефтяных остатков

вБаку, Москве, Туле и Нижнем Новгороде. Традиционно нефтепереработка в России была сосредоточена в Баку. К концу 80-х гг. прошлого века пропускная способность железных дорог стала недостаточной и было принято решение о строительстве керосинопровода Баку – Батуми протяженностью 835 км, диаметром 203 мм. Трубопровод строился 10 лет с 1897 по 1906 г., вводился в эксплуатацию поэтапно. Это был самый крупный керосинопровод в мире, с 1927 г. стал работать как нефтепровод. В 1928–1932 гг. был построен крупный нефтепродуктопровод Армавир – Трудовая диаметром 300 мм, протяженностью 486 км, с двумя перекачивающими станциями. Впервые в мировой практике на этом строительстве была применена электродуговая сварка. В 1932 г. трубопровод был подключен к нефтепроводу Грозный – Туапсе для перекачки тракторного керосина. Общая длина нефтепродуктопровода составила 880 км. В 1942 г. для спасения Ленинграда восточный и западный берега Ладоги были соединены подводным бензопроводом. В 1950 г. был введен в эксплуатацию трубопровод для перекачки светлых нефтепродуктов Уфа – Омск – Новосибирск диаметром 350 мм, протяженностью

1177 км. Действует продуктопровод Нижнекамск – Одесса. В 1990 г. был запущен в работу продуктопровод Уфа – Салават. После аварии под Уфой продуктопровод не действует. В 2003 г. построен трубопровод от Перми до Уфы.

Протяженность нефтепродуктопроводов (тыс. км) с 1950 по 2004 г. изменилась следующим образом: 1950 – 1,5; 1955 – 3,1; 1960 – 4,3; 1965 – 6,3; 1970 – 7,6; 1975 – 9,0; 1980 – 10,3; 1985 – 16,4; 2004 – 20,02.

119

В табл. 14.1, 14.2 показано, как использовались продуктопроводы в общем транспорте нефтепродуктов в СССР и США в 1985 г.

Таблица 14.1

Доля использования продуктопроводов в транспорте нефтепродуктов в СССР в 1985 г.

Таблица 14.2

Использование трубопроводного транспорта для перекачки нефтепродуктов в США в 1985 г.

Проектирование, строительство нефтепродуктопроводов ведется так же, как и нефтепроводов. Состав сооружений линейной части продуктопроводов, их классификация по диаметру и категории отдельных участков не отличаются от нефтепровода.

120