Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций

даменты под стенку, рекомендованные в типовых разработках, представляют собой тонкую монолитную или сборно-монолитную кольцевую плиту шириной 1 м и толщиной не более 20 см. Такая конструкция фундамента обеспечивает устойчивость только прифундаментного слоя (подсыпки), практически не увеличивая жесткости узла сопряжения днища со стенкой, и не влияет на не­ равномерность осадки основания резервуара.

Неравномерная осадка основания и фундамента и вызванное этим искажение геометрической формы днища и стенки резерву­ ара являются проблемой, требующей решения.

Вертикальные стальные резервуары являются сложными ин­ женерными сооружениями, чрезвычайно чувствительными к не­ равномерным осадкам оснований, которые вызывают перекосы, крен и изменение формы резервуара. При превышении допусков они становятся непригодными для эксплуатации и требуют выпол­ нения работ по реконструкции.

В ОАО "Гипротрубопровод" был разработан новый проект свайно-монолитного фундамента, представленный на рис. 2.36. Этот тип основания, как показала практика эксплуатации в тече­ ние 3 лет двух резервуаров, наилучшим образом противостоит всем несовершенствам нестабильных грунтов этой площадки.

Предотвращение образования и удаление уже образовавшихся нефтеосадков из резервуаров

Практика эксплуатации резервуаров типа РВС объемом 10000 — 50000 м3 показала малую эффективность работы действу­ ющих систем размыва донных отложений нефти, принцип дей­ ствия которых основан на веерном струйном нефтяном потоке че­ рез стационарно установленные головки. При этом средний уро­ вень отложения парафина составил 0,7 —1,2 м или 6 — 18 % от рабо­ чего объема резервуара. Проблема снижения полезного объема резервуара является весьма актуальной.

Основными причинами низкой эффективности систем раз­ мыва являются:

применение устаревших малоэффективных систем с фикси­ рованной шириной щели размывающей головки диаметром 150 — 300 мм, установленных, как правило, по три на резервуарах вме­ стимостью 10000 м3;

отсутствие на некоторых НПС системы внутрипарковой пере-

102

осадков в резервуарах с понтонами, так как замер осадка осуще­ ствляется только через замерный люк, установленный на направ­ ляющей трубе, и отражает уровень осадка только в этой трубе.

Низкая эффективность работы размывающей системы приво­ дит с одной стороны к значительным материальным затратам на очистку резервуаров, снижению полезной емкости, а с другой сто­ роны — создает условия зарождения и развития язвенной корро­ зии элементов днища и стенки резервуара.

С учетом отечественного и зарубежного опыта эксплуатации резервуаров для хранения нефти в целях гомогенизации нефте­ продуктов, а также предотвращения образования донных отложе­ ний в них рекомендовано применение мешалок.

Для перемешивания больших объемов в настоящее время предлагаются мешалки типа "погруженное сопло", а также лопаст­ ные мешалки в диффузоре. На практике обычно применяют лопа­ стные мешалки с боковым вводом.

При насыщении придонной области резервуара нефтеосадками количество мешалок на резервуар и их мощность следует уточнять.

Требуемую скорость движения нефти в придонном слое дос­ тигают установкой на резервуар специальным образом необходи­ мого количества мешалок оптимальной мощности.

В связи с большой емкостью резервуаров для хранения нефти (от 10 до 50 тыс. м3) для реализации эффективного перемешивания требуются мешалки большой мощности (12 кВт и более) со специ­ ально спрофилированными винтами.

Мешалки такого типа разработаны в рамках программы кон­ версии ГРЦ "КБ им. академика В. П. Макеева", изготовлены по ко­ операции с оборонными предприятиями и успешно применяются с 1998 г. на нефтеперерабатывающих предприятиях Башкортоста­ на при изготовлении мазута и моторных масел (рис. 2.37).

Аналогичную проблему с применением турбулентных лопаст­ ных мешалок решают в ОАО "Центрсибнефтепровод" (г. Томск), предлагая достаточно эффективную систему размыва донных осадков, основанную на эффекте затопленной струи (рис. 2.38).

За рубежом оборудованием резервуаров для хранения нефти мешалками с целью предупреждения накапливания донных отло­ жений занимается фирма "PREMATECHIC" (Германия). Эта фирма устанавливает мешалки на резервуары емкостью до 100000 м3.

104

2.5.УЧЕТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

2.5.1.Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов

Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов (далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подраз­ деляют на прямые и косвенные.

Реализация прямых методов заключается в определении мас­ сы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков, расходомеров с интеграторами.

Косвенные методы, в свою очередь, подразделяют на объем­ но-массовый и гидростатический.

Объемно-массовый метод. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема (V) и плотности (р) продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по темпера­ туре и давлению), определению массы брутто продукта как произ­ ведения значений этих величин и последующего вычисления мас­ сы нетто продукта по формуле

где Мбр — масса брутто продукта, т; Vpt — объем продукта, м3;

ppt — плотность продукта, приведенная к условиям измере­ ния объема, т/м3.

Плотность продукта измеряют или поточными плотномерами, реализованными на различных физических принципах, или арео­ метрами для нефти и нефтепродуктов в условиях аналитической лаборатории по объединенной (среднесменной) пробе, отобран­ ной, например, автоматическим пробоотборником, с последую­ щим ее перемешиванием перед измерением плотности. Темпера­ туру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема измеряют соответственно термометрами и манометрами.

Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рас­ считывают их массу. Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти в соответствии с действующими стандартами, техническими условиями (ТУ) и другими нормативными документами.

106

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам анализов объединенной (средне­ сменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории.

Массу нетто нефти (нефтепродукта) при учетно-расчетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта

На магистральных нефтепроводах, имеющих узлы учета неф­ ти (УУН), оборудованные преобразователями расхода, поточными преобразователями плотности и блоками измерения параметров качества (БИК) и (или) системы измерения количества и качества нефти (СИКН), массу нетто нефти определяют по формуле

где Mg’ — масса брутто нефти, зарегистрированная на цифро­ печатающем устройстве (ЦПУ), а при его отказе опре­ деленная по показателям центрального блока обра­ ботки информации (ЦБОИ), т;

Мб — масса балласта, т, определенная по формуле

Wm — массовая доля механических примесей в нефти, %; WB — массовая доля воды в нефти, %;

Wxc — массовая доля хлористых солей в нефти, %.

В зависимости от способа измерения объема продукта объем­ но-массовый метод подразделяют на динамический и статиче­

ский.

Динамический метод применяют при измерении массы про­ дукта непосредственно на потоке в нефте- и нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобра­ зователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продук­ та в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

107

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью граду­ ированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической из­ мерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.

Гидростатический метод. При применении гидростатическо­ го метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части ре­ зервуара на уровне, относительно которого производят измере­ ния, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения. При этом формула для определения массы продукта М имеет вид:

относительно уровня отсчета, Па; Нр — расчетный уровень наполнения, или уровень, относи­

тельно которого производят измерение, м;

Fcp(Hp) — средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц на резервуар;

g — ускорение свободного падения.

Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять по двум вариантам:

как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции (используя вышеизложенный метод);

как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сече­ ния части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, делен­ ное на местное ускорение силы тяжести.

Измерение гидростатического давления столба продукта про­ изводят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта.

Для определения средней площади сечения части резервуара с помощью металлической измерительной рулетки, метроштока или уровнемера измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычи­ сляют соответствующие этимуровням средние площади сечения.

108

2.5.2. Погрешности измерений

Различают истинные значения физических величин и их эмпирические оценки — результаты измерений.

Истинные значения физических величин — это значения, идеальным образом отражающие свойства данного объекта как в количественном, так и в качественном отношении. Они являют­ ся той абсолютной истиной, к которой мы стремимся, пытаясь вы­ разить ее в виде числовых значений.

Результаты измерений являются продуктами нашего позна­ ния. Представляя собой приближенные оценки значений вели­ чин, найденных путем измерения, они зависят не только от этих оценок, но еще и от методов измерения, технических средств, с помощью которых проводятся измерения, и свойств органов чувств наблюдателя, осуществляющего измерения.

Отклонение результатов измерения х от истинного значения Q измеряемой величины называется погрешностью измерения:

А = х — О.

Но поскольку истинное значение О измеряемой величины не­ известно, приходится в формулу вместо истинного значения под­ ставлять так называемое действительное значение.

Под действительным значением физической величины пони­ мают ее значение, найденное экспериментально и настолько при­ ближающееся к истинному, что для данной цели оно может быть использовано вместо него.

Погрешности измерений в отношении характера и причин их появления делят на систематические и случайные. Кроме того, в процессе измерения могут появиться очень большие (грубые) погрешности и могут быть допущены промахи. И те, и другие, как правило, отбрасывают и при обработке результатов измерений не учитывают.

Систематическими называют погрешности измерений, оста­ ющиеся постоянными или изменяющиеся по определенному зако­ ну при повторных измерениях одной и той же величины. Они мо­ гут быть изучены, и тогда результат измерения может быть уточ­ нен либо путем внесения поправок (если значения этих погрешно­ стей определены), либо путем применения таких способов изме­ рения, которые дают возможность исключить влияние системати-

109

ческих погрешностей без их определения. Результаты измерения тем ближе к истинному значению измеряемой величины, чем мень­ ше оставшиеся неисключенными систематические погрешности.

Случайными называют погрешности измерений, изменяю­ щиеся случайным образом при повторных измерениях одной

итой же величины. Действительно, производя со всей тщательно­ стью повторные измерения, обнаруживают нерегулярные рас­ хождения результатов измерений, обычно в последних двух —трех значащих цифрах. Случайные погрешности не могут быть исклю­ чены из результатов измерений подобно систематическим по­ грешностям. Однако при проведении повторных измерений одной

итой же величины методы математической статистики позволяют несколько уточнить результат измерения, так как для искомого значения измеряемой величины можно найти более узкий довери­ тельный интервал, чем при проведении одного измерения.

Промахами и грубыми погрешностями называют погрешно­ сти измерений, существенно превышающие оправдываемые объ­ ективными условиями измерений систематические или случай­ ные погрешности. Как правило, результаты измерений, содержа­ щие промах, не принимаются во внимание. Причинами промахов обычно являются ошибки наблюдателя. Причинами грубых по­ грешностей могут являться неисправность измерительной аппара­ туры, резкое изменение условий измерений и другие случайные

воздействия. Обнаружить промах бывает не всегда легко, особен­ но при единичном измерении. Кроме того, результат промаха ока­ зывается иногда таким, что бывает трудно решить, является ли это промахом или большой случайной погрешностью.

Таким образом, мы имеем два типа погрешностей измерения: а) случайные (в том числе грубые погрешности и промахи), из­ меняющиеся случайным образом при повторных измерениях од­

ной и той же величины; б) систематические погрешности, остающиеся постоянными

или закономерно изменяющиеся при повторных измерениях.

В процессе измерения оба вида погрешностей проявляются одновременно, и погрешность измерения можно представить в виде их композиции:

Л = 5 + 0,

где 6 — случайная; 0 — систематическая погрешности.

110