книги / Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов

•)Для удобства сопоставительных расчетов эта величина равна разности факти­ ческой стоимости резервуара с плавающей крышей и стоимости резервуара со стационарной кровлей.

Таблица 10.12

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

379

газовой фазы; L —расстояние между крайними резервуарами, м; ДР - расчетный перепад давления в ГУС, Па.

Величина Gmax соответствует максимальному расходу откачки бензина из резервуаров. Расчетный перепад давления рекомендует­ ся принимать равным 1000 Па. В качестве v и р следует брать соот­ ветствующие параметры воздуха, т. к. это наихудший случай с точки зрения расчета D.

При определении протяженности трубопроводов ГУС необхо­ димо исходить из противопожарных требований к размещению ре­ зервуаров. Согласно СНиП резервуары в резервуарных парках раз­ мещаются группами. Их общая емкость в одной группе должна быть не более: резервуаров с плавающей крышей или понтоном 200000 м3 при применении резервуаров емкостью 50000 м3; резервуаров со с- тационарной крышей - 120000 м3 при хранении нефти и нефтепро­ дуктов с температурой вспышки выше 45 °С и 80000 м3 - при хране­ нии нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже. Общая площадь «зеркала» группы подземных резервуаров не должна превышать 14000 м3.

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

тяженность коллектора LK ГУС принимается равной расстоянию между центрами крайних резервуаров, а длина каждого отвода LOTсумме высоты резервуара и расстояния от его центра до коллектора.

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

Если схема размещения и расстояние между резервуарами неиз­ вестны, то ориентировочно затраты на сооружение ГИС можно при­ нять по табл. 10.13.

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

Обобщенная цена 1 тонны нефти (нефтепродукта) находится как

380

ie crH0оптовая цена 1 т нефти (нефтепродукта); енснормативный оэффициент эффективности сопряженных капитальных затрат нс« ен; Цс - общая сумма сопряженных удельных капиталовложеий, складывающаяся из удельных капитальных вложений на добычу транспорт нефти, а для бензинов - также на производство 1 т бенина и ее транспорт; ст0 с - экономическая оценка ущерба, причинямого испарением 1 т нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух.

Таблица 10.13

дельные затраты на сооружение газоуравнительной системы в рублях на один резервуар, включенный в ГУС)

ыя бензинов: Аи-93, Аи-95, Аи-98-520 руб/ т, А-72, А-76-390 руб/т. Величины сопряженных удельных капиталовложений таковы фуб год/т): нефтедобыча - 325,5; транспортировка нефти - 81,5; «фтепереработка - 86,0; транспортировка нефтепродуктов - 11. Соответственно, для резервуаров головной НС нефтепровода Цс=325,5 эубгод/т; для резервуаров промежуточных НС нефтепровода и сызьевого парка НПЗ Цс=407,0 руб год/т; для товарного парка НПЗ 1 головной НС магистрального нефтепродуктопровода Цс=493 руб—

тзд/т; для резервуаров нефтебаз Цс=504 руб год/т.

381

Таблица 10.14

Значение показателя с ы! над территориями различных типов Тип загрязняемой территории

Курорты, санатории, заповедники, заказники Пригородные зоны отдыха, садовые и дачные кооперативы Населенные пункты с плотностью населения п (чел/га)

Территория промышленных предприятий (включая защитные зоны) и промышленных узлов

Леса:

1-я группа

2-я группа

3-я группа Пашни:

южные зоны (южнее 50° с. ш.) центрально-черноземные районы, Южная Сибирь прочие районы

Сады, виноградники Пастбища, сенокосы

2) для орошаемых земель, садов, виноградников, сенокосов величи­ ны a Mi надо брать увеличенными в 2 раза по сравнению с приве­ денными в табл. 10.10.

§10.6. Истечение нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и резервуаров

Расход нефти (нефтепродукта), вытекающей че­ рез отверстия в стенке нефтепроводов и резервуаров, описывается формулой

пор, под действием которого происходит истечение.

В общем случае величина коэффициента расхода зависит от формы отверстия, толщины стенки сооружения, числа Рейнольдса для условий истечения, а также среды, в которую вытекает жидкость. Стенка считает­ ся тонкой, если ее толщина в 5 и более раз меньше диаметра отверстия.

383

При истечении маловязких жидкостей через отверстие в тонкой стенке величина коэффициента расхода может быть найдена по од­ ной из формул

— приЯе<25 48

Re

---------------- при25 < Re < 300

<1,5 + 1,4-Re

(10.75)

0,592 + -^-приЗОО < Re <10000

Re

0,592 + -^ -n p n R e >10000 Re ’

Для нефтегазоконденсатных смесей получены следующие зави­ симости:

—истечение в атмосферу и воду

истечение в водонасыщенныи грунт

106 exp (-R e 1 O'*)

Цр ~ 1640000 - 2,15 R e- (212000 - 2,67 Re)kT0 + (7500 - 0,733 Re)k*0 ’

(10.77)

где amo...am5 - числовые коэффициенты, величина которых зависит от -

толщины стенки и среды, в которую происходит истечение (табл. 10.15); Re - число Рейнольдса для условий истечения

_ L\/2gA H

(10.78)

V

L’ - характерный линейный размер отверстия

Крпериметр отверстия; к^,- коэффициент, учитывающий форму отвер­ стия: 1^= 0 - для ромба, 1^= 1 - для круга, 1^= 2 - для прямоугольни­ ка, 1^= 3 —для треугольника; v - кинематическая вязкость жидкости.

384

Таблица 10.15

- для разрывов заводских продольных и спиральных швовдлиной £р и ши­

риной Ьр, а также для разрывов по основному металлу тех же размеров

Напор, под которым происходит истечение, находится в зави­ симости от конкретных условий.

Если истечение происходит из резервуара или простаивающего трубопровода через малое отверстие, когда потерями напора при

где Н ,, Н2 напор жидкости соответственно в начальный и конечный моменты времени.

Для резервуаров и трубопроводов с суфлирующим отверстием (или вантузом) Н; равно превышению уровня жидкости над местом рас­

положения отверстия Z0 в соответствующий момент времени, т. е.

Н, = z* - z0.

Если воздух в трубопровод (над поверхностью жидкости) не по­

где Ps - давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) при температуре перекачки.

Средний расход, с которым нефть вытекает из работающего тру­ бопровода, вычисляется по формуле (10.74), в которой

где AZXразность нивелирных отметок места разгерметизации тру­ бы и головной насосной станции; х - расстояние до места утечки от начала трубопровода; nj - число насосных станций, расположен­ ных на участке длиной х; Q - производительность трубопровода при наличии утечки

386

Нетрудно видеть, что задача определения Qy в данном случае решается методом последовательных приближений. Для инженер­ ных целей, учитывая малость Qy, можно рекомендовать следующий алгоритм. Полагая (р = 0, по формуле (10.89) находится первое при­ ближение Q, по формуле (10.88) - первое приближение ДН и далее по формуле (10.74) - первое приближение Qy. Уточнив величину ср, расчет повторяют. Для нахождения Qy с заданной точностью доста­ точно 2...3 итераций.

§10.7. Расчет безвозвратных потерь разлившейся нефти

Несмотря на все усилия по сбору разлившейся нефти определенная ее часть все-таки теряется вследствие испаре­ ния, инфильтрации в грунт и несовершенства средств сбора.

Потери нефти от испарения с поверхности грунта и воды вычис­ ляются по формуле

А ,Ф р ( 2 - ^ ) - Ь ? л - й + т ’

где Фр - массовая доля в нефти углеводородов, выкипающих до 200 °С; т - продолжительность испарения, ч; соь —скорость ветра наповерхности испарения, м/с; hHп - средняя высота слоя испаряю­ щейся нефти, м; tHn - средняя за период испарения температура нефти, °С; А0, А,, В0, В,, В2 - постоянные числовые коэффициенты,

величина которых зависит от условий испарения (табл. 10.16).

При отсутствии экспериментальных данных по разгонке нефти массовая доля углеводородов, выкипающих до 200 °С, может быть найдена по эмпирической формуле

где (1 ^3 , (J323 - динамическая вязкость нефти при температурах

293 К и 323 К соответственно.

387

Таблица 10.16

Рекомендуемые величины числовых коэффициентов в формуле (10.91)

где Vy, Vc —соответственно объем утечки и объем собранной нефти в результате аварийно-восстановительных работ); SHп —площадь не­ фтяного пятна (зеркала нефти); Ьн п- средняя высота слоя испаряю­ щейся нефти

V

kh - расчетный коэффициент

(10.95)

кф, шп - соответственно коэффициент фильтрации и пористость грун­ та (табл. 10.17); тф - продолжительность фильтрации, тф« т р.

Для оценки площади нефтяного пятна можно воспользоваться одной из следующих зависимостей:

—на горизонтальной поверхности

на наклонной поверхности (0<9<2,5град)

388