Размеры флотаторов

Показатели	Расход, м3/ч (, М*/Ч
	100	200	400	600	800	1000
Диаметр флотационной камеры Dф, м Высота флотационной камеры Нф, м Глубина переходной зоны Нп, м Глубина отстойной зоны Но, м Диаметр отстойной зоны Dо,м Диаметр подводящей трубы и вращающейся пяты dп, м Количество труб водораспределителя, шт. Количество сопел на каждой трубе водораспределителя, шт Диаметр сопел dc, м	1,9 1,8 1,2 0,8 4 0,15 6 6 0,038	2,7 1,8 1,2 0,8 5,6 0.2 6 6 0,05	3,8 1.8 1.2 0,8 8,0 0,25 6 7 0,08	4.6 1,8 1,5 0,8 9,8 0.35 6 8 0,08	5,4 1,8 1,5 0,8 11,2 0,4 6 10 0,08	6,0 1,8 1,5 0,8 12,6 0.45 6 12 0.08

§ 4. Замер и учет нефтепродуктов

Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным.

При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах.

По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера.

Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Калибровка резервуаров

Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей:

1. с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный (замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой емкости;

2. при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объемный расходомер с известной шкалой погрешности;

3. путем непосредственного обмера резервуаров.

Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие), то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D.

Тогда общий объем резервуара

где п — число поясов; V_i — объем одного пояса.

Высоту h каждого пояса резервуара и толщину δ листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса

где S₂ — измеренный периметр окружности второго пояса.

В резервуарах телескопической сборки: D₁= D; D₂ = D – 2δ₂; D₃ = D – 2 (δ₂ + δ₃) и т. д.

Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим расположением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см вы­соты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого пояса.

В резервуарах со ступенчатым расположением поясов внутренние диаметры всех нечетных поясов равны и соответствуют величине D, т. е. D₁ = D₃ = D₅ = D₇ = D, а внутренние диаметры четных поясов вычисляются так: D₂ = D₁ – 2δ₂; D₄ = D₁ – 2δ₄; D₄ = D₆ – 2δ₆ и т. д.

Емкость резервуара со ступенчатым расположением поясов обычно рассчитывают по среднему внутреннему диаметру:

где п — число поясов в корпусе резервуара.

Полный объем резервуара в этом случае

где Н — полная высота цилиндрической части резервуара.

Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.

Методика составления калибровочных таблиц для горизонтальных цилиндрических резервуаров отличается от вышеизложенных и основана на вычислении коэффициентов площадей. Сущность этого метода может быть показана на конкретном примере. Выделим в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с плоскими днищами элементарную полоску высотой dy и шириной 2х (рис. 5.12), имеющую площадь df = 2xdy.

Рис. 5.12. Расчетная схема калибровки горизонтального цилиндрического резервуара.

Из прямоугольного треугольника ABC имеем:

Тогда

а площадь полного сегмента

Разделив обе части уравнения на F =π R², получим

Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади перпендикулярного сечения резервуара.

Значения K, соответствующие относительной высоте y/R, вычисляются через каждые сантиметр измерения у, и по этим данным определяют соответствующие площади сегментов f_с = KF. Тогда объемы сегментов, соответствующие вычисленным площадям, будут: V == VL; V= fL; V = fL и т. д. Отсюда

где L — длина горизонтального резервуара.

Для горизонтальных резервуаров со сферическими днищами общий объем

где V_ц — объем цилиндрической части резервуара; V_c.д — объем сферического днища

z — стрелка купола.

Объемы сферических частей днищ определяются по известным таблицам, в которых даны значения коэффициента K' в зависимости от степени заполнения h/D. Коэффициент K' показывает отношение объема части сферического днища V_с.д при различных значениях уровня h к полному объему днища V_д:

Полученные значения V_c.д прибавляются к соответствующим объемам сегмента при одинаковых h/D. Тогда полный объем сегмента с учетом части объема сферического днища составит:

ЗдесьV; V— объемы сегмента цилиндрической части.

Полный объем горизонтального цилиндрического резервуара со сферическими днищами

При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность оси резервуара. Приведенные выше методы калибровки резервуаров имеют некоторые существенные недостатки, так как форма резервуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно изменяется в процессе эксплуатации:

1. Корпус резервуара может деформироваться и отклоняться от правильной геометрической формы (волнообразование по образующим, перекос и овальность корпуса, неравномерные осадки основания, вмятины, гофры и др.). Основные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные (комплекс операции сборки, технология сварки, прочность и устойчивость фундамента) и эксплуатационные (гидростатическое давление продукта, вакуум в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия).

2. В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара t_p постоянно изменяется, а калибровку резервуара обычно производят при определенной температуре t_к. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания объема ΔV, которое может быть учтено изменением диаметра на ΔD

где V_о — объём резервуара при температуре t_к

Пренебрегая ()², как малой величиной, найдем

Значение ΔD можно вычислить по формуле

или

Относительное увеличение объема

Отрицательное значение ΔV_t показывает, что объем резервуара уменьшился, положительное значение — что объем резервуара увеличился.

Для практических расчетов t_p принимаются равными температуре нефтепродукта.

В калибровочных таблицах необходимо отмечать t_к и прилагать к ним таблицу поправок ε_t, вычисленных для температуры через 1°С.

3. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары расширяются. При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических резервуаров может быть подсчитано следующим методом.

Элементарный малый объем резервуара

где F — площадь поперечного сечения резервуара; h — высота столба нефтепродукта над рассматриваемым сечением.

При изменении диаметра на ΔD под действием гидростатического давления hρg согласно (4.28) объем увеличится на

По закону Гука

Подставляя значение ΔD/D, получаем

После интегрирования этого уравнения для резервуаров с δ = const имеем:

Заменив Fh = V_н (объем нефтепродукта в резервуаре), получим

Для резервуара с переменной толщиной стенок интегрирование исходного уравнения необходимо производить в пределах высоты, где δ = const, т. е. по поясам

где h_2i и h_i — глубина погружения нижнего и верхнего обреза i-того пояса под уровень нефтепродукта; δ_i— толщина стенки i-того пояса.

Если резервуар работает под давлением р_н, то h_2i и h_i следует увеличить на величину p_н/ρg.

Обычно к калибровочным таблицам резервуаров прилагают таблицу поправок ΔV= f (п), вычисленную по плотности воды ρ_в.

Поправка на нефтепродукты с плотностью ρ_в

Если резервуар обмеряли пустым, то величину ΔV прибавляют к объему, найденному по замерной таблице. Если резервуар обмеряли заполненным, то из объема вычитают величину, равную (ΔV)_max — ΔV .

4.Вследствие сжимаемости нефтепродукта под действием гидростатического давления р = hρg его объем в резервуаре уменьшится на ΔV_c. При увеличении давления на dp = pg dh это уменьшение объема составит:

где β — коэффициент объемного сжатия нефтепродукта.

После интегрирования от 0 до h, получим

или относительное сжатие нефтепродукта

Поправку ε_с особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резервуаров, работающих под большим избыточным давлением.

5.При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы, занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и другими устройствами.