Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 [ 52 ] 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

. \ 0,030Ы29-26,1ззз -

11,3-10

15. Относительная шероховатость трубы - 2-0,2

А = -

- = 0,00193.

16. Коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа по формуле (8.119)

0,00193 +

45 >

= 0,03.

89685,

17. Перепад давления при течении смеси в рассматриваемом

трубопроводе по формуле (8.118) 0,0301-3000

АР = 26,1-0,03

2-0,207

9,81-157-26,1 = -40193Па.

Пример 8.8. Определить тип и количество сепараторов типа НГС для разделения при давлении 0,6МПа и температуре ЗОЗК двухфазной смеси, поступающей с расходом 5000мУсут. Количество газа, выделяющегося из 1 м нефти при условиях сепарации Г(Р„)=5м7м1 Обводненность смеси 5%. , ,

Решение

1. В соответствии с табл. 8.5 требуемую пропускную способность обеспечивает сепаратор НГС 6-1600. Площадь его поперечного сечения : - т ..... .......- -.......... .

F=M1.1,6:. 2,01м.

2. По формуле (8.130) находим площадь сечения сепаратора, занятую газом >ns€.идуф«н,<. tcm т<1мтн«»1шипку,1-* л»

fr=2,01

0,1-303-1 0,6-273

1 + -

= 0,45м.

л.» !• !

5-(1-0,05)

3. Максимально допустимая скорость газа в сепараторе по формуле

п уи.,,- Юг(Р,,„) = 0,775-(0,6/0,1)-°= 0,316м/с.

4. Максимальная объемная пропускная способность сепаратора по газу в соответствии с формулой (8.128)

Qrn =0,45-0,316-

0,6-273 0,1-303-1

= 0,769м/с = 66418

нм суг

5. Объемная пропускная способность сепаратора по жидкости по формуле (8.129)

" 66418 0,1-303-1 м

Qжп =

= 2587-

5-(1-0,05) 273-0,6 суг

К установке принимаем 3 сепаратора НГС 6-1600, подключаемых к приемному трубопроводу параллельно.

НОРМИРОВАНИЕ ол

ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ ГЛАВА НЕФТИ и НЕФТЕПРОДУКТОВ

Транспортировка и хранение нефти и нефтепродуктов сопровождаются их потерями.

Под нормой естественной убыли понимается допустимая величина безвозвратных потерь нефти (нефтепродуктов), происходящих непосредственно при товарно-транспортных операциях, вследствие сопровождающих их физических процессов, а также потерь, неизбежных на данном уровне состояния применяемого технологического оборудования (потерь от испарения, через уплотнения насосов и задвижек, от налипания и т.п.). В нормы естественной убыли невключаются потери нефти (нефтепродуктов), связанные с зачисткой резервуаров и транспортных емкостей, с ремонтом трубопроводов и арматуры, все виды аварийных потерь, а также потери при внутрискладских перекачках.

Нормы естественной убыли являются предельно допустимыми и применяются только в случаях фактических недостач нефти (нефтепродуктов).

Списание нефти (нефтепродуктов) в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.

В зависимости от физико-химических свойств все нефтепродукты делятся на группы (см. прил. 2).

Для применения норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов территория Российской Федерации разделена на климатические зоны или пояса. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов установлены для двух периодов года:

- осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта); , i •.

- весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября),

а также в зависимости от типа и вместимости резервуаров и их оснащенности средствами защиты от потерь (понтон, газовая обвязка).

§ 9.1. Потери нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС

Нормирование естественной убыли нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС осуществляется в соответствии с «Нормами естественной убыли нефтепродуктов...», утвержденных Госснабом СССР 26.03.1986 г.

Сведения о делении территории Российской Федерации на климатические зоны приведены в Прил. 3. ]

Нормы естественной убыли не распространяются на нефтепродукты, принимаемые и сдаваемые по счету (фасованные продукты), транспортируемые или хранящиеся в герметичной таре (запаянные, с применением герметиков, уплотнений и др.), а также хранящиеся в резервуарах повыщенного давления.

Нормы естественной убыли при приеме, хранении, отпуске не применяются при транзитной поставке нефтепродуктов.

Естественная убыль нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС определяется как сумма их естественной убыли при заполнении емкостей и при последующем хранении.

Основные формулы для определения естественной убыли нефтепродуктов представлены в табл. 9.1. В ней применены следующие обозначения:

Сц, Gx - количество соответственно наливаемого и хранимого нефтепродукта в течение года, т/год; s G - грузооборот по нефтепродукту, т/год; р, - норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме в резервуары нефтебаз, кг/т (табл. 9.2, 9.4); pj - норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении в резервуарах до 1 месяца, кг/т (табл. 9.3, 9.4); pj -норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении в резервуарах свыще 1 месяца, кг/(т-мес). (табл. 9.5); ц М - число месяцев в рассматриваемом календарном периоде; п - коэффициент оборачиваемости резервуаров, 1/год; : о,1 р - норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в первый год длительного хранения, кг/т (табл. 9.6); Рзд - норматив естественной убыли нефтепродуктов при хранении свыще одного года (длительное хранение), кг/(гмес). (табл. 9.7); Мд - число месяцев длительного хранения нефтепродуктов, мес; Разс ~ норматив естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске на автозаправочных станциях и пунктах налива, кг/т (табл. 9.8);

Рдм - норматив естественной убыли мазута при приеме, отпуске и х-ранении в открытых земляных амбарах, кг/(мес-м2) (табл.9.9); F - площадь поверхности испарения в амбаре, м; з

Мх - число месяцев хранения мазута в амбаре, мес. "i* ni

Расчет естественной убыли нефтепродуктов

Таблица 9.1

Источник потерь

при заполн ении

Виды потерь

при хранении

Суммарные потери (G„«G,)

формулы

Резервуары нефтебаз

Pi • G„

Р, + Р2+Рз-

(9.1)

Резервуары баз длительного хранения

[Р2л + Р,л-(М„-12)]-0,

[Р2л+Рз„-(Н.-12)]-0,

(9.2)

Резервуары АЗС и пунктов заправки

НС дифференцируются

РазсО

(9.3)

Земляные амбары

пе дифференцируются

PamFMx

(9.4)

Естественная убыль нефтепродуктов из резервуаров Естественная убыль нефтепродуктов при приеме определяется умножением естественной нормы, выраженной в кг/т (табл. 9.2, 9.4), на массу принятого нефтепродукта в резервуар в тоннах.

При приеме подогретых нефтепродуктов естественная убыль начисляется в зависимости от температуры его подогрева:

- при подогреве от температуры 11 до 2()°С в осенне-зимний период соответствующая норма осенне-зимнего периода увеличивается в 1,5 раза;

- независимо от периода года естественная убыль начисляется по нормам весенне-летнего периода, увеличенным в 1,5 раза при подогреве нефтепродуктов от 21 до 30°С, в 2 раза при подогреве от 31 до 50°С и в 3 раза при подогреве свыше 50°С.

Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией от нефтеперерабатывающего завода, транспортной организации, управления магистральных нефтепродуктопроводов масса нефтепродуктов определяется по резервуару нефтесбытовой организации, то норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет поставщик: нефтеперерабатывающий завод, транспортная организация, управление магистральных нефтепродуктопроводов.

Если при приеме нефтепродуктов нефтесбытовой организацией масса нефтепродуктов определяется по вместимости резервуара нефтеперерабатывающего завода или транспортного средства, то норму естественной убыли при приеме в резервуар начисляет нефтесбыто-вая организация. .л,,.;зы нкчй«>}а шжмы оЛэнр

Таблица 9.2

Нормы естественной убыли нефтепродуктов 1 и 2 групп при приеме в резервуары (в килограммах на 1 т принятого количества)