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

только в резервуарах нефтебазы. Но эти потери, как и потери при хранении бензина, происходят вне системы магистрального нефтепродуктопровода.

2. Потери бензина на ЛПДС1 складывается из естественной убыли его при приеме, хранении до 1 месяца и при ожачке. Среднегодовой норматив естественной убьыи для каждой операции находим как полусумму соответствующих значений для осенне-зимнего и весенне-летнего периодов (из табл. 9.11...9.14). Соответственно получаем:

Улщ(с1 = 5-10-

0,05 + 0,11 0,05 + 0,08 0,01 + 0,02

= 800-103

кг год

2 2 2 ,

3. Естественная убыль бензина при его перекачке по МНПП с -учетом путевых отборов по формуле (9.6)

У, = 0,01-0,19- [5-10«-40+ (5-106 - lOOW)- (60+120)+

+ (5-106 - 150-103)-! 10] = 30 69,5-1103

4. Естественная убыль бензина при сбросе на нефтебазу ,

У„,6 = 100-103 - QQ + Q34 27-103

2 ГОД

5. Естественная убыль бензина при его прохождении через резервуары ЛПДСЗ

Улпдсз = 50-10з-

0,05 + 0,11 0,05 + 0,08 0,01 + 0,02

2 2 2

6. Естественная убыль бензина при наливе в автоцистерны

= 8-103 кг

У,/, = 50-103 .0,09 + 0,19 7.J03 кг 2 ГОД

7. Общая естественная убыль бензина в системе МНПП

У = 800-103+3069,5-103+27-103 +8-10 +7-10 = 3911,5 103

что составляет 0,0782% от объема перекачки.

ГЛАВА

ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ*

Нередки случаи, когда потери нефти или бензинов от испарения превыщают рассчитанные по «Нормам естественной убыли». Прежде всего, это связано с отличием реальных условий эксплуатации резервуаров от принятых при составлении «Норм естественной убыли». Чтобы доказать, что сверхнормативные потери не связаны с хищениями, например, надо владеть современными методами расчета потерь от испарения.

Кроме того, расчетными методами можно исследовать влияние различных факторов на величину потерь от испарения и на основании этого планировать мероприятия по их сокращению.

Различают следующие виды потерь от испарения:

1) при заполнении резервуаров («большие дыхания»);

2) при неподвижном хранении («малые дыхания»);

3) после выкачки нефтепродукта вследствие донасыщения газового пространства («обратный вьщох»);

4) из-за негерметичности газового пространства («вентиляция»);

5) при заполнении транспортных емкостей.

«Нормами естественной убыли» не учитываются и потери, возникающие при истечении нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и резервуаров, юг м;ПТ.=¥ ) H.,:lUr -.S/ViO .УВ-

§10.1. Потери от «большого дыхания»

Потери нефтепродукта от «бодьшого дыхания» вычисляются по формуле В. И. Черникина

Сад. =

V„-V

P2-P1

Р2 ~Ру.заку

у-зак

(10.1)

* Данная глава написана при участии Коршака С. А.

где V„ - объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта; - объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефтепродукта; ?2 - абсолютное давление в ГП в конце закачки, = Р, + Р; Р, -то же в начале закачки, Р, = Р, - Р - если закачка начинается ночью и Р, = Р, - если днем; Р, - атмосферное давление; Рз, Р -уставки клапанов соответственно вакуума и давления; р - плотность паров нефтепродукта

(10.2)

Р, , Т, - абсолютное давление и температура в ГП; R - универсальная газовая постоянная, R =8314 Дж/ (кмоль - К ); М - молярная масса паров нефтепродукта, кг/кмоль -дая бензинов ....... г:jt;.,- у.у,.

для нефтей

ИННУ .

М=60,9-0,306Т„ + 0,00]Т,;

(10.3)

•=0,0043(Т,,-61); , (10.4)

Т",,» ~ температура начала кипения нефтепродукта (нефти). К; Р, -среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара

Р =Г Р -

(10.5)

Сзак. ср ~ средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при его заполнении.

Величина ,р определяется с учетом донасыщения ГП в ходе операций, предшествующих заполнению. Независимо от вида технологической операции (опорожнение, простой или заполнение резервуара) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений по следующему алгоритму:

1) задаются средней (за операцию) концентрацией С,р углеводородов в ГП;

2) вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси v и коэффициент диффузии паров нефтепродукта D„ при этой концентрации и средней температуре процесса Т;

3) вычисляют полный поток массы J и общую массу А Шу испаряющегося нефтепродукта;

4) находят массовую С и объемную С концентрации углеводородов 360

в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводородов в ГП в течение данной операции Ср p.

Необходимо добиться равенства величин Ср и С.р p,,.

Основные параметры паровоздушной смеси и паров нефтепродукта вычисляются по формулам:

- молярная масса ПВС ( кг/кмоль)

Мпвс = • С,р + М, • (1-С,р); (10.6)

- плотность ПВС ( кг/мЗ) - по формуле (10.2), в которую вместо надо подставить Мпвс ™и аддитивную величину

.j Рпвс=Ру-Сер + Р.-(1-С,р);

- кинематическая вязкость ПВС (м/с )

VnBC=-

- +

0,1-Т-14,1 0,0225Т-3,61 - коэффициент диффузии паров (мУч)

1 iti ОТ. .

(10.6а) (10.7)

(10.8)

- концентрация насыщенных паров (доли).

5, : Q = Ps/P. . . (10-9)

где М, - молярная масса воздуха, М, = 29 кг/кмоль; а„, в„ - эмпирические коэффициенты (табл. 10.1);

Таблица 10.1

Значения коэффициентов а„, Ь„

Ps - давление нас;ыщенных паров нефтепродукта при рассматриваемых температуре и соотношении фаз

P,=l,22-P-e-("-.F(V„/VJ; (10.10)

Pr - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (Т=311 К; соотношение объемов паровой и жидкой фаз = 4); - эмпирический коэффициент (табл. 10.2); F (V„/V) - поправка, учитывающая влияние соотношения фаз на давление насыщения (табл. 10.2).

Таблица 10.2

Рекомендуемые величины bs и Р(Уп/Уж)

Давление насыщенных паров по Рейду для авиабензинов не должно превышать: дня Б-95/130 - 45400 Па; для Б-91/115 и Б-92 - 48000 Па. Для летних автобензитюв А-72, А-76, Аи-91, Аи-93 максимально возможная величина Р = 66700 Па, а для зимних - не более 93300 Па. Летние автобензины А-80 и А-92 имеют Р < 80000Па, а у нефтей Pr < 66700 Па.

При отсутствии данных о величине Pr рекомендуется принимать величину 1,22 Pr равной: для автобензинов - 57000 Па, для авиабензинов - 65000 Па, для нефтей 25000...45000 Па (обратно пропорционально их плотности).

Интенсивность процесса испарения нефтепродуктов в резервуарах характеризуется величиной полного потока массы испаряющегося вещества J, которое показывает, сколько килограммов нефтепродукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс пока изучен только для автобензинов.

Для расчета величин J используются следующие критерианьные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС: - при неподвижном хранении бензина

Kt = 2,17 -10-3 - А я°°з .sco.0932

при опорожнении резервуаров

Kt„, = Kt„p- (1+7,45-10

--ScO-Ref)

(10.11)

(10.12)

- при заполнении резервуаров

К1з..= Kt„Jl+l,34-Sc3-Dp-°"- (FrRe)°»] (10.13) где Kt - безразмерный критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения бензинов

Kt =

Рпвс-Dm \

vL-M.„„-T.

g-мл

(10.14)

Tj, Tg - абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина; Лтс - модуль движущей силы процесса испарения

д = Г (10.15)

1-е.

Sc - число Шмидта; Ке,р - среднее число Рейнольдса, характеризующее скорость омывания поверхности бензина воздухом при опорожнении резервуаров; Fr -Re - параметр подобия, характеризующий интенсивность перемешивания бензина в резервуаре при его заполнении.

Величины Sc, Re,p и Fr -Re рассчитываются по следующим зависимостям

Sc =

; Re,p = 0,788 • -Vk ; Fr • Re = (10.16)

где и - скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта

и»14,4- и„/(3,56 + );

(10.17)

и„ - скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта

Uo=Qoy (ягК,); (10.18)

г - рациус монтажного патрубка; Q„, - расход откачки нефтепродукта; - число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре; dg - диаметр круга, эквивалентного площаци поверхности бензина, омываемой струей воздуха при входе в резервуар

d3=0,44-H,7N7;

(10.19)