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

где , а„, , а, - числовые коэффициенты, зависящие от типа резервуара (табл. 10.7).

Таблица 10.7

Отрицательные величины S,, вычисленные по формуле (10.64) в области низких коэффициентов оборачиваемости, свидетельствует о бесполезности применения дисков-отражателей в данных условиях.

Сокращение потерь бензинов, достигаемое при применении понтонов с затвором типа РУМ-2, может быть оценено по формуле (в долях)

Sn=bo3+b,-n

(10.65)

где Ьо5, b5, bjs - постоянные числовые коэффициенты, зависящие от номинальной вместимости резервуара и коэффициента оборачиваемости (менее 10 или более).

Сведения о величинах Ь, bj, b приведены в табл. 10.8

Для других типов затворов к величине S„, найденной по формуле (10.65) вводятся понижающие коэффициенты: для РУМ-1 его величина равна 0,8, а для бельтингового - 0,6.

При применении плавающих крыш в одинаковых условиях с понтонами сокращение потерь от испарения меньше, чем при п-рименении понтонов: при номинальном объеме резервуаров 1000 м и меньше - на 7... 10 %, при 2000 мКУ„<5000 м - на 3...5 %, при У„„„> 10000 мз - на 1...2 %.

Сокращение потерь, обеспечиваемое при применении газоуравнительных систем S при операциях со стабильными углеводородными жидкостями с температурой менее 25 °С, может быть принято равным -100%. Значения коэффициента совпадения операций К, для каждой конкретной группы резервуаров определяются по журналам оперативного учета, диспетчерским листам и т.п. как

Таблица 10.8

Величины коэффициентов в формуле (10.65) для понтонов с затвором РУМ-2

Таблица 10.9.

Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций

(10.66)

зк V„ - объемы соответственно принятого и отпущенного нефтепродукта за рассматриваемый промежуток времени.

Для проектируемых объектов величину можно принимать по табл. 10.9.

Если коэффициент оборачиваемости для проектируемых нефтебаз заранее неизвестен, то его ориентировочное значение можно принять по табл. 10.10. . ,

, , Таблица 10.10 Ориентировочные величины коэффициента оборачиваемости

При применении систем улавливания легких фракций (УЛФ) достигаемое сокращение потерь зависит от многих факторов и может быть рассчитано только по специальным методикам.

Расчет затрат

Капиталовложения в понтоны, плавающие крыши и диски-отражатели, учитывающие все виды затрат, включая стоимость строительно-монтажных работ, приведены в табл. 10.11.

Затраты на сооружение газоуравнительной системы складываются из стоимости собственно труб (отводов, коллектора), огневых прегра-дителей, задвижек, опор (при надземной прокладке), а также стоимости выполняемых работ (земляных, изоляционных, бетонных, монтажных и т. д.). Для решения учебных задач можно принять, что стоимость всех видов строительно-монтажных работ составляет около 80 % от -суммарной стоимости труб, огневых предохранителей, задвижек и опор.

Сведения о ценах на элементы газоуравнительных систем приведены в табл. 10.12.

Расчетный внутренний диаметр ГУС определяется по формуле

D = 3,63-V5

max /

ЛРр°

0.75

(10.67)

где G- максимальный весовой расход газовой фазы в ГУС, кг/с; v, р - соответственно кинематическая вязкость (мУсм) и плотность (кг/м)

Стоимость средств сокращения потерь (цены 1982 г.)

•>Для удобства сопоставительных расчетов эта величина равна разности фактической 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.)

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

Величина соответствует максимальному расходу откачки бензина из резервуаров. Расчетный перепад давления рекомендуется принимать равным 1000 Па. В качестве v и р следует брать соответствующие параметры воздуха, т. к. это наихудщий случай с точки зрения расчета D.

При определении протяженности трубопроводов ГУС необходимо исходить из противопожарных требований к размещению резервуаров. Согласно СНиП резервуары в резервуарных парках размещаются группами. Их общая емкость в одной группе должна быть не более: резервуаров с плавающей крышей или понтоном 200000 м при применении резервуаров емкостью 50000 м; резервуаров со с-тационарной крышей - 120000 м при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки выше 45 «С и 80000 м - при хранении нефти и нефтепродуктов с температурой вспышки 45 °С и ниже. Общая площадь «зсркада» гругшы подземных резервуаров не должна превышать 14000 м

Расстояние между стенками наземных резервуаров, располагаемых в одной группе, должно быть: рсзервуа1Х)в с плавающей крышей -0,5 диаметра, но не более 30 м; резервуаров с понтоном - 0,65 диаметра и со стационарной кры1пей - 0,75 диаметра, но не более 30 м.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах должно быть:

- для наземных резервуаров объемом до 20000 м - 40 м;

- для наземных резервуаров объемом 20000 м и более - 60 м;

- для подземных резервуаров - 15 м.

Учитывая предварительный характер выполненных расчетов протяженность коллектора ГУС принимается равной расстоянию между центрами крайних резервуаров, а длина каждого отвода -сумме высоты резервуара и расстояния от его центра до коллектора.

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

Если схема размещения и расстояние между резервуарами неизвестны, то ориентировочно затраты на сооружение ГИС можно принять по табл. 10.13.

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

Обобщенная цена 1 тонны нефти (нефтепродукта) находится как

(10.68)

где ст„„- оптовая цена 1 т нефти (нефтепродукта); 8„,- нормативный коэффициент эффективности сопряженных капитальных затрат нс ~ е„; Цс общая сумма сопряженных удельных капиталовложений, складывающаяся из удельных капитальных вложений на добычу и транспорт нефти, а для бензинов - также на производство 1 т бензина и ее транспорт; а„, - экономическая оценка ущерба, причиняемого испарением I т нефти (нефтепродукта) в атмосферный воздух.

Таблица 10.13

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

Поскольку в табл. 10.8. приведена стоимость дисков-отражателей, понтонов и плавающих крыш в ценах 1982 г., то для учебных целей следует принимать величины а„„ для нефтей - 30 руб/ т, а для бензинов: Аи-93, Аи-95, Аи-98-520 руб/ т, А-72, А-76-390 руб/т.

Величины сопряженных удельных капиталовложений таковы (рубгод/т): нефтедобыча - 325,5; транспортировка нефти - 81,5; нефтепереработка - 86,0; транспортировка {нефтепродуктов - II. Соответственно, для резервуаров головной НС нефтепровода Ц,=325,5 рубгод/т; для резервуаров промежуточных НСнефтепровода и сырьевого парка НПЗ Ц,=407,0 рубгод/т; для товарного парка НПЗ и головной НС магистрального нефтепродуктопровода Ц,=493 рубгод/т; для резервуаров нефтебаз Ц,=504 руб-год/т.