Демонтаж бетона: rezkabetona.su

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

Hf - средняя высота ГП за время опорожнения; W - характерная скорость перемешивания нефтепродукта в резервуаре при закачке бензина

W = ™

, 5 V , , (10-20)

- скорость бензина кинематической вязкостью v в приемном патрубке резервуара; - часовой объём закачки бензина в резервуар; Dp, Hg - соответственно диаметр резервуара и средний уровень бензина в нём в процессе заполнения.

Массовая концентрация углеводородов С в ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисляется по формулам:

- при неподвижном хранении нефтепродукта (простое резервуара)

- my„ + Amy„p

(10.21)

при опорожнении резервуара

„5Г 7

m...c„ +Amy„, +Am,

"> 4 ми

при заполнении резервуара

(10.22)

С о+"узак-Атп„е-Сер.за.

зак . .

..УШтш

(10.23)

где т, m„j, - масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП резервуара в начале технологической операции; Ат - масса углеводородов, испарившихся в газовое пространство за время технологической операции х

(10.24)

ДШу = J • Fp • т

Fp - площадь «зеркала» бензина в резервуаре; - масса подсасываемого в резервуар воздуха

Am, = р, -Q„ - Хрр,; „

(10.25)

Am„3- масса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении

т„зс =P„Bc-V„; (10.26)

Сер зак" средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара.

Для пересчета объемной концентрации углеводородов в массовую, и наоборот, следует пользоваться формулами:

C = C-J; Сс"-

или, с учётом формулы (10.6):

(10.26а)

1 + С-(М-1) M-C-(M-l)

(10.27)

где М - отношение молярной массы паров нефтепродукта к молярной массе воздуха, М = М / М„.

Для приближенной оценки потерь от «больших дыханий» можно воспользоваться методикой НИИТранснефть. Она недостаточно точна, но позволяет обойтись без итераций.

В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара находится по формуле

Р =Р

у s:

(10.28)

где Р„ - давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения; АС/С, - средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении

АС И,, АС, АС

дзърйф*- (10.29)

Н;, ~ высота газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки нефтепродукта; ДСуС - прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время выкачки х„„ нефтепродукта; ACj/C - то же за время простоя х„р

Высота газового пространства резервуара с высотами стенки Hp и конуса крыши Н при уровне заполнения Н составляет

Н =Н -Н +

р ж 3

(10.29а)



Величина ДС./С зависит от типа резервуара, количества дыхательных клапанов N, скорости подсасываемого воздуха в них Uq, продолжительности откачки х и может быть найдена по формуле

(10.30)

где Vci ~ коэффициент пропорциональности, выбираемый по табл. 10.3.

Прирост средней относительной концентрации в ГП за время простоя т„р описывается выражением

с2 Чр

(10.31)

где Vc2, Р¥ ~~ постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности; при пасмурной погоде \j/2=5,4-10-"; р\1/=1,305; при переменной - \j/,2=9,08-10-t; p\j/=l,429; при солнечной - v,2=2,61-10-3; 1,462.

Расчеты показывают, что потери от «больших дыханий» обратно пропорциональны расходу закачки.

Сведения о величине расчетной производительности заполнения-опорожнения резервуаров, диаметре и числе приемо-раздаточ-ных устройств приведены в табл. 10.4.

Тип и количество дыхательных клапанов выбираются в соответствии с их характеристиками (табл. 10.5) и минимально необходимой пропускной способностью Qo (муч), равной

2,71-Q + 0,026Vp npHQ>0,114Vp Q + 0,22-Vp npHQ<0,114Vp,

(10.32)

где Q - максимальная производительность закачки-выкачки, мз/ч; Vp - геометрический объем резервуара, м.

§10.2. Потери от «малого дыхания»

Потери нефтепродуктов от «малого дыхания» вычисляются по формуле Н. Н. Константинова

С„д=а-Ч.1ц

(Р р р x

\ а * kb mm / rmax

(р +р р \j .

V а кд max J rmm

(10.33)

где о - среднее массовое содержание паров нефтепродукта в ПВС, вытесняемой из резервуара

(Рша.+Рш.п)М, СТ - =г--г,

(10.34)

V, - объем ГП резервуара; P„i„, Р - соответственно минимальное и максимальное парциальные давления паров нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток; Т, j,,, Т, - минимальная и максимальная температуры ГП резервуара в течение суток; f Расчет величин Т и Т, выполняется по формулам

T.„i„ = Тп CP + er,ni„; т,™. = Тп CP + в,„,„ (10.35)

где Т„ ,р - средняя температура нефтепродукта в резервуаре, которую с достаточной точностью можно принимать равной средней температуре воздуха; 9, 9 „.ах ~ избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефтепродукта

„, ....,

F,a,(a + m„?i)

(10.36)

где 9„ 9„ минимальная и максимальная температуры стенки резервуара, отчитываемые от средней температуры нефтепродукта; F - плошадь поверхности, ограничивающей ГП резервуара (часть боковой стенки и крыша); а, а„- коэффициенты теплоотдачи в ночное время соответственно от стенки резервуара к ПВС и от ПВС к поверхности нефтепродукта; а,, а„ - то же для дневного времени; Шд - расчетный параметр ; j

2ах.

а - коэффициент температуропроводности нефтепродукта

1

а = -

(10.37) (10.38)

i СрР

А,, Ср р - соответственно коэффициент теплопроводности, теплоемкость и плотность нефтепродукта при температуре Т„ ,р; Тд„ - продолжительность дня.



Таблица 10.3.

Величина у,

Тип резервуара

Дыхательные

клапаны

количество

с/(м-ч)

РВС 100

КД-100

0,1380

РВС 200

КД-100

0,0682

РВС 300

КД-100 „, .

0,0500

РВС 400

КД-100

0,0382

РВС 700

КД-150

0,0414

РВС1000

КД-150

0,0321

РВС 2000

КД-200

0,0300

,. ,

КД-250............. ,

0,0520

КД-250 у

0,0715

.....г

КЛ-250

0,0880

КД-200

0,0220

КД-250

0,0360

КД-250

0,0500

КД-250

0,0600

11ДКМ-150

0,0125

11ДКМ-200

0,0134

ПДКМ-200

0,0222

11ДКМ-250

0,0136

ИДКМ-350

0,0171

РВС 5000

КД-200

0,0155

КД-250

0,0275

КД-250

0,0360

КД-250

0,0410

11КДМ-150

0,0077

НКДМ-150

0,0132

НКДМ-200

0,0089

Г1КДМ-200

0,0152

11КДМ-250

0,0104

РВС 100000

11КДМ-250

0,0171

11КДМ-350

0,0143

КД-250

0,0145

ПКДМ-200

0,0045

11КДМ-200

0,0095

ПКДМ-250

0,0320

НКДМ-250

0,0090

РВС 20000

НКДМ-350

0,0059

НКДМ-350

0,0120

НКДМ-200

0,0048

НКДМ-250

0,0060

НКДМ-350

0,0040

НКДМ-350

0,0071

Максимальную и минимальную избыточные температуры стенки резервуара определяют по формулам

Таблица 10.4

Рекомендуемые величины производительности закачки-выкачки

Номинальный объем резервуара, м

Приемно-раздаточные устройства

Максимальная производительность закачки-выкачки, м/ч

Условный диаметр, мм

число

1000

2000

3000

5000

1300

10000

1700

2600

20000

4600

40000

8500

ЬЬтт , .

Р т-

b bmax

(10.39)

где ttb, - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время; их вычисляют как сумму коэффициентов теплоотдачи конвекцией аа) и излучением аьл(аьл); Ч~ количество тепла, получаемого в полдень за счет солнечной радиации и отнесенного к Im стенки, ограничивающей ГП резервуара; а, а„„- приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время

«схп =

(10.40)




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



Яндекс.Метрика