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

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

Таблица 10.7

Номинальный объем резервуара, м

10-ао,

10-а,,,

10-а,,, год

10-азз,

-3,77

0,651

-11,0

6,77

-3,43

0,685

-11,9

7,20

1000

-3,50

0,635

-11,0

6,69

2000

-3,57

0,627

-10,9

6,61

3000

-3,67

0,564

-9,8

5,96

5000

-3,80

0,465

-8,1

4,95

10000

-2,26

0,667

-11,9

7,30

20000

-4,22

0,250

-4,4

2,71

50000

-3,61

0,341

-6,1

3,77

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

Номинальная вместимость резервуаров, м

N<10 Угод

10<n<40 Угод

io-b,3,

год.

lO-bos

lO.s,

1,65

0,845

2,35

0,688

3,21

0,736

3,56

0,697

1000

4,01

0,703

3,85

0,683

2000

18,00

0,410

5,95

0,545

3000

27,10

0,275

6,27

0,519

5000

20,30

0,347

4,46

0,563

10000

16,94

0,384

4,52

0,529

20000

11,90

0,439

0,90

0,834

50000

13,30

0,284

0,59

0,915

Таблица 10.9.

Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций

Характеристики объекта

"об.1/год

Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу или железной дороге, отпуск - в автоцистерны

до 50

0,2...0,5

Нефтебазы, расположенные на водных путях; прием - в нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны

до 30

0,1...0,3

Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу и железной дороге, отпуск - в железнодорожные и автомобильные цистерны

до 25

0,2... 0,4

Насосные станции, на которых производится одновременно прием и отпуск - в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом

0,5...0,7

Насосные станции, на которых не производится одновременно прием и отпуск - в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом, а также наливные станции

0,1...0,3

(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

Тип нефтебаз

Среднегодовые коэффициенты оборачиваемости резервуаров

Морские перевалочные

Не менее 30

Перевалочные

(перевалочно-раснрсдслитсльные)

25...40

Распредели1-елып>1с, в т.ч. железнодорожные, трубопроводные

10...18

Автомобильные

8...14

Водные (на замерзающих реках)

2...4

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.)

Номинальный объем резервуара, м

Понтон с затвором типа, тыс. руб.

Плавающая крыша с затвором типа\ тыс. руб.

Диск-отражатель,

руб.

бельтин-говый

РУМ-1

РУМ-2

бельтин-говый

РУМ-1

РУМ-2

1,16

1,34

3,14

0,64

0,77

2,11

1,65

1,91

4,44

0,83

1,02

2,89

2,03

2,31

5,22

1,18

1,39

3,54

2,35

2,67

5,94

1,50

1,74

4,16

3,41

3,80

7,82

2,05

2,31

5,00

1000

3,46

3,86

7,89

2,32

2,61

5,57

2000

4,22

4,80

10,62

3,63

4,23

6,94

3000

5,97

6,62

13,04

4,06

4,95

8,39

5000

8,07

8,91

17,05

5,58

6,17

12,10

10000

22,35

24,38

44,60

19,11

19,91

28,00

15000

29,30

31,40

52,35

23,78

24,70

33,98

20000

36,53

38,79

61,36

28,59

29,64

40,13

30000

39,90

42,10

64,14

31,55

32,84

45,75

•>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.)

Диаметр труб

Стоимость, руб.

Задвижек ЗКЛ-16

Труб с толщиной стенки

Огневых предохранителей

наружный

условный

6 = 7 мм

5 = 9мм

3,15

4,29

5,49

6,25

11,0

8,13

8,75

16,0

10,2

11,0

22,0

12,2

16,3

32,0

14,1

17,4

42,0

16,0

19,7

18,5

22,2

21,5

26,9

23,9

30,1



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)

Номинальный объем резервуара, м

Условный диаметр коллектора ГУС, мм

1172

1746

2429

3241

4156

1174

1751

2435

3249

4166

1177

1755

2442

3257

4177

1180

1760

2448

3266

4187

1187

1775

2467

3291

4218

1000

1195

1789

2485

3315

4248

2000

1210

1800

2500

3334

4279

3000

1040

1280

1925

2680

3530

4496

5000

1100

1340

2060

2865

3800

4861

10000

1180

1435

2204

3060

4052

5177

15000

1248

1500

2334

3209

4243

5406

20000

1265

1535

2400

3270

4321

5493

30000

1030

1355

1640

2570

3500

4627

5885

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.




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