Глава 5 потери нефтепродуктов ii методы их сокращения

Глава 5

ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ II МЕТОДЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ

§ 1. ПСТОЧНПКП ПОТЕРЬ

Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся резервов (например, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребления). Ориентировочные подсчеты показывают, что годовые потери нефти при перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефтепродуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют около 9% от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти уходят главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьем для нефтехимических производств.

Потери легких фракции бензина приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения, а иногда и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.

Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах ц прп транспортировке составляют примерно 2,5%. Потери от утечек составляют небольшую часть и могут быть полностью ликвидированы за счет повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных, обязательных организационно-технических и профилактических мер.

Основные источники потерь на нефтебазах — испарения в резервуарах и при слпво-налпвных операциях. Процесс испарения происходит при любой температуре вследствие теплового движения молекул нефтепродукта. С возрастанием температуры, т. е. с ростом интенсивности теплового движения, скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового пространства резервуара парами нефтепродукта прп различных температурах необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхностного слоя нефтепродукта. Степень испаряемости нефтепродуктов определяется давлением насыщенных паров.

Давлением насыщенных паров жидкости (р_у) называют парциальное давление паров над ее поверхностью, прп котором пары находятся в равновесии с жидкостью. Парциальное давление паров равно той части общего давления газовой смесп, которая обусловлена присутствием этого компонента. Кроме того, оно также равно тому давлению газа, которым он обладал бы, занимая один весь объем смесп. Давление насыщенных паров жидкости р_у зависит от температуры, и при достижении температуры кипения оно становится равным внешнему давлению. Таким образом, жидкость испаряется тогда, когда парциальное давление ее паров в окружающей атмосфере меньше давления насыщенных паров.

Для данного нефтепродукта р_у зависит только от температуры его поверхности Т. Зависимость р_у от температуры может быть получена совместным решением следующих уравнений:

Клапейрон а—К л а у з и у с а

11

(5.1)

dp 1

г

dT АТ

уравнения состояния

Р{Уп~ V_X) = RT.

(5.2)

Здесь А — термический эквивалент единицы работы {А = 1/427); V_n, V_>K — молекулярные объемы сухого пара и жидкости при давлении насыщенных паров р; г — мольная скрытая теплота испарения в Дж/моль; R — универсальная газовая постоянная, равная R = 8390 (Дж/моль • К).

Подставив значения (V_n — F,_K) из (5.2) в (5.1) и разделив переменные, получим

dp г dT

Р AR Т*

р

V

Т

ИЛИ

После интегрирования имеем:

где Т — абсолютная температура, при которой известно давление насыщенных паров; р_у — искомое давление насыщенных паров нефтепродукта при абсолютной температуре Т.

Поскольку    -

AR =    8390    ^    20    Дж/(моль    •    К),

то окончательно

(5.3)

Мольная скрытая теплота испарения находится по правилу Трутона

г = 92.10³Г_к,

где Т_к — температура кипения нефтепродукта в К при р = 0,1 МПа. Кривые давлений насыщенных паров некоторых нефтепродуктов представлены да графике (рис. 5.1).

Потери от испарения являются результатом следующих причин:

Потери прп опорожнении и заполнении в у а р о в. т. е. потерп от «больших д ы х а н и й».

Прп выкачке нефтепродуктов нз емкоетп в освобождающийся объем газового пространства всасывается атмосферный воздух. Прп этом концентрация паров в газовом пространстве уменьшается п начинается пспарение нефтепродукта. В момент окончания выкачкп парциальное давление паров в газовом пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. Прп последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется пз емкости. По удельному весу потерп от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь от испарения.

Рис. 5.1. Кривые давлений насыщенных паров.

Таким образом, пз самого определения потери от «больших дыханий» зависят от частоты закачки — выкачкп резервуаров, т. е. от коэффициента оборачиваемости к.

Потери от «малых дыха-н п й» происходят по двум причинам:

1)    от суточного колебания температуры, а следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется п абсолютное давление в газовом пространстве резервуара.

Прп достижении давления, превышающего необходимую величину для подъема клапана, прпподнпмается тарелка клапана п часть паровоздушной смесп выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток газовое пространство п поверхность нефтепродукта охлаждаются, газ сжпмаетея п

происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в газовом пространстве падает, п как только вакуум в резервуаре достигнет величины,, равной расчетной, откроется вакуумный клапан п пз атмосферы в резервуар начнет поступать чпстый воздух (получается как бы «вдох»);

атмосферного резервуара (при условии, что атмосферного больше расчетного давления

2)    от расширения паровоздушной смесп прп понижении давленпя, вследствие чего часть газа выйдет пз разность давлений в резервуаре и клапана).

Потерп от вентпляцпп газового пространства резервуаров происходят прп наличии двух отверстий на крыше, расположенных на расстоянии h по вертикали (рпс. 5.2). Вследствие того, что плотность паровоздушной смесп больше плотностп воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон, прп котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие, а свежий воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара под газовым давлением

Р — hg (Рем — р_в). паровоздушной смесп

где р_сч — плотность воздуха.

Секундный расход прп газовом сифоне можно вычислить по известной формуле истечения

е _и/ л/^ЩЕК_{г    (5}.4)

*    г СМ

где jx — коэффициент расхода прн истечении через отверстие (для практических расчетов jj, = 0,58); / — площадь отверстия.

Если известны концентрация С п плотность р_н паров нефтепродукта в паровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта прп наличии газового сифона определится пз соотношения

G = QC_9h.

Газовый сифон в резервуаре возможен и прп герметичной крыше, если дыхательные клапаны размещены, как показано на рис. 5.2. В этом случае

сильным порывом ветра может быть поднята тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воздух будет входить в резервуар п может поднять в газовом пространстве давление, превышающее допускаемое. Тогда клапан давления 2 в приборе откроется, и через газовое пространство резервуара будет происходить циркуляция воздуха и паровоздушной смесп.

1

Рис. 5.2. Схема вентиляции газового пространства резервуара

Потерп от насыщения газового пространства резервуара парами нефтепродуктов могут происходить прп начальном заполнении резервуара нефтепродуктом, когда газовое пространство резервуара кроме воздуха начинает насыщаться еще и парами нефтепродукта. Эти потери могут бытьп в случае смены продукта в резервуаре, когда в него закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров. В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства резервуара.

Потери от обратного выхода возможны прп частичной выкачке нефтепродуктов пз емкосгп, когда ее газовое пространство оказывается ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачкп происходит дополнительное насыщение газового пространства вследствие пспаренпя некоторого количества нефтепродукта. Еслп емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве прн этом повышается до давления, на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смесп, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной п проветренной емкостп. еслп в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парамп («дополнительный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, п сразу начинается «дополнительный выдох».

Температурный режим резервуаров

Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теорпп нестационарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.

Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внешнего воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследовании нестационарного теплообмена внутри резервуара.

Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом пространстве резервуара было выполнено II. А. Чарным. Полученная расчетная формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов. Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения площади боковой поверхности F_CT к площади крыши резервуара (рис. 5.3, а) F_kP! а другая — от долготы дня и шпроты местности (рис. 5.3, б). Чтобы ис--ключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена дл^ наиболее длинного дня — дня летнего солнцестояния (22 июня).

Таким образом, былп получены простые формулы для определения суточного колебания температуры газового пространства резервуара:

At_r = At_Bf_x — 591 [/2/3 ~т" fife /₄ if &    /5)] i    (5.5)

^rA^e/i~r/8 — функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 5.3.

Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резервуара Дt_T, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю температуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха Дt_B. Однако минимальная температура газа t™‘ⁿ в резервуаре не может быть ниже минимальной температуры воздуха (/Ц”^п). Поэтому приближенно можно принять:

(5.6)

те = ^-0,3^-.    (5.10)

Температура верхних слоев нефтепродукта ?^_сл может быть принята приблизительно равной средней температуре воздуха ^р. Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба процесса стремятся к сохранению _сл«^ const.

Из    экспериментальных    данных амплитуда колебания    температуры верхних слоев    нефтепродукта    в    среднем составляет At_B_ _CJ.    я»    (0,2-М),4) At_r. Выше

приведенные рекомендации по определению температурного режима резервуаров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.

|>ис. 5.:i. График»

W ^CT ftxp

¦f?

¦Ц54

Ц52

(1,50

0,48

0,46

0,44

0,42

11,40

0,38

0,35

0,34

0,32

0,30

0,20

0,26

0,24

022

0,20

0,18

0,15

ff

0,855

0,8517

0,845

0,840

0,835

0,830

0,825

¦0,820

0,815

0,810

0,805

0,800

0,795

0,700

0,785

0,780

U,775

0,770

0,765

35^k

40

*f 45“

50“    55L    50°    55"    f

111! nil

Ч

Si

I

Нонтрольныб

пункты

I

функции f 1» У]КШ110Ш1И (Г).Г))

§ 2. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ ИСПАРЕНИЯ В РЕЗЕРВУАРАХ

Рассматриваемые основы теории потерь базируются на исследованиях П. В. Валявского п В. И. Чернпкпна, которые с целью получения простых расчетных уравнений для подсчета потерь ввели следующие упрощающие положения:

1)    концентрация паров испаряющегося в резервуаре нефтепродукта во всех точках газового пространства одинакова;

2)    насыщение газового пространства резервуара парами испаряющегося нефтепродукта происходит мгновенно;

3)    паровоздушная смесь в резервуаре строго подчиняется уравнению' состояния газов и закону Дальтона;

4)    предполагается, что резервуары (особенно крыши) абсолютно герме--тнчны.

Положим, что в начальный момент времени в газовом пространстве ре--зервуара (с легкоиспаряющпмся нефтепродуктом) установились следующие параметры: объем V_lt абсолютная температура Т_г, давление р_г и концентрация паров С_г. По истечении некоторого времени в результате одностороннего процесса все эти параметры изменились и соответственно стали равны V₂, Т₂, р₂ и С.₂. Определим вес воздуха G₁, находящегося в газовоздушной смеси_г заполнившей все газовое пространство резервуара до начала процесса,-

На основании уравнения состояния газов

V_lPl(l _C₁) = G₁i?7¹₁,

где R — газовая постоянная воздуха;

Заменяя R универсальной газовой постоянной R, получаем

где М_в — молекулярный вес воздуха.

Тогда

1    -П.

В конце процесса вес воздуха (в газовом пространстве резервуара G₂) можно определить аналогично предыдущему уравнению:

C, = F,(l-C„)^-.4^.

- ^v    Т_{2    R}

Вес воздуха, ушедшего пз резервуара вместе с паровоздушной смесы® за время процесса через дыхательный клапан,

Вместе с воздухом в паровоздушной смесп пз резервуара уйдет некоторое количество паров нефтепродукта.

m

Весовое количество нефтепродукта, ушедшего с паровоздушной смесью, определится из соотношения

G В _ F_B рв

Gq    Vq рб ’

где F_B, F₆ — объемы воздуха и паров нефтепродукта в ушедшей ?из резервуара паровоздушной смеси; р_в и р_б — плотности воздуха и паров нефтепродукта в паровоздушной смеси.

Объемы газов в смеси по закону Дальтона пропорциональны их объемным концентрациям

V в    i — c

V б    с

Cl + С 2

где С — ——-— средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в смеси. Известно, что

М_в    М б

22,4 ’    22,4    *

Следовательно,

Рв   М3

Рб ~ Мб '

Подставляя найденные значения отношения объемов и молекулярных весов, получаем

G_B i-C М_в

G б    С    М б

Откуда

^ Мб С /о

^б_Ж' Т^с

или

(5.11)

1 —С д

Уравнение (5.6) позволяет определить вес теряемых паров нефтепродукта в результате их испарения в резервуаре.

Уравнение потерь (5.11) удобнее всего выразить через допускаемые значения избыточного давления р_г и вакуума р_й, а также через давление насыщенных паров, соответствующие температурам Т_х и Т₂. Подставляя значения

С«=^~ и С = — в (5.11), получаем ¹pi ² Рг    Р

^₆ = [(Р1-Л.)тг-(Р2-Ру,)^-]-^:-^-,    (5.12)

где р_У1 — давление насыщенных паров при температуре Т_г; р_У2 — давление насыщенных паров при температуре Т₂; р_у — среднеарифметическое значение

Ру\

давления насыщенных паров, т. е. р_у =---.

Для удобства расчетов давление в газовом пространстве целесообразно выразить через допускаемое давление в дыхательном клапане: р_х= р₃ — р_к, _в;

Рг = Рь + Рк.я> Р =    ^гД^е р_к. в-вакуум; р_{к- д} — избыточное давление.

T'l

[с

Ру

— (Ра

Pa~~P«.

¦Р У,

R ’

-Ру

\ ^V*1

‘ Рк, в Руг) у₂ J

где р_а — абсолютное атмосферное давление.

При практических расчетах давление насыщенных паров нефтепродуктов при различных температурах может быть найдено пз графиков р_у = / (t), представленных на рис. 5.1.

Молекулярный вес бензпновых паров определяется эмпирической зависимостью

М₆ = 60 - 0,3_к - 0.00Щ. к,    (5.14)

где М_б — молекулярный вес бензпновых паров в кг.’моль; t_a. _к — температура начала кипения бензпна в ^СС.

Исследование уравнения (5.12) позволяет получить расчетные формулы в зависимости от характера «дыхания» резервуара и выявить условия, при которых потерп от испарения могут быть ликвидированы частично пли полностью.

Потерп от «малых дыханий»

В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым как бы уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, п увеличивается объем газового пространства резервуара. Но прп практических расчетах можно пренебречь этим колебанием газового пространства п принять Т⁷₁ «а Г, V. Тогда уравнение (5.12) для подсчета потерь от «малых дыханий» в наземных резервуарах примет вид

Ру

м₆

R

Gl.* = V

(5.15)

P — Pv

Ра — Рк. в — Ру, Ра    Рк, л — Ру,

Т,

Еслп перекрытие подземных резервуаров расположено ниже глубины полного затухания колебания суточных температур, потери от «малых дыханий» будут только от колебаний атмосферного давления

^Ра = Ра,—Ра₂.

^ Т. то и p_Vl «=* р_Уг «а р_у. Тогда из (5.15) получим

Г ,.    ,    , „Гу    Мл

(5.16)

^м-Д гр [-УРа (Рк. в ¦ Рк.д)]

-Г у

R

Уравнение (5.16) показывает, что если рассчитать перекрытие резервуаров на нагрузку дыхательных клапанов, равную максимальному суточному колебанию атмосферного давления, можно полностью ликвидировать потери от «малых дыханий» в подземных резервуарах, заглубленных на z, т. е.

&?.д-=0 прп ±р_а = р_К'_Ъ—р_КшЯ.

Величина заглубленпя крыши резервуара z завпспт от географического месторасположения резервуара п теплофпзпческпх свойств грунта.

Из теорпп тепловых волн следует, что где а — коэффициент температуропроводности грунта в м²/ч; 0_О — амплитуда суточных колебаний температуры грунта на поверхности земли; 0_г — амплитуда суточных колебаний температуры на глубине z.

0

Если принять ~ = 100 (полное затухание 0_О с точностью до 1%); а =

= 0,0015 м²/ч, то получим z = 0,5 м.

Представляет большой практический интерес задача о величине допускаемого избыточного давления в резервуаре (р₂), при котором не будет потерь от «малых дыханий». Для решения этой задачи приравняем нулю уравнение (5.15). Тогда можно записать:

Ра Рк. в Ру_г Ра — Рк. д Ру„

т1    т₂

Но

Следовательно,

(5.18)

(5.19)

Р-2    (Ра . Рк. д)-

т

Pt Руг Т“ СРа    Рк. в ' Руг) 2¹ j ’

То

Рк. д ⁼ (Ра Рк. в PyJ    (Ра    Руг)-

Для ориентировочных расчетов потери от «малых дыханпй» с 1 м³ газового пространства «атмосферных» резервуаров составляют: при изменении температуры газа на 1° С

(5.20)

при изменении атмосферного давления на 1 Па

GS. д =* 0.44 • С, кг/м³ Па.

(5.21)

Потери от «больших дыханий»

Из самого определения «большие дыхания» следует, что величина потерь должна быть пропорциональна объему закачанного в резервуар нефтепродукта.

Для «атмосферных» резервуаров прп.мем р_х р₂ ^ р. Поскольку «большие дыхания» происходят за короткий промежуток времени, то Т_х Т, Т, а следовательно, и С_х С„ С. Тогда уравнение (5.11) примет вид

(5.22)

Здесь V_г — V, = V₆ — объем закачанного в резервуар нефтепродукта,

Таким образом, прн Vg = 1 м³ и р_б = 3 кг/м³ получпм формулу для ориентировочных расчетов потерь от «больших дыханпй» прп закачке 1 м³ нефтепродукта для «атмосферных» резервуаров:

^б. _д ЗС кг/м³.

(5.23

Если резервуар рассчптан на какое-то избыточное давление, то в начале процесса «большого дыхания» часть паров сожмется и газовое пространство резервуара уменьшится до I⁷*. Сжатие газов будет происходить до тех пор,

пока давление в газовом пространстве не станет больше р₂. Следовательно, потерп от «болыппх дыханий» начнутся с объема газового пространства V\ <

< V₁. Тогда пз резервуара уйдет объем паровоздушной смеси, равный F₆ _

—    AV. где F_g — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, a AV = F_x —

—    V* — часть объема газового пространства резервуара, которая может быть заполнена нефтепродуктом без потерь от «больших дыханий».

Такпм образом, для определенпя V* уравнение (5.13) надо приравнять нулю.

Тогда

V* — V ^Рз~^Рк- ^в~^рг* .

'    ¦    ¹ Ра — Рк. д — Р_у2 Ту

Принимая Т_х «=; Т.₂ = Т и p_Yl = р_у, = p_v п заменяя р_г — р_в — р_к, _в ^п Рг ⁼ Ра ~ Рк. в- получаем:

у* __ у Pi Ру .

^{3    1}    Р2 — Р_у ’    .    _i    '

AF = F_x-n.

ДГ = F_x М

¹ V р> — р_у J ’

Рг —Pl

AV = F,

ЛР-2 — Ру

Объем газов, выходящих пз резервуара,

Ут = F_fi — AF

пли

^yr-^v^^v>(jF^r)-    <ь»>

Вес паров нефтепродукта, теряемых из резервуара прп одном «большом дыхании»:

Gt.*=(Yt — bV)pC    при р₆=|-.^- и С = ~,

Н    Р

т. е.

<⁵-²⁵>

Уравнение (5.24) показывает, что с увеличением давления насыщения паров объем газов F_r, выходящих из резервуара при «больших дыханиях», уменьшается, а концентрация паров нефтепродукта С увеличивается. Вероятно, что прп определенном значенпп р* потерп от «больших дыханий» будут дости-

dG₆

гать максимума. Значение ?_тах найдем из условия j_p~ ~ а именно:

— Vi(p^-Pi)'—^Р2    = 0.

¹ ~    (Pi    —    Ру)    ^ч-

лишш

Р2

ⁱ б ^у 1    2    Н\) /р

Отсюда

/-ЙЧ¹--&)]•    ^<5-²⁶⁾

Ру — Pt

При полном заполнении резервуара можно принять У₆ = V_г. Тогда

Р? = Р₂( 1-j/l-^).    (5.27)

Подставив значение р* из (5.27) в (5.25), полним уравнение для определения максимальных потерь от «больших дыханпй»:

(5.28)

Л

Избыточное давление в резервуаре, при котором не будет потерь от «больших дыханий», можно получить, приравняв нулю уравнение (5.25):

или

Отсюда

„ _ ^ iPi — v_6Py

I I • I f)

(5.29)

Потери от насыщения газового пространства «атмосферных» резервуаров

Потери этого вида возможны при наливе нефтепродуктов в чистую, сухую тару (бочки, бидоны, контейнеры и резервуары, не бывшие еще в эксплуатации).

Если в такие емкости объемом V наливать нефтепродукт, то вследствие испарения газовое пространство их будет насыщаться парами. За некоторый промежуток времени объемная концентрация паров поднимется на величину dC, а так как емкость свободно сообщается с атмосферой, то из емкости уйдет паровоздушная смесь объемом dV = VdC. Вместе с паровоздушной смесью уйдут и пары нефтепродукта. Еслп в рассматриваемый момент времени концентрация паров нефтепродукта С. то из емкости уйдет объем паров

dV„ = VCdC.

Из уравнения состояния газов

pdV„ = dG_KRT

следует, что

dG_H = -^-dV,

ИЛИ

dG_H = -^rVCdC. После интегрирования от 0 до С получпм

pV С 2

(5.30)

Или, выражая R через универсальную газовую постоянную R, имеем:

г = zll В. ^Сг» Т ' д ‘ 2 ’

Ру

р

у Л/_б Ру

Тр' R    2

Если в емкости ранее хранился тяжелый нефтепродукт с концентрацией паров С_х. то прп заполненпп ее более легкпм нпзкокипящим нефтепродуктом будут потерп от дополнительного насыщения газового пространства. В этом случае исходное дифференциальное уравнение следует интегрировать от С_г до С о, и формула (5.30) примет вид

Гр Мб (Cj-q) т ‘ R 2

(5.32)

Gn =

Потери от «обратного выхода» (G₀. _в) определяются по формуле (5.12). Полагая p_Vl = р.._х — парциальному давлению паров бензина в момент окончания выкачки и р_у, = p_v. _б — парциальному давлению насыщенных паров бензпна, получпм

(Ра Рк. в — Р'.-х

Ру

- Ру. б

Р а-

Go., = V(

т.

Р—Ру

(5.33)

R

Приравнивая нулю выражение (5.33), стоящее в скобках, найдем, что потери от «обратного выдоха» не будут прп условии, что

~ Ра. Д j iPа    Рк, в Рух)-

Поскольку процесс «обратного выдоха» происходит прп Т_х яй Т₂. то потери будут отсутствовать, еслп

Рис, 5.4. Определение потерь нефтепродуктов от испарений по изменению физических констант.

Ру. б ' Рк. д Рк. в Рух-

Фактические потери нефтепродуктов от испарения в резервуарах

Фактические потерп нефтепродуктов при хранении в резервуарах могут быть определены одним из двух способов.

Первый способ. Исследование изменений физических свойств нефтепродуктов в процессе длительного хранения.

Для определения потерь необходимо иметь две пробы, взятые до хранения (Л) и после хра-нення (Б).

Пробу нефтепродукта А подвергают дробной разгонке под вакуумом и по данным разгонкп строят кривую давления насыщенных паров в зависимости от процента отгона, В образце Б так же определяют р®, значения которого откладывают на оси ордпнат и проектируют на кривую разгонки образца А и далее на ось абцисс (см. рпс. 5.4). Отрезок х представляет потери нефтепродукта (в %) при хранении.

Второй способ. Непосредственное измерение объема выходящих из резервуара паров. Этот способ, наиболее приемлемый при кратковременном хранении (за одно «малое» или за одно «большое дыхание»), заключается

в следующем. После проверки полной герметичности крышн к газовому пространству резервуара подключаются счетчпк и газоанализатор. По объему выходящей из резервуара паровоздушной смесп н концентрации паров нефтепродукта определяют количество теряемого нефтепродукта.

Методика подсчета потерь нефтепродуктов от «малых» и «больших» дыханий

Пример 5.1. Определить потери бензина в июне от одного «малого дыхания» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре объемом 4600 м³ (D — 22,8 м, R = 11,4 м, высота конуса крыши h ~ 0,47 м), установленного в Москве и заполненного наполовину (Н_г = 0.5 R). Температура начала кипения бензина f_H._K = 46° С. Среднее атмосферное давление р_а = ДО³ Па.

Решение. 1. Определяем температуру в газовом пространстве резервуара.

Согласно данным климатологического справочника среднемесячная температура воздуха в нюне в Москве t_B = 17.8^: С. а среднемесячный минимум t_B = = 12,3° С.

Среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха ¦^- = <1 P-Cⁱⁿ;    Л?_в = 2 (17,8 — 12,3) = ГГ С.

Отношение F_ci:JF_Kp ^пР^и половинном заполнении резервуара

= 0,016; /₅ = 0,855; /_в = 0,0145; /₇ = 0,46; /₈ = 0,77.

Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара определяется по формуле (5.5):

Д*_г = 11,0 • 0,819 + 591 [0,036 • 0,72 - 0,46 • 0,0145 - 0,016 (0,77 - 0,855)] = 27,8° С.

Минимальная температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.6)

^^,n = C^In=12.3⁼C.

Максимальная температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле (5.7)

_fmax _{= t}min __ ^ _{= 12>3} _ ₂7.8 = 40,1° С.

2.    Определяем температуру верхних слоев нефтепродуктов по формулам (5.9) и (5.10):

^    -    0.3    4^    =    17.8    -    0,3    =    13,7= С;

Сс^а_п^х=^^р-0,3 ^ = 17.8-0,3^-21,9³С.

3.    Определяем объемную концентрацию бензиновых паров в газовом пространстве резервуара (C_l и С₂).

Пользуясь графиком на рпс. 5.1 (четвертая снизу кривая), находим давление насыщенных паров р_у прп п р_У1 — 0,027 МПа и р_Уг = 0,04 МПа. Тогда

г* Ру\ 0,027 г, пг-    п    Ру' 0,04 _п ,

^с'=-к⁼~ъ—=⁰-²'    ^{11 с}^!Г⁼^г^⁰’⁴-

Средняя объемная концентрация

С = ^Cl7^C^- = °'²-Ь~°'⁴ = 0.335.

4.    Определяем молекулярный вес бензпновых паров по формуле (5.14): М_б = 60 - 0,3f_H. _к - 0.001 • tl .к = 60 - 0.3 • 46 - 0.001 ¦ 46² = 75,9 кг/моль.

5. Потерю бензина за одно «малое дыхание» определяем по формуле (5.11):

pt    т- ri-Q 1-С_г-] С М_б

Ь-м. д \ Pа |_ _{Ti    Г ;} J 1 - С ¦ д ’

т. е.

Шл -    1    ¹    ^    U.-i    ~I 0-33о    /о>9 (1пл

Gi д — 4

’    '    ¹⁰    Ы-ШГ    ~    273=WJ МШ ’ 8390 = ^{690 ЬГ}‘

Пример 5.2. По условиям примера 5.1 определить потери от одного «большого дыхания». Давление насыщенных паров бензина прп его средней температуре    Т\р 17,8" С на рпс. 5.1 составит р_у = 0,035 МПа. Средняя

объемная концентрация бензпновых паров в газовом пространстве резервуара

С ⁼-у~=—⁼ 0,35. Средняя температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.8):

/max /min    \_f _ w    970_<<

_?cp ₌ j_r-— _{= t}cp _    _{=    17}    8    _    -^ьЬ-—^И- = 26,2.

i 2 2 '2

Потери бензина за одно «большое дыхание», прп коэффициенте использования емкости 0.95 согласно (5.22) составит:

G₆. Д = 0⁷1 - У2)    =    4600    .    0,95 -₂₇₃^;_{б Г} 0.35 §§- = 4700 кг.

§ 3. МЕТОДЫ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Выбор определенных методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведется по технико-экономическим расчетам, основой которых является величина годовых потерь для каждого пз сравниваемых вариантов. Величина потерь от испарения нефтепродуктов прп каждом выбранном варианте оборудования резервуарного парка п прпемо-раздаточных устройств меняется с изменением метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер. Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового, суммирования. Для этого все дни года разбиваются на группы, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями чем меньше различие между днямп, входящими в каждую данную группу, тем выше точность расчета. Для каждой пз выделенных групп рассчитывают

суточные потери от испарения нефтепродуктов ДG, затем подсчитывают количество дней иг, входящих в каждую группу, н определяют величину потерь за год:

i=tl

^год — ZmAG.    (5.34)

?=1

Этот метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднепшую систему мероприятий по борьбе с потерями.

Для предварительных ориентировочных технико-экономических расчетов значение годовых потерь от «больших» и «малых дыханий» можно определять по следующим эмпирическим формулам:

1) G₆'_a^430Vpyk_fp,    (5.35)

где С?₆.д — годовые потери от «больших дыханий» в т/год; V — годовой объем реализации нефтепродукта в м³/год; р_у — давление насыщенных паров при среднегодовой температуре воздуха в Па; р — плотность нефтепродукта в т/м³; kf — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров п (к* — 1 при п = 1 -j— 40; kf = 0,8 при п = 40 -^-60: k_f = 0,5 при п = 60 — 100);

2) ^,._д^1,37р_у?^_нА:₀р.10⁵,    (5.36)

где G_M. _д — годовые потери от «малых дыханий» в т/год; D — диаметр резервуара в м; к_я — коэффициент, учитывающий высоту газового пространства резервуара,

К = 0,175 (0,328Я _г - 5)⁰’⁵⁷ - 0,1;

к_й — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для алюминиевой краски к₀ = 1; для белой краски к₀ = 0,75; для неокрашенной поверхности к₀ = 1,25).

Формула (5.36) получена при среднесуточном колебании температуры в течение года Д?_в = 9° С. При других значениях At_B потерп пропорциональны действительным суточным колебаниям температуры воздуха.

Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на пять групп.

Первая группа — сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь (5.11) следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V_x = V₂ = 0 в резервуаре практически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потерп до 90%. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей п понтоном наиболее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов.

Вторая группа — хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, равным вычисленному по формуле (5.18), то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыхании» и частично от «больших дыханий» (описание конструкций и расчеты таких резервуаров изложены в третьей главе). Величина избыточного давления может быть и больше значения, определяемого по формуле

(5.18). В этом случае потерп от «больших дыханий» значительно сократятся. Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. На рпс. 5.5 представлен график суммарной стоимости хранения автобензпна для резервуаров различной конструкции объемом 5000 м²⁰⁷. Кривые зависимости построены для различных коэффициентов оборачиваемости и позволяют сделать следующие выводы:

1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости возрастает. достигая максимального значения в северной климатической зоне;

Рис. 5.5. Суммарная стоимость хранения автобензина в резервуарах различной конструкция объемом 5000 м³ (для средней климатической зоны).

V

1§^г

1 — для типового резервуара: 2 — для резервуара повышенного давления; з — для резервуара с понтоном п щитовой кровлей.

а

т

О S 1В 24 32 40 48 56 64    72    80 88 96

коэффициент годовой оборачиваемости резервуара

Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров перетекают в освобождающиеся, и потери от «больших дыханий» не происходит. Поскольку вполне сихронный прием и отпуск нефтепродуктов осуществить

Рис. 5.6. Газоуравнительная система.

7 — резервуар; 2 — дыхательный клапан; з — газгольдер; 4 — регулятор давления; 5 — сборный газопровод; 6 — конденсатоеборник; 7 — насос для откачки конденсата; 8 — кон-

денсатопр овод.

трудно, в систему включают газгольдеры, в которые поступает избыток газов из системы, когда поступление нефтепродуктов превышает откачку и, наоборот, газгольдеры могут дать в систему паровоздушную смесь, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродуктов. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения погрузочно-разгрузочных операций. Дыхательные клапаны системы надо устанавливать с условием, что избыточное и вакуумное давления будут несколько ниже значений, на которые рассчитан резервуар. Этим обеспечивается заполнение газгольдера паровоздушной смесью до того, как произойдет их выход из резервуара в атмосферу через дыхательную арматуру резервуара, и опорожнение газгольдера до входа атмосферного воздуха в резервуар.

Рис. 5.7. Установка дисков-отражателей на резервуаре.

1    •—• дыхательный клапан»

2    — огневой предохранитель; 3 ¦— монтажный патрубок; 4 — диск-отражатель.

При наполнении резервуара сразу после освобождения установкой дисков-отражателей (рис. 5.7) под дыхательным клапаном внутри резервуара можно сократить потери до 25%. Эффект установки дисков-отражателей основан на уменьшении влияния вынужденной конвекции при освобождении резервуара на испарение с поверхности нефтепродукта, так как с помощью отражателя изменяется направление входящего в резервуар воздуха с вертикального на горизонтальное. Диски-отражатели с дыхательными клапанами целесообразно располагать ближе к центру крыши, чтобы уменьшить скорость горизонтальной веерной струи поступающего воздуха у стенки резервуара. При высокой скорости струя у стенки резервуара начнет двигаться вдоль стенки, вызывая интенсивное перемешивание паровоздушной смеси.

Эффективность работы дисков-отражателей зависит от их диаметра D и высоты установки h. Наилучшие результаты работы дисков-отражателей получены

прп h. равным двум диаметрам монтажного патрубка d, п диаметре диска D >=< (3 -f- 3,5) d.

Пятая группа — организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров — одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие органпзацпонные мероприятия.

1.    Для уменьшения потерь от «малых дыханпй» в «атмосферных» резервуарах необходимо легкопспаряюпшеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По топ же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкопспаряющпхся нефтепродуктов в одном резервуаре.

2.    Для сокращения потерь от «больших дыханпй» необходимо максимально сократить внутрпбазовые перекачкп пз резервуара в резервуар.

3.    Чем .меньше промежуток времени между выкачкой п закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что прп выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парамп нефтепродукта. Следовательно. прп закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время. Выкачку же. наоборот, целесообразнее производить днем.

4.    Известно, что потерп от «малых дыханпй» прямо пропорциональны площади пспаренпя. Но так как с увеличением объема резервуара отношение площади поперечного сечения к объему падает для типовых «атмосферных» резервуаров, то отсюда следует, что легкопспаряющпеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема.

5.    Важное значение пмеет техническое состояние резервуаров п дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потерп от вентпляцпп газового пространства.

6.    Правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.

^ лавлпванпе нефтепродуктов из промышленных стоков

В процессе эксплуатации нефтебаз вместе с промышленными стоками в канализационную сеть частично попадают п нефтепродукты. Нефтесодержащие стоки в основном образуются в результате розливов на эстакадах, в разливочных, прп дренировании воды пз резервуаров п т. д. Очистка промышленных стоков кроме сохранения нефтепродуктов пмеет очень важное санитарное значение — предохранение водоемов от загрязнения.

Нефть может находиться в сточных водах в эмульгированном, коллоидном и растворенно.м состояниях. Тяжелые фракции нефти (смолы, битумы) могут осесть на дно. Нефть, плавающая на поверхности воды, составляет обычно основную массу загрязнений, образующихся из попавших в воду крупных частиц нефтп, быстро всплывающих на поверхность. Содержание плавающей нефтп в стоках составляет от нескольких миллиграммов до сотен граммов на 1 л воды п зависит от организации технологического процесса, состояния оборудования, трубопроводов п т. д. Удаление с поверхности воды этой нефти не представляет затруднений и легко осуществляется в обычных нефтеловушках.

Эмульгированная нефть находится в воде в виде взвешенных шаровых частиц размером от десятых долей до сотен микрон. Эмульгированная нефть может образоваться при сильном механическом перемешивании с водой в насосах, трубопроводах и т. д. Эмульгированию нефти способствует наличие в воде щелочей и поверхностно-активных веществ, уменьшающих поверхностное натяжение на границе нефть — вода. Количество эмульгированной нефти в воде колеблется обычно от десятков до сотен миллиграммов на 1 л.

В отличие от плавающей удаление эмульгированной нефти из воды представляет гораздо большие трудности, так как она может длительное вре.мя находиться в воде, не укрупняясь и не всплывая. Устойчивость эмульгированных частичек объясняется несколькими причинами. Одна пз главных прпчпн — пх малый размер. Прп крупных размерах частиц гравитационные силы привалп-руют над силами, удерживающими частицы во взвешенном состоянии, в результате чего частицы быстро всплывают на поверхность воды. С уменьшением размера частиц гравитационные силы быстро убывают п основную роль начинают играть силы, стремящиеся удержать частицы в эмульгированном состоянии, К таким силам, в частностп, относятся силы броуновского движения, связанные с тепловым движением частпц, и электростатические силы (отталкивания), вызываемые наличием у частпц нефтп отрицательных электрических зарядов.

Наличие электрического заряда приводит к образованию вокруг частиц эмульсии двойного электрического слоя пз понов, образующихся при диссоциации электролитов, почти всегда присутствующих в сточных водах. На поверхности частицы адсорбируются положительные ноны, а вокруг них располагаются ионы противоположного знака. Прп двпженип частицы в жидкости на границе между ней и жидкостью возникает так называемый электрокпнети-ческий потенциал, величина которого в значительной мере характеризует стойкость эмульсии. Наличие двойных электрических слоев понов вокруг эмульгированных частиц препятствует пх коалесценцпи (слиянию) при сталкивании, а следовательно, и образованию более крупных частиц, способных быстрее всплывать.

Особенно стойкие эмульсии образуются прп налпчпп в сточных водах по-верхностно-актпвных веществ (ПАВ) — эмульгаторов, действие которых обусловлено особым строением молекул, состоящих пз гидрофобной и гидрофильной частей. Гидрофобная часть молекулы эмульгатора хорошо смачивается нефтью, а гидрофильная — водой. Поэтому молекулы эмульгатора, накапливаясь на поверхности раздела нефть — вода, ориентируются таким образом, что гидрофобные части пх направлены в сторону нефтн, а гпдрофпльные — в сторону воды. В результате частпцы нефтн оказываются окруженными адсорбционным слоем молекул эмульгатора, хорошо смачиваелшх водой, что препятствует коалесценцип отдельных частпц и повышает стойкость эмульспи. Поверхностное натяженпе на гранппе нефтн с гидрофобными частями молекул эмульгатора оказывается менынпм. чем на границе нефтп с водой.

Уменьшение поверхностного натяжения способствует образованию в воде более мелких частиц нефтн н тем самым дополнительно стабилизирует эмульсию. Роль эмульгаторов могут играть также присутствующие в сточной воде мельчайшие минеральные частицы (глина, ил и другие), прплппающие к поверхностп капелек нефтн и образующие на нпх своего рода «броню», предохраняющую капельки от непосредственного соприкосновения. Более крупные минеральные частицы могут покрываться пленкой нефтп п вместе с нею вплывать на поверхность или осаждаться на дно, образуя пропитанный нефтью осадок.

Коллоидная нефть содержится в сточных водах в количествах, не превышающих 20 мг/л. Размер коллоидной частицы нефти составляет обычно 0,01 — 0,1 мк. Растворимость нефти в воде очень мала (около 0,5 мг/л), поэтому содержание ее в сточных водах практически можно принять равным нулю.

Процесс разделения нефти и сточной воды при отстаивании происходит неравномерно во времени. Основная масса всплывает в течение первых 30 — 40 .мин. Затем происходит постепенное замедление процесса разделения и концентрация нефтп в воде меняется мало. Абсолютная величина остаточного содержания нефтп, определяющая эффективность отстаивания, различна для сточных вод разного происхождения и зависит от количества содержащихся в ней наиболее тонкоэмульгированных частиц. В нефтеловушках при их нормальной эксплуатации задерживаются частицы величиной более 100 мк. По данным исследований количество задерживаемой в нефтеловушке нефтп не превышает 95%, а ее остаточное содержание в воде составляет 100—300 мг/л.

Такая степень очистки сточных вод не удовлетворяет требованиям санитарной охраны водоемов и позволяет использовать нефтеловушки лишь в качестве предварительной ступени очистных сооружений. Более высокий эффект достигается в прудах-отстойниках (земляные амбары), где происходит вторичное (после нефтеловушки) и более длительное отстаивание в статических условиях. Однако устройство таких отстойников требует больших земельных площадей.

Большая площадь отстойника, с одной стороны, увеличивает производительность отстоя, а с другой стороны, затрудняет откачку накапливающейся нефти и очистку от осадков. Опыт эксплуатации прудов-отстойников на нефтеперерабатывающих заводах показывает, что содержание нефти в воде может быть доведено до 50 мг/л.

Процесс отстаивания может быть интенсифицирован коагуляцией. Вводимый в воду коагулянт нейтрализует отрицательные заряды эмульгированных капелек нефтп. способствуя тем самым их слипанию, а образованные ими хлопья сорбируют на своей развитой поверхности мелкие частицы загрязнений, облегчая их отделение от воды. В качестве коагулянтов могут быть использованы известь, глинозем, сернокислое и хлорное железо.

Наилучшие результаты были достигнуты при добавлении извести в количествах 150 — 200 мг/л. В этом случае остаточное содержание нефти падало до

15 мг/л.

Однако необходимость применения больших доз коагулянта, повседневный химический контроль, сложность эксплуатации очистных сооружений, образование большого количества трудноудаляемого осадка, содержащего большое количество нефти, являются существенными недостатками, ограничивающими широкое применение способа коагуляции.

Расчет нефтеловушки

В основу расчета положена формула Стокса для определения скорости всплытия w шарообразных частиц в жидкой среде:

(Рв Рн)    /С 0^74

^{W = g}l^'^k±Tf~’    ^(5>37)

где g — ускорение силы тяжести; d — диаметр всплывающих частиц нефти; v — кинематическая вязкость воды; р_в и р_н — плотности воды и нефти.

Для практических расчетов вязкость воды постоянна и равна одному сан-тистоксу. Из формулы (5.37) следует, что скорость всплывания нефтяных частичек в воде в основном зависит от их диаметра и в меньшей степени от отношения плотностей. Это положение хорошо проиллюстрировано кривыми на рпс. 5.8.

Для расчета размеров нефтеловушки примем, что отстой происходит в наиболее благоприятных статических условиях. Суточный объем стоков V устанавливается в соответствии с продолжительностью отстоя т, который принимается около 2 ч.

Производительность отстоя Q = F/t.

Примем, что объем камеры отстоя нефтеловушки равен V. Тогда

V —Fh,

где F — площадь сечения камеры; h — высота камеры.

А-А

Рис. 5.9. Нефтеловушка с параллельными перегородками.

J — лебедка; 2 — переточная труба гидравлического затвора; ¦3 и о — нефтеотводящая п вентпляцпонная трубы; 4 — колпак; 6 — решетчатый настил; 7 — предохранительная решетка; 8 — дескоуловитель; 9 — шланг для удаления осадков; 10 — перегородка; 11 — осадок; 12 — трос; '13 — закрытый колодец для нефтп.

IV, пм / С

рис. 5.8. Кривые скоростей всплывания частиц нефти в воде.

Согласно условию за время т частицы нефти, обладающие расчетной скоростью w, должны всплыть, т. е. пройти путь, равный h. Следовательно, 1г = дет, а V = Ftw.

Подставляя значения Т\ получаем формулу Q = wF. которая показывает, что количество осветленной воды (или производительность отстоя) завпспт только от скорости осаждения и свободной поверхности жпдкостп.

Такое положение существенным образом влияет на конструкцию нефтеловушек, которые имеют сильно развитую площадь свободного сечения п сравнительно небольшую высоту.

Современные нефтеловушки, как правило, имеют не менее двух камер отстоя и оборудованы шиберными затворами, позволяющими изменять высоту в камере отстоя в зависимости от суточного количества поступающих стоков. С помощью шиберного затвора отстоявшаяся нефть поступает в сборник и оттуда насосами откачивается в специальную емкость.

Изучение работы существующих конструкций нефтеловушек показало, что их эффективность может быть повышена за счет применения параллельных, наклонных перегородок. Известно, что в обычных нефтеловушках частицы нефтепродуктов всплывают на поверхность воды п образуют плавающую пленку.

Последующие опыты показали, что частицы нефтепродукта могут образовывать сплошные пленки на нижних поверхностях горизонтальных или наклонных пластин, погруженных в очищаемую воду. Прп разделении камер нефтеловушек параллельными перегородками на несколько продольных каналов увеличивается сепарирующая способность их, так как значительно сокращается путь прохождения частицы нефтепродукта до образования сплошной пленки. Так, при разделении камеры по высоте на десять каналов максимальный путь нефтяной частицы до образования сплошной пленки сокращается в десять' раз. Это позволяет сократить длину камеры без снижения производительности отстоя. Наличие перегородок приводит к резкому снижению трубулизации потока и позволяет более равномерно распределять стоки по всему сечению нефтеловушки. Наилучшие результаты получены при угле наклона перегородок 45°. При этом нефть, отделенная от воды, поднимается по перегородкам на поверхность, а осадок скапливается на дне. В нефтеловушке описанной конструкции (рис. 5.9) улучшение степени очпсткп стоков, кроме ранее указанных факторов, будет зависеть еще от отношения расстояния между перегородками к полной глубине камеры и от длины перегородок.

Для сокращения потерь от испарения всплывающей пленки в нефтеловушке применен специальный колпак. Пространство под колпаком заполнено жидкостью, так как уровень сливной перегородки выше верха колпака. Колпак сверху имеет гидравлический затвор из чистой воды. Нефтепродукт (нефть), собирающийся под колпаком, под давлением воды поступает в сборный колодец через переливную трубу, расположенную сверху колпака. Ловушка закрытой конструкции позволяет резко сократить загазованность воздуха.

Как указывалось ранее, осветленная после отстоя вода не может быть выпущена в открытые водоемы из-за сверхнормативного содержания нефти. Поэтому воду после нефтеловушки следует дополнительно очистить.

Флотационная очистка стоков

Одним из эффективных способов вторичной очистки стоков до установленной санитарной нормы можно рекомендовать флотационный метод очистки. Этот метод основан на способности частпц нефти прплипать к пузырькам воздуха, которым искусственно насыщается вода. Прплппшие пузырьки воздуха резко увеличивают скорость всплытия, что позволяет удалять из воды более мелкие частицы и тем самым снижать содержание нефтп в воде до 10—20 мг/л.

Всплывающие с пузырьками воздуха на поверхность воды частицы нефти и других загрязнений образуют трехфазную пену (вода, воздух и нефть). Самопроизвольное разрушение пены обычно происходит в течение 5—10 мин. Этот процесс можно ускорить прогреванием пены пли опрыскиванием ее водой. Различают несколько видов флотации, отличающихся способом введения воздушных пузырьков в очищаемую воду.

Наиболее широкое распространение получила напорная флотация, при которой очищаемая вода предварительно насыщается воздухом под избыточным давлением, а затем выпускается в резервуар, где происходит флотация. При снижении давления в резервуаре из воды выделяются пузырьки растворенного воздуха, осуществляющие флотацию частиц нефти.

Типовая схема установки напорной флотации представлена на рис. 5.10. Очищаемая вода из нефтеловушек перекачивается в напорный бак, в котором поддерживается давление 0,2—0,4 МПа. Одновременно во всасывающую трубу насоса вводится атмосферный воздух, подсасываемый эжектором. Перемешанный с водой воздух попадает в напорный бак. Из напорного бака насыщенная воздухом вода выпускается в открытый флотатор, представляющий собой прямоугольный или круглый резервуар, оборудованный устройствами для распределения и сбора воды и удаления пены. Во флотаторе из воды выделяются

Рис. 5.10. Схема флотационной очистки нефтяных стоков.

1 — сборник нефтесодершащих стоков; 2 — насос; з — напорный бак; 4 — эжектор;

5 — флотатор.

пузырьки воздуха и происходит непосредственно процесс флотации. Образующаяся на поверхности воды пена удаляется скребковым транспортером в специальный отсек, из которого перекачивается в специальный резервуар. Очищенная вода отводится из нижней части флотатора.

Пена

7    8    Рис. 5.11,    Водоотдели-

' у    тель    флотатора.

Wr" -    1 — подвод    воды; 2 —

¦ ..TJ—флотационная камера; Ъ Очищенная з — отстойная камера; 1 . fioda    ⁴ — желоб    для пены;

I__5 — вращающийся

водораспределитель;

6 — скребок; 7 — кольцевая перегородка; 8 — сборный лоток.

Эффективность флотации зависит от конструкции флотатора, особенно от системы распределения стока. Наилучшие показатели имеют флотаторы с вращающимся водораспределителем (рис. 5.11) типа Сегнерова колеса.

Конструкция водораспределителя представляет собой вращающуюся пяту, к которой приварены патрубки с шестью фланцами для присоединения водораспределительных труб. Для равномерного распределения воды по площади на каждой водораспределительной трубе под углом 45—60° приварено несколько выходных патрубков. При выходе воды из патрубков возникает реактивная сила, под действием которой водораспределитель начинает вращаться, и вода равномерно распределяется во флотаторе.

Основные размеры флотаторов могут быть определены на основании опыта эксплуатации по эмпирическим зависимостям:

о Яф-о.б)/^,

где ?>ф — диаметр флотационной камеры в м; D — пропускная способность в м³/г, v_BX — скорость волы на входе в камеру в мм/с;

2)    #_ф = 0,001у_вхт,

где Нф — высота флотационной камеры в м; т — продолжительность пребывания воды в камере в с (прп <2 = 1000 м³/ч п г_вх = 10 мм/с т'л* 180 с);

3)    D^OAVD,

где D ₀ — диаметр отстойной камеры в м;

4)    глубина переходной зоны Н_г «*1.2 м:

5)    глубина отстойной камеры Н₀ ^ 0,8 м;

6)    диаметр подводящей трубы вращающейся пяты п труб водораспределителя определяется (d_n), исходя из скорости движения воды, равной 2 —- 2,5 м/с;

7)    диаметр сопел d_z и число сопел на распределительных трубах устанавливаются пз условия, прп котором скорость на выходе из них не должна превышать 0,8—1.0 м/с.

Нефтесборный отсек следует располагать на 2 см выше уровня воды во флотаторе.

Расчетные размеры флотаторов для расходов 100—1000 м³/ч приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Размеры флотаторов

§ 4. ЗАМЕР П УЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя методами: весовым, объемно-весовым и объемным.

При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах.

По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера.

Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема.

Калибровка резервуаров

Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей:

1)    с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный (замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой емкости;

2)    при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объемный расходомер с известной шкалой погрешности;

3)    путем непосредственного обмера резервуаров.

Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие), то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D.

Тогда общий объем резервуара

г=л    ;=л

1    1

где п — число поясов; V_t — объем одного пояса.

Высоту h каждого пояса резервуара и толщину 6 листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса

где S2 — измеренный периметр окружности второго пояса.

В резервуарах телескопической сборки: D_x = D?; D₂ = D* — 26,; D₃ = = DI - 2 (6₂ + б₃) и т. д.

Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим расположением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см высоты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого пояса.

В резервуарах со ступенчатым расположением поясов внутренние диаметры всех нечетных поясов равны и соответствуют величине D*, т. е. В_г = = D₃ = D_b = D₇ = Z)f, а внутренние диаметры четных поясов вычисляются так: D_% = D_x — 26₂; D₄ = D_x — 2б₄; D_e = D_x — 26₆ и т. д.

Емкость резервуара со ступенчатым расположением поясов обычно^рас-считывают по среднему внутреннему диаметру:

i=n

n = -2__^:

^пол п *

где п — число поясов в корпусе резервуара.

Полный объем резервуара в этом случае

тт  •'^пол тт

4    ’

где Н — полная высота цилиндрической части резервуара.

Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.

Рис. 5.12. Расчетная схема калибровки горизонтального цилиндрического резервуара.

Методика составления калибровочных таблиц для горизонтальных цилиндрических резервуаров отличается от вышеизложенных и основана на вычнслешш коэффициентов площадей. Сущность этого метода может быть показана на конкретном примере. Выделим в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с плоскими днищами элементарную полоску высотой dy п шириной 2х (рис. 5.12), имеющую площадь df = 2xdy.

Из прямоугольного треугольника ABCимеем:

х = V2Ry — г/².

Тогда

df = 2 У~Шу — у^% dy,

а площадь полного сегмента

у

1 = 2 J У 2Ry — у² dy = 2 [i?^s arccos - 2 (R - у)    .

о

Разделив обе части уравнения на F = яR², получим

Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади перпендикулярного сечения резервуара.

Значения К, соответствующие относительной высоте y/R, вычисляются через каждые сантиметр измерения у, и по этим данным определяют соответствующие площади сегментов /_с = KF. Тогда объемы сегментов, соответствующие вычисленным площадям, будут: V_Cl —¦ fc,L; F_C2= f_c,L; У_Сз = f_Ca L и т. д. Отсюда

•г-л    \=п

i    i

где L — длина горизонтального резервуара.

/

F = F — 2F

^г Ц ^ ’’ С . Д*

где F₄ — объем цилиндрической части резервуара; Г_с. _д — объем сферического днища

F_{c д} = g- rcz (3R- г²);

z — стрелка купола.

Объемы сферических частей днищ определяются по известным таблицам, в которых даны значения коэффициента К' в зависимости от степени заполнения hJD. Коэффициент К' показывает отношение объема части сферического днища F_c. _д при различных значениях уровня h к полному объему днища Т⁷_Д:

Ус._Д1 = У_лК\-, Ус^лд, = V_aK’₂- F_c. _д, = У_АК'₃ и т. д.

Полученные значения F_c. _д прибавляются к соответствующим объемам сегмента при одинаковых /г/2). Тогда полный объем сегмента с учетом части объема сферического днища составит:

^v'a -f2F_c. _Д1;    V',^V_C,-2V_C.„    и    т.    д.

Здесь F?; V? — объемы сегмента цилиндрической части.

Полный объем горизонтального цилиндрического резервуара со сферическими днищами

г-гс

v = 2vi_r

1

При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность осп резервуара. Приведенные выше методы калибровки резервуаров имеют некоторые существенные недостатки, так как форма резервуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно изменяется в процессе эксплуатации.

1.    Корпус резервуара может деформироваться и отклоняться от правильной геометрической формы (волнообразование по образующим перекос и овальность корпуса, неравномерные осадки основания, вмятины, гофры и др.). Основные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные (комплекс операции сборки, технология сварки, прочность и устойчивость фундамента) и эксплуатационные (гидростатическое давление продукта, вакуум в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия).

2.    В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара t_D постоянно изменяется, а калибровку резервуара обычно производят прп определенной температуре t_K. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания объема AF, которое может быть учтено изменением диаметра на AD. \

AD = ^-(Z)-AZ?)^-F₀=,F₀r2^-i-(4f)^:]₎ где F₀ — объем резервуара прп температуре t_K

AV^2V₀^.

илп

e_t = ~=2a (t_p — t_K).

Отрицательное значение АТ’_; показывает, что объем резервуара уменьшился, положительное значение — что объем резервуара увеличился.

Для практических расчетов t принимаются равными температуре нефтепродукта,

В калибровочных таблицах необходимо отмечать t_K и прилагать к ним таблицу поправок e_t, вычисленных для температуры через 1° С.

3. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары расширяются. При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических резервуаров может быть подсчитано следующим методом.

Элементарный малый объем резервуара

AV = Fdh

где F — площадь поперечного сечения резервуара; h — высота столба нефтепродукта над рассматриваемым сечением.

Прп изменении диаметра на ЛD под действием гидростатического давления hog согласно (4.28) объем увеличится на

d(AV) = 2^F dh.

По закону Гука

ADa hDpg 26 Е ’

AD

Подставляя значение ADW. получаем

d(AV) = ^-F hdh.

После интегрирования этого уравнения для резервуаров с 6 = const имеем:

Заменив Fh = F_H (объем нефтепродукта в резервуаре), получим

Для резервуара с переменной толщиной стенок интегрирование исходного уравнения необходимо производить в пределах высоты, где 6 = const, т. е, по поясам

д

1

где h_u и h_t — глубина погружения нижнего и верхнего обреза i-того пояса под уровень нефтепродукта; 6* — толщина стенки t-того пояса.

, Если резервуар работает под давлением р_а, то h_2i и h_t следует увеличить на величину pjpg.

Обычно к калибровочным таблицам резервуаров прилагают таблицу поправок ДVv^B= f(n), вычисленную по плотности воды р_в.

Поправка на нефтепродукты с плотностью р_н

ДУ? = ДУ|!-^.

Рв

Если резервуар обмеряли пустым, то величину ДУ? прибавляют к объему, найденному по замерной таблице. Если резервуар обмеряли заполненным, то из объема вычитают величину, равную (ДУ®)_тах — Л У?.

4.    Вследствие сжимаемости нефтепродукта под действием гидростатического давления р = hpg его объем в резервуаре уменьшится на ЛУ_С. Прн увеличении давления на dp = pg dh это уменьшение объема составит:

d (ДУ_С) = У₀р dp = ^ h$pg dh,

где Р — коэффициент объемного сжатия нефтепродукта.

После интегрирования от 0 до h, получим

ду_с = у₀рМ

или относительное сжатие нефтепродукта

р - ^AFc а ^hPS

^с~ V₀ -Р 2 *

Поправку е_с особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резервуаров, работающих под большим избыточным давлением.

5.    При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы, занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и другими устройствами.

Приборы количественного учета нефтепродуктов

1. Для измерения уровня нефтепродуктов в емкостях применяются приборы различных типов.

Наиболее старый п простой способ измерения уровня в резервуарах большой емкости — применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжелый лот.

В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других емкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метроштоков — тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мы, длиной 3— 3,5 м складной и телескопической конструкции. Наиболее совершенными являются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и показания передавать на различные расстояния.

2. Для определения средней плотности и проверки установленных стандартом качественных показателей нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь среднюю пробу.

Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПСР для вертикальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в равных пропорциях по всей высоте.

Интегральные пробоотборники позволяют отобрать действительную среднюю пробу хранящегося в резервуаре нефтепродукта.

Порядок отбора проб из емкостей, трубопроводов, мелкой тары установлен действующим ГОСТ 2517—60.

Рнс. 5.13. Характеристика объемного счетчика 1 — кривая погрешностей; 2 — кривая Q —Н счетчика, характеризующая потерю напора Н в счетчике.

Наиболее совершенный способ объемного учета — определение объема принимаемого или отпускаемого нефтепродукта при помощи счетчиков. Применение счетчиков позволяет повысить точность учета от ±0,01 до ±2%, полностью герметизировать операции учета, облегчает труд операторов, дает возможность выносить далеко от емкости место установки и вести учет при мелкой реализации непосредственно в разливочных, автоэстакадах.

По принципу действия и по конструкции счетчики делятся на: 1) весовые — с качающимися сосудами; 2) объемные — дисковые, планетарные, поршневые, барабанные, ротационные и шестеренчатые; 3) скоростные — с винтовой вертушкой, крыльчатые (турбинные) ротаметры, дроссельные.

По виду работы счетчики в большинстве случаев являются малыми гидравлическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта.

Каждый счетчик состоит из двух частей: гидравлической (замеряющей) и счетного механизма, регистрирующего количество протекающего нефтепродукта.

Заводом-изготовителем каждый счетчик-расходомер снабжается характеристикой Q — Н и кривой погрешности Q — а, показывающей величину погрешности в зависимости от расхода.

Как видно из рис. 5ЛЗ, в области малых расходов счетчик имеет большую отрицательную погрешность вследствие больших утечек, не регистрируемых счетным механизмом. С увеличением расхода погрешность уменьшается и становится положительной, проходит максимум и затем снижается до определенной постоянной величины. Эксплуатировать счетчики следует при расходах, имеющих а = const. Поэтому в тех случаях, когда счетчик работает при резко изменяющихся расходах, уменьшающихся до значений, при которых счетчик работает за пределами чувствительности счетного механизма, к основному счетчику присоединяют более чувствительный (малый). Счетчики такого типа называются комбинированными.

На основании кривых а = / {Q) и Н = f (Q) определяют следующие показатели, характеризующие каждый счетчик.

1)    характерный расход Q_x, при котором потеря напора в счетчике равна 10 м. Работа при Q_K не допускается вследствие быстрого износа движущихся частей;

2)    максимальный расход Q_max, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

3)    верхний предел измерения Q_B как наибольший кратковременный расход, допускаемый в течение одного часа. Для скоростных счетчиков

4)    нормальный эксплуатационный расход Q, т. е. средний часовой расход, который должен проходить через счетчик в течение суток (обычно Q принимают в пределах 10—20% от Q_x);

5)    нижний предел измерения — наименьший расход, при котором погрешность счетчика не превышает установленных норм;

6)    порог чувствительности — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение и дает показания с любой погрешностью, как бы велика она ни была. Порог чувствительности характеризует механические сопротивления счетчика;

7)    кривые Q — Я, позволяющие определить размер счетчика по заданному расходу, расход при установленной потере напора и потерю напора для выбранного счетчика при установленном расходе.

При работе счетчика на воде в заводских характеристиках кривые е = = / (Q) иЯ = / (Q) снимаются. При работе счетчика на нефтепродуктах с вязкостью, отличной от вязкости воды, соответствующие потери напора и расход Я_н и Q_B находят по формулам Я_н = Н_вк_г и Q_H = Q₅k^.

Значения коэффициентов к_г и к₂ принимаются по графикам, выпускаемым заводом для каждого счетчика. Счетчик считается тем более совершенным, чем больше Q_x, Q_B и Q и чем ниже е_с, Q_H и (>_min (где (?_mi_n — наименьший расход, при котором механизм счетчика приходит в движение).

\

§ i. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Многие нефтепродукты прп охлаждении теряют текучесть, а некоторые даже переходят в твердое состояние. Значительное возрастание вязкости нефтепродуктов при охлажденпп объясняется содержанием высокомолекулярных тяжелых углеводородов.

Затвердевание парафпнпстых нефтепродуктов происходит в результате кристаллизации парафпна.

Подогрев существенно изменяет физико-техническую характеристику нефтепродуктов. В результате подогрева нефтепродукт расширяется, уменьшаются силы внутреннего трения и увеличивается подвижность его.

При подогреве парафпнпстых нефтей и нефтепродуктов расплавляется парафин; сетка, образованная кристалликами парафпна, разрушается, и продукт становится подвижным. Восстановление текучести нефтей и нефтепродуктов является необходимым условием для производства операции налива, слива и перекачки.

Однако значение подогрева не ограничивается этим — он необходим при выполнении следующих операций: деэмульсацпп нефтей; освобождении нефтей и нефтепродуктов от механических примесей; подготовке нефтетоплива к сжиганию под котламп, в печах и в двпгателях внутреннего сгорания; смешении нефтепродуктов; регенерации отработанных масел; зачистке емкостей от отложений п др.

В подогревательных устройствах могут быть применены следующие теплоносители.

Водяной пар — наиболее распространенный, доступный вид теплоносителя. Он обладает сравнительно болыппм теплосодержанием и высоким коэффициентом теплоотдачи.

Подогрев паром наиболее прост; кроме того, пар легко транспортируется к объекту и не пожароопасен. Подогрев паром происходит примерно при постоянной температуре, поэтому регулирование процесса чрезвычайно простое.

Для повышения эффективности потребления тепловой энергии пар должен использоваться по следующему циклу: пз котла он поступает в паровые насосы, где производит механическую работу; выхлопной пар используется в теплообменных устройствах, откуда конденсат после очпсткн от нефтепродуктов подается обратно в паровой котел.

Следующим по степени распространенности теплоносителем является электрическая энергия.

Однако использование электрической энергии для подогрева ограниченно вследствие пожарной опасности, возникающей при оголении электрогрелки, находящейся под напряжением. Температура проволоки при этом может оказаться выше температуры самовоспламенения нефтепродукта. Помимо этого высокая температура проволоки может вызвать частичное коксование нефтепродукта. По этим соображениям электрический подогрев сравнительно широко применяется лишь при подогреве масел в емкостях.

Электроподогревательные устройства компактны и удобны в эксплуатации.

Применение горячих газов весьма ограниченно вследствие малой

I теплоемкости и высокой температуры. Практическое применение нашли выхлопные газы двигателей для подогрева автоцистерн.

В процессе теплообмена различают:    теплоотдачу — теплообмен

между твердой стенкой и обтекающей ее жидкостью, газом; теплопередачу — теплообмен между средами, разделенными некоторой твердой перегородкой; лучистый теплообмен, происходящий вследствие теплового излучения нагретой поверхности.

Практические расчеты по теплообмену производятся по уравнению Ньютона, которое имеет вид: для случая теплоотдачи

q = aFx (t_x — t_CT):    (6.1)

для случая теплопередачи

q = kFx (?_х — t₂),    (6.1а)

где q — количество тепла (в Дж), воспринимаемого или отдаваемого поверхностью F (в м³) за время т (в ч); 1_Ж и t_cr — температуры жидкости и стенки в °С; t_x и t₂ — средние температуры греющей и обогреваемой сред в °С; а — коэффициент теплоотдачи в Вт/(м²-°С); к—коэффициент теплопередачи в Вт/(м²-°С).

Величины, обратные а и к, называются термическим сопротивлением а разность температур t-i-^-t₂ — температурным напором.

Способы подогрева нефтепродуктов

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах

В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.

Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.

На рис. 6.1, а представлена схема, по которой теплоноситель транспортируется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы.

На рис. 6.1, б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому же способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты (рис. 6.2) рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0,3 —1,5 кВт при длине 3—60 м.

На рис. 6.1, в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укладывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом.

На рис. 6.1, г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном при перекачке вязко-пластических нефтепродуктов. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбираются с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов.

ТеплопроВод

а

Теплоноситель

б

6

Теплопродод

г

Рио. 6.1. Схемы путевого подогрева нефтепроводов.

2

/

Ч

6

___

5

j

Рис. 6.2. Внешний электрообогрев гибкими лентами.

1 — штепсельный разъем; 2 — термитизирующее покрытие; 3 — термостойкая ткань; 4 — токонесущие провода; 5 — нагревательные провода; 6 — концевая

заглушка.

Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах

Переносные паровые змеев и к ж. На рже. 6.3 изображена типовая конструкция переносного парового подогревателя площадью нагрева

11,8 м². Этот подогреватель состопт из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м².

Малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4—0,5 МПа.

Стационарные паровые подогреватели применяются двух типов:

1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железнодорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из асбестита с трепелом. Поверхность нагрева подогревателя в цистернах емкостью 34—50 м³, вес около 1100 кг. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен наружной паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;

Рис. 6.4. Электрические подогреватели. а — круглый;! б — раскладывающийся.

Рис. 6.3. Переносной змее-виковый паровой подогреватель.

2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг котла цистерны и сливного патрубка.

Переносные электрические подогреватели (рис. 6.4, а, б) имеют каркас пз стальных прутьев, на которые надеты фарфоровые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцевых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.

В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Раскладывающиеся электрические подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает пх от круглых электрических подогревателех!.

Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы. Тупик, на котором производится подогрев, отъединяют от общих путей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлетворять правилам безопасности электрических сооружений.

Злектроиндукционный нагрев. Сущность этого метода подогрева заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле. При этом в стенках цистерны индукцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту.

Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания их.

Перед сливом нефтепродукта из цистерны 5 (рис. 6.5) на ее сливном патрубке 7 укрепляют паровую рубашку 8. К сливному патрубку цистерны посредством механизма 6 присоединяют шланг 9 от теплообменника 10. Затем в паровую рубашку сливного патрубка и в теплообменник пускают пар, после чего открывают сливной клапан. Нефтепродукт из цистерны по шлангу поступает в теплообменник, откуда нагретый до 40—50° С он забирается насосом 11 с приводом от электродвигателя 12 и по стояку со шлангом 2 через устройство 1 с раскладывающимися трубами-соплами подается внутрь цистерны. Горячий нефтепродукт выходит из сопел с давлением 1,0—1,2 МПа и интенсивно перемешивается с холодным нефтепродуктом. Положение стояка со шлангом регулируется краном-укосиной 3 с лебедкой 4.

Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках

Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков на высоте 100—150 мм от обшивки. Для подвода к змеевикам пара п отвода пз них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком

прокладывают две магистрали (рпс, 6.6) — паровую 2 и конденсатную 9. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками (распределительной 3 п сборной 6). к которым присоединены змеевики подогревателя 5. Входные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы. На паровой и конденсатных линиях установлены разобщительные клапаны 10.

Свежий пар поступает в систему из котла через редукционный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение контрольной цистерны — предотвращение попадания нефтп в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран Г. который открывают прп впуске пара в змеевик. Система подогрева работает в период нахождения танкера в пути.

Подогрев нефтепродуктов при хранении

Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов — змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки пли в виде отдельных секций (рис. 6.7). Теплоноситель, проходя по системе труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепродуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты — это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях.

Секционные подогреватели комплектуются из отдельных стандартных элементов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых

Рис. 6.7. Секционный паровой подогреватель в резервуаре. ¹

вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой соединяются при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизированы, основные размеры их приведены в табл. 6.1.

'Местные подогреватели.

Таблица 6.1 Размеры подогревательных элементов

При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс подогрева разбивают на два периода: предварительный и эксплуатационный. В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемораздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать. Предварительный подогрев осуществляется общими подогревателями, а эксплуатационный подогрев — местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных труб резервуара. На рис. 6.8 представлены различные конструкции местных подогревателей.

Шахтный подогреватель (рпс. 6.8, а) состоит из кожуха, защищенного тепловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг которой расположен змеевиковый подогреватель. Нефтепродукт, откачиваемый из резервуара, проходит через окна внизу кожуха и затем через подогреватель, в котором он нагревается до необходимой температуры.

Наиболее мощные местные подогреватели — секционные коробчатой конструкции (рис. 6.8, б), которые состоят пз трех параллельных ветвей, располо-

Рпс. 6.S. Местные подогреватели. а — шахтный; б — секционный.

женных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице,

Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев.

§ 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ «ГОРЯЧПХ» ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

Основная цель теплового расчета — определение количества тепла Q. необходимого для осуществления заданного гидравлического и теплового режимов перекачки.

Для любой системы трубопроводов, в которых происходит тепловое взаимодействие, может быть записано уравнение теплового баланса

V^; - '    ¦    Q = Gc (t_K — t_H) — kF (t_cp —1₀),    (6.2)

_Где G — весовой расход нефтепродукта в трубопроводе в кг’ч: с — удельная теплоемкость в Дж/(кг-^:С), t_H и t_K — температуры в начале и в конце нефтепровода в °С; к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду в Дж/(м²'Ч-'С); F — боковая поверхность трубопроводов в м²; t_Cv — средняя температура нефтепродукта в трубопроводе в °С; t₀ — температура окружающей среды в ^СС.

Обычно для тепловых расчетов величинами G. с. F. t_u и t_a задаются, а потому решение уравнения (6.2) сводится к определению к п t_K.

Определение полного коэффициента теплопередачи

Трудность тепловых расчетов по уравнению (6.2) обусловлена сложными теплофизическпми явлениями, происходящими при теплообмене. Введением коэффициентов к и а удается решить эти уравнения с учетом конкретных условий рассматриваемой задачи теплообмена. Общая зависимость между к ж а установлена уравнением

.. ⁴=XTW7XTX-    М

«1    ^Т    ^2    «3

где — внутренний коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к стенке; а₂ — внешний коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающую среду; а.з — коэффициент теплоотдачи от стенкн радиацией; б_; — толщина стенки, изоляции пт. д.; h — коэффициент теплопроводности стенки, изоляции и т. д.

Определение коэффициентов теплоотдачи «горячих» трубопроводов нефтебаз

Определение внутреннего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Установлено, что ^гх₁ наряду со многими факторами зависит еще и от режима движения нефтепродуктов в трубопроводе.

Процесс теплопередачи при ламинарном режиме может быть точно исследован в том случае, если картина течения сравнительно проста, а свойства нефтепродуктов неизменны, т. е. если распределение скоростей по сечению трубы и температуры вдоль нефтепровода подчиняется простому закону. На основе этих допущений были получены некоторые теоретические формулы для вычисления а_х, но все они выведены в результате приближенных решений уравнений теплопроводности и движения. Эти решения в значительной мере дают расхождения с практическими данными, поэтому чаще всего для инженерных расчетов пользуются эмпирическим зависимостями. Наиболее удовлетворительные результаты дает эмпирическая зависимость

Хи = 0,74Ре°'²(Сг-Рг)<м    (6.4)

где Xu =    --критерий Нуссельта. т. е. безразмерный коэффициент тепло-

отдачи, характеризующий связь между интенсивностью теплоотдачи и температурным полем в пограничном слое потока; Я_н — коэффициент теплопроводности

нефтепродукта: d_x — внутренний диаметр трубопровода: Ре =    --кри-

Лн

терпй теплового подобия (Пекле), являющийся мерой отношения молекулярного и конвективного переноса тепла в потоке; w — скорость движения в нефтепроводе; с — удельная теплоемкость; р — плотность нефтепродукта; Сг = ^2~~ ^— критерий Грасгофа, характеризующий взаимодействие сил вязкости и подъемных сил; At — средняя разность температур между нефтепродуктом и стенкой трубы; (3 — коэффициент объемного расширения нефтепродукта; v — кинематическая вязкость нефтепродукта; Рг = ^v<l^gp — критерий Прандля, характери-

Ан

зующий подобие температурных и скоростных полей в потоке.

Все перечисленные критерии вычисляются при средней температуре пристенного пограничного слоя.

При турбулентном режиме движения потока в трубопроводе наиболее хорошо согласуется с практикой формула

Nu_H=-0,021Reo.8p_ro,43^^Ly’²⁶.    ¦    _(6>5)

Индекс «н» показывает, что все параметры вычислены при температуре нефти. Формула (6.5) рекомендуется при значениях Re_H ^ 10⁴. При 2-10³sS =S! Re_H =s; 10⁴ имеется переходной режим, при котором происходит резкое увеличение теплоотдачи и значение а_± следует определять приближенно интерполяцией.

Определение внешнего коэффициента теплоотдачи подземных трубопроводов

Более простое решение задачи о теплоотдаче трубопровода, заглубленного в грунт, может быть получено, если считать грунт изотропной средой бесконечной протяженности по всем направлениям. В этом случае температура в каждой точке грунта зависит только от расстояния до трубы и не зависит от направления. Температурное поле, таким образом, будет радиальным. Достаточно распространенной, хорошо подтвержденной экспериментально, является формула

- (6.6)

ССо ¹    •

2fep I 1Г

. У \ d₂

2h₀

do In

где а₂ — внешний коэффициент теплоотдачи трубопровода; Хг_Р — коэффициент теплопроводности грунта; d₂ — наружный диаметр трубопровода; h₀ — глубина заложения трубопровода (до оси) в грунт.

При значениях (2h₀Jd₀) > 2, что имеется в большинстве трубопроводов, с точностью до 1%

2^-гр

(6.7)

т , 4k

^d*^la т

Cln

Формулы (6.5) и (6.6) дают надежные результаты при сравнительно больших заглублениях трубопроводов. При малых заглублениях (2hjd₀) << 2 необходимо учитывать тепловое сопротивление на границе грунт — воздух

Для практических расчетов эта величина может быть заменена сопротивлением фиктивного слоя грунта, расположенного над основным массивом, толщиной б = Я_гр/а₀. Тогда формула (6.6) примет вид

2 Я

1_П4Я _Ч_ d₂ ' а₀Н

где а₀ — коэффициент теплоотдачи от грунта в воздух. При наличии снегового покрова Н — h₀ -г h_CH. Откуда

7    _ '^УГР | О    У

^сн — ~Z Г ^сн \    >

где б_сн и %_сн — толщина и коэффициент теплопроводности снегового покрова.

Для подземного трубопровода с концентрической тепловой изоляцией величиной 1/а₁ можно пренебречь. Исходя из радиального теплового поля внутри изоляции

(6.9)

^2 I ^Тр

а₀ =

где б_из и Я_из — толщина и коэффициент теплопроводности изоляции.

Для нетеплоизолированных трубопроводов, уложенных в грунтах небольшой влажности, при турбулентном режиме перекачки можно принять а₂ к.

При определении а₂ следует иметь в виду, что основное значение имеет не столько структура расчетной формулы, сколько правильный выбор Я_гр. Для ориентировочных расчетов можно принять: для сухого песка а₂ = 10~³ кВт/(м² X °С), для влажной глины а₂ = 1,25 -10^_3 кВт/(м²-°С), для мокрого песка

= 3 • 10"³ кВтДм²- °С).

вынужденной и свободной конвекции. Если трубопровод подвержен действию ветра, то •а'₂ может быть найден по формуле

Nu = cRe?,    (6.10)

в которой индекс «в» при Re означает, что параметры Nu и Re вычисляются по средней температуре воздуха, а значения величин с л п, зависящие от Re, приведены в табл. 6.2.

Формула (6.6) получена на основании экспериментальных данных по наземным «горячим» трубопроводам диаметром до 160 мм при скоростях воздуха от 2 до 30 м/с. Внешний коэффициент теплоотдачи трубопроводов, расположенных в помещениях или каналах и защищенных, таким образом, от ветра, вычисляется по формулам свободной конвекции:

Определение внешнего коэффициента теплоотдачи наземных трубопроводов

При прокладке трубопроводов по поверхности грунта внешний коэффициент а₂ теплоотдачи в окружающий воздух определяется по уравнениям

а₂ —• A

где А — коэффициент, зависящий от диаметра трубы d₂. Так,

гр

2^ИЗ^Гр

-2б_и

4^о

]’

' “f- '‘-из

d₂ -]- 2биз

Таблица 6.2

Значения величин сиге в формуле (6.10)

Формула (6.10) не учитывает теплоотдачу радиацией, а потому применима при небольшой разности температур (t_CT — t_B), т. е. примерно до '15° С. При значительных перепадах температур необходимо учитывать дополнительную теплоотдачу радиацией

/ ?«. + 273 у \ 100 /

-273

¦BcrCs ---    ^у ,    (б.и)

Гст-

где а₃ — коэффициент, зачитывающий теплоотдачу радиацией; е_ст — степень черноты поверхности стенки (е_ст = 1 прп черной поверхности; е_ст = 0,8 -f--f- 0,95 при красной, зеленой и серой поверхности; е_сг = 0,7 при алюминиевой поверхности); C_s — постоянная Планка, равная C_s = 5,76 Вт/(м²-К⁴).

Вычисления а₂ по формулам (6.10) и (6.11) ведут методом последовательного приближения. Для ориентировочных расчетов можно принять: для наземных трубопроводов /с^10-10"³ кВт/(м²-°С); для подводных трубопроводов А:    12-10“³ кВт/(м²-°С).

Падение температуты нефтепродуктов при движении по трубопроводам

Для удобства вывода уравнений расчета конечной температуры в «горячем» трубопроводе рассмотрим раздельно основные способы теплообмена между нефтепродуктом и окружающей средой. Примем, что во всех случаях рассматри- . ваются стационарный тепловой и гидравлический режимы.

Теплообмен между предварительно нагретым нефтепродуктом и окружающей трубопровод средой

При перекачке вязких и застывающих нефтепродуктов их предварительно подогревают для снижения вязкости, а следовательно, и для уменьшения гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Особенно большой эффект дает снижение вязкости при ламинарном режиме, так как гидравлические сопротивления при этом изменяются пропорционально первой степени вязкости, а в турбулентных потоках — пропорционально вязкости в степени 0.25. Охлаждение движущегося по трубопроводу нефтепродукта прп ламинарном режиме происходит менее интенсивно. Поэтому температуру подогрева нефтепродукта перед перекачкой (t_H) желательно выбирать таким образом, чтобы получить ламинарный режим.

Вязкий нефтепродукт, подогретый до температуры Л двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду. Тепловые потери dq элементарно малого участка трубопровода длиной dL в единицу времени вычисляют по формуле

dq = kdF (t — t₀),

где к — полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду; dF — площадь охлаждения трубы длиной dL

dF — Tid'dL',

t — переменная температура нефтепродукта; t₀ — температура окружающей среды; d — диаметр трубопровода.

Пройдя участок dL, нефтепродукт охладится на dt градусов и потеряет количество тепла, равное Gcdt (где G — весовой расход нефтепродукта; с — весовая теплоемкость).

При движении нефтепродукта в трубопроводе выделится тепло, эквивалентное работе трения потока,

^iG АТ ~E~^dL'

где i — гидравлический уклон трубопровода; Е — механический эквивалент-тепла.

Тепловой баланс участка трубопровода длиной dL равен kcid •dL (t —1₀) = — Gcdt -j- dL.

Это уравнение можно представить в следующем виде, удобном для интегрирования:

kzid _1Т    dt

dL

-    Gi

(t — t о)--

ЕкЫ Обозначим;

k^d . Gi , ~GrT ^й' ?Ы " '

Проинтегрировав вышеприведенное уравнение от t_H до t_K (где t_a и t_K — температуры нефтепродукта в начале и в конце трубопровода) при к = const., получим

L    *к

dt

а

to) — ^ ’

о    t„

откуда

aL = In ¦

t₀ Ь

ИЛИ

• ' = • ; . (6.12>

Для технологических трубопроводов нефтебаз в большинстве случаев можно принять aL 1. Тогда, разлагая e^oL в степенной ряд

e^aL=i+^-+^ff + ...    ,    '

и удерживая первые два члена ряда, вместо уравнений (6.12) получаем уравнение

tu—to — b

1 - aL.    (6.13)

t_K t₀ ь

Во многих случаях можно пренебречь теплотой тренпя. Тогда при Ъ = О в исходном уравнении получим

1 nJj^Jjt^aL,

^Г0

откуда

= +    (6.14)

Уравнение (6.14) впервые получено акад. В. Г. Шуховым.

шак

Сравнивая уравнения (6.13) и (6.14), легко определить прирост температуры At_T от трения потока при движении в трубопроводе

Af_T = Ъ (1 — e~^aL).

(6.15)

В начале трубопровода At_r = 0, так как L = 0, а в конце трубопровода яри L -у сю имеем: At_maK = Ъ.

При вычислении значений Ъ следует иметь в виду, что гидравлический уклон i «горячих» трубопроводов непрерывно возрастает по длине трубопровода вследствие увеличения вязкости нефтепродукта при охлаждении. Поэтому вычисление Ъ следует вести при i_cp, что применимо для коротких нефтебазовых трубопроводов.

При перекачке парафинистых нефтей, имеющих высокую температуру застывания, следует учесть, что при снижении температуры потока до t_n._n, при которой начинается выделение твердого парафина, часть тепловых потерь будет покрываться за счет выделения скрытой теплоты кристаллизации парафина х.

Процесс охлаждения парафинистых нефтей, двигающихся по трубопроводу, можно разделить на две стадии. В течение первой стадии до длины •температура нефти падает от температуры t_B._n.

На длине Ь_г тепловой расчет нефтепровода следует вести по формуле (6.14). Вторая стадия охлаждения сопровождается кристаллизацией парафина, и тепловой расчет следует вести по уравнению

(6.16)

Здесь s — количество парафина в частях единицы, выпадающего из нефти при понижении температуры от t_R,_п до t_K (8 определяется лабораторным способом).

Тепловой расчет при внутреннем путевом подогреве нефтепродукта в трубопроводе

В периодически действующих трубопроводах, перекачивающих высоковязкие и парафинистые нефти и нефтепродукты, при продолжительной остановке поток может застыть и полностью закупорить сечение трубы. Вытолкнуть застывший нефтепродукт часто бывает невозможно и во избежание этого внутри трубопровода помещают греющую трубу-теплоноситель, все теряемое тепло которого полностью передается нефтепродукту. Поэтому внутренний подогрев обладает более высоким к. п. д.

На нефтебазах теплоносителем чаще всего является водяной пар. По отношению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или противотоком.

Паровой внутренний подогрев эффективен только для сравнительно коротких трубопроводов, имеющих предельную длину Ь_с, рассчитанную с учетом гидравлических сопротивлений двухфазных потоков. Если предельная длина паропровода больше рассчитанной, пар вводится с двух сторон, а конденсат отводится от середины паропровода.

Для решения задачи о падении температуры нефтепродукта в трубопроводах с паровым внутренним подогревом выберем элементарно малый участок нефтепровода dL и составим уравнение теплового баланса (рис. 6.9).

Яп ⁼    (ti t%)dL.

За это время нефтепродукт получит тепло

q_a = cGdt₂.

Теплопотери в окружающую среду составят

Яо ~ K-o^nd2 (^2    ^о)    dL.

Здесь /с_п__н — полный коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту; &_н_₀ — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду; G — весовой расход нефтепродукта; t₀ — температура окружающей среды; индексы при буквенных обозначениях относятся: «1» — к теплопроводу, «2» — к трубопроводу, н — к началу трубопров к — к концу трубопровода.

Рис. 6.9. Внутренний путевой обогрев трубопровода.

Примем температуру пара t_x = const. Тогда

K-^dx (^i    ^2) dL — Gcdt% /с_н_₀д^2 (^2 — t₀) dL

или

wT

dt-2 + q_c №п-н^1 ~ ^н-0^2) t^dL —

G~c (^к^-Л + K~o ^1dL = 0. Обозначив через

^Xl — Q_c (^П-H^l ~г ^н-0^2)

^С2 Q_c (^П-Н^1 ! ^н-о^2

получим

Отсюда

dt2 — (^2^1 — ^1^2) dL.

L =

или

L = ^ in •^Cl^^2K конечной температуры нефтепродукта в трубопровода-^1

Искомое

значение

ИЛИ

kn-ndi -j~ ^h-od₂ ~~ kn-ndi + A:_h_₀^2

nL

*₂K = *_2He'^{iGc (}*^D-^A+J-^oi!)+(₁l

В Gc (^йп-н“1-‘н-о“2; _ (_6Л7^

Тепловой расчет при внешнем путевом подогреве нефтепродуктов в трубопроводе

Внутренний путевой подогрев обладает серьезными недостатками, ограничивающими его применение:

1)    внутренняя труба с протекающим по ней теплоносителем подвержена значительным температурным напряжениям, компенсировать которые сложно;

2)    ремонтировать внутренний подогреватель и обнаруживать места повреждений довольно трудно;

3)    внутренний трубопровод уменьшает поперечное сечение внешнего трубопровода и тем уменьшает его производительность.

Конструкция внешнего подогрева не имеет отмеченных недостатков и, как более надежная в эксплуатации и более простая конструктивно, получила широкое распространение.

При проектировании трубопроводов с внешним обогревом чаще всего требуется выполнить условие постоянства температуры предварительно разогретого нефтепродукта. Для выполнения условия t_H = t_K — t_a-_п = const необходимо, чтобы температура воздуха внутри теплоизолирующего кожуха была бы постоянной. Тогда полный расход тепла, получаемого от путевого подогревателя, пойдет на покрытие тепловых потерь:

Q zi.d₂k_T^_R (t_T ^н-п)    '    (t_T ^0)9    (6.18)

где к_т_„ — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту, вычисляемый из условия, что температура внутри кожуха выравнивается благодаря конвекции воздуха. Поэтому можно принять, что воздушная прослойка не оказывает сопротивления тепловому потоку и значения сс_г и а₂ для вычислений к_т._н определяются по формулам (6.4) и (6.9); d₂ — внешний диаметр теплопровода; t_T, ?_н__п, t₀ — температуры теплоносителя, нефтепродукта и окружающей среды; D — внешний диаметр кожуха; /с_т_₀ — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя в окружающую среду, вычисляемый но приведенным выше формулам в зависимости от окружающей среды (воздух, грунт).

При укладке трубопровода в канал тепловой расчет ведется также по уравнению (6.18) с той лишь разницей,что в правой части вместо nDL следует подставить полную поверхность охлаждений канала.

В тех случаях, когда трубопровод работает периодически и перекачивает высоковязкий нефтепродукт, то назначение путевого подогрева может быть ограничено лишь созданием внутри трубопровода «горячего» пристенного слоя толщиной б. Расчет количества тепла следует вести по уравнению (6.2), в котором вместо t_cр следует принять t_r, а величину G — приравнять к расходу «горячего» пристенного слоя

q_ ndLbp

х

§ 3. ОСТЫВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

Большое практическое значение имеет умение рассчитать время охлаждения нефтепродукта в остановленном «горячем» трубопроводе. «Горячие» трубопроводы, работающие периодически, должны быть освобождены или заполнены незастывающим маловязким нефтепродуктом. Если по каким-либо причинам это не сделано, то по истечении определенного времени вязкость нефтепродукта может возрасти настолько, что допускаемого рабочего давления в трубе окажется недостаточным для возобновления перекачки.

Для экономии эксплуатационных расходов, связанных с замещением нефтепродуктов в трубопроводе, иногда можно на определенное время оставлять нефтепродукт в остановленном трубопроводе, если по известному графику периодичности работы трубопровода за время остановки нефтепродукт не охладится ниже допускаемой температуры t_K, при которой напряжения сдвига потока не превысят допускаемой прочности трубопровода (иногда это напряжение определяется не прочностью материала трубы, а прочностью корпуса насоса или арматуры — задвижки, клапана). Зная характер изменения температуры потока во времени, можно найти критическое значение температуры t_K и соответствующую ей допустимую продолжительность остановки трубопровода.

Эти критические температуры помимо физических свойств нефтепродукта зависят еще от материала трубы и протяженности трубопровода, а поэтому должны быть заранее рассчитаны при проектировании данного трубопровода.

Охлаждение подземного нефтепровода до заданной температуры t_K

Сложный процесс охлаждения нефтепродуктов в подземных трубопроводах зависит от другого, не менее сложного процесса — от охлаждения массы грунта, окружающего трубопровод.

Задача об охлаждении подземных трубопроводов была решена В. И. Чер-никиным для случая постоянной производительности перекачки.

Процесс нагрева системы грунт — трубопровод в основном определяется скоростью нагрева массы грунта, окружающего трубопровод, так как теплосодержание нефтепродукта, находящегося в трубопроводе, мало по сравнению с теплом, аккумулированным в грунте, и им можно пренебречь. Грунт вокруг трубопровода считается изотропным, а физические константы его неизменными. Температурное поле Земли не учитывается. Отсюда следует, что процесс охлаждения нефтепродукта определяется лишь скоростью охлаждения грунта. При этих ограничениях время охлаждения нефтепродукта. в трубопроводе т от начальной температуры t_H до заданной температуры t_K находится по формуле

R 2

где t₀ — температура грунта на глубине заложения трубопровода; h₀ — глубина заложения трубопровода (до оси); Н₂ — наружный радиус трубопровода; Е; — знак интегральной показательной функции; Fo — критерий Фурье

а — коэффициент температуропроводности, характеризующийся скоростью изменения температуры в неравномерно нагретом теле (молекулярным переносом внутренней энергии тела)

^•гр

а =-.

t'rpPrp

Формула (6.19) дает несколько завышенное значение т, так как при выводе ее тепловой поток по длине трубы был принят постоянным, что может быть допущено только для коротких нефтебазовых трубопроводов.

Известно также несколько экспериментальных формул для определения т. Из них наиболее предпочтительной является

. R\ ( h₀ т = 4z —² '

1    N2,32

(6.20)

а \ 2Я₂    Nu

Здесь

Nu =

^гр

сх_г-е — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу. Длят практических расчетов а_г__Е = (10    15) • 10^{_ 3} кВт (м²-°С); z — коэффициент,.

зависящий от отношения -р—р- (см. таблицу):

*н-Го

Охлаждение наземного трубопровода до заданной температуры t_K

Задача об охлаждении наземного трубопровода решается при следующих

упрощающих положениях:

1)    тепловое сопротивление трубопровода    ^{=    const}>

i=i

2)    в период охлаждения сс₂ = const;

3)    температура окружающей среды t₀ = const.

При охлаждении остановленного трубопровода уравнение теплового* баланса от нефтепродукта в окружающую среду, отнесенное к единице длины (для неизолированного трубопровода), может быть записано так:

a^nd (t — t_CT) a₂nd (t_CT —1₀),

Таблица 6.3 где t — температура нефтепродукта; t₀ — температура окружающей среды.

Значения коэффициентов е и п в формуле (6.21)

Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а_г определяется по эмпирической формуле

a₁ = e-^-(GrPr)ⁿ, (6.21)

где Я,_тр — коэффициент теплопроводимости: материала трубы.

Значения коэффициентов г и п даны в табл. 6.3.

Подставив значения Gr и Рг в (6.21), получим

¹Тр

(6.22)

а, = е

ср Р    ^гТр)

Тр    v

где р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта. Введем новые пере-Tpi У ~ ^Тр

менные: х = t — i_T„; у = t_Tp — t₀; t = t₀ + x + y.

Тогда уравнение теплового баланса примет вид

а_гх = а.,у

или, подставляя значения для а_г, получаем

>.Х_тр / gfycficp \ п d \ vX_Tp у

Для упрощения записи обозначим

Величину и в первом приближении можно принять постоянной. Для точных расчетов весь температурный интервал от t_u до t_K следует разбить на несколько участков и для каждого из них определять и по начальной температуре участка:

у а, = еих^nJhl; dya₂ = &и(п — 1) xⁿdx\

dy = ^-(n -f-1) xⁿdx.

Последнее выражение позволяет перейти к уравнению с одним переменным х.

Запишем уравнение теплового баланса в дифференциальной форме. Для этого положим, что за время dx нефтепродукт охладился на dt и потерял при этом следующее количество тепла:

dq = ~ pcdt.

В окружающую среду должно поступать такое же количество тепла, т. е.

--— pcdt ¦= а_хяйdx(t — t_Tp).

Согласно принятым обозначениям dt = d (х -j- у), так как t₀ = const.

Тогда

Подставив значения dt, а_х и (t — t_a) в последнее уравнение и решив его относительно dx, получим

'К

x,

Ж,

'К

Откуда

ИЛИ

cdp    l

4т L п (<_к —^гт_Р)”

Для трубопровода, имеющего хорошую теплоизоляцию, уравнение теплового баланса упрощается

/

cgpdt =    nd (t —1₀) d%,

4    0_Нз

где Я_из и 6_ИЗ — коэффициент теплопроводимости и толщина теплоизоляции. Разделив переменные и проинтегрировав уравнение от i_H до t_K, получив

cdpg _ _биз_ In —to

(6.24)

4 Хиз in to

Вытеснение застывших нефтепродуктов из трубопроводов

Если нефтепродукт в период бездействия «горячего» трубопровода сильна охладился или застыл, то для нормальной работы трубопровода нефтепродукт необходимо вытеснить маловязкими жидкостями. Вытеснение высоковязких нефтепродуктов (подчиняющихся закону Ньютона) из горизонтальных трубопроводов возможно при любых напорах насосов; вопрос заключается лишь в продолжительности процесса вытеснения.

Вытеснение нефтепродуктов, обладающих начальным напряжением сдвига а₀ (для неньютоновских жидкостей), возможно лишь при напорах насосов Я₀, необходимых для преодоления ст₀. Начальное напряжение сдвига определяется из условий равновесия внешних и внутренних сил в трубопроводе

6₀nLd = J- nd²pgH₀.

Отсюда

p gH₀d

(6.25)

Нефтепродукты, обладающие начальным напряжением сдвига, движутся по трубопроводам при так называемом структурном режиме, когда центральная часть потока движется как твердое тело, а периферийная — как вязкая жидкость при ламинарном режиме. Для упрощения задачи о вытеснении застывших нефтепродуктов при структурном режиме движения введем следующие предположения:

1)    застывший и толкающий нефтепродукты движутся один за другим подобно поршням;

2)    гидравлическое сопротивление толкающей жидкости не учитывается, так как вязкость ее во много раз меньше вязкости застывшего нефтепродукта;

3)    смешение нефтепродукта на границе раздела отсутствует.

Движение застывшего нефтепродукта происходит в соответствии с законом

Шведова и Бингама

(6.26)

Я

\

Я — напор, создаваемый насосами.

В момент времени т, когда толкающая жидкость вытеснит застывший нефтепродукт из участка трубопровода длиной х. расход будет равен

тде v₀ — кинематическая вязкость застывшего нефтепродукта.

Из условия неразрывности потока

Qdx = dx.

Подставив значение Q и разделив переменные, получим время вытеснения застывшего нефтепродукта пз всего трубопровода длиной L

L

32v₀ f {L—x) dx

H-^{L-x) 3dp g

ИЛИ

16vq Г 3dpgH ^ /_3dgHp_(6.27)

gd* L 16(To    \    3dgpH-i6o₀L    J J’    ^K '

Время вытеснения нефтепродуктов, подчиняющихся закону Ньютона, получим при ст₀ = 0 в уравнении (6.27). Для этого выражение

j_n    3 dpgH_

3 dpgH — 16o₀Z, 16o₀Z,

лредставим в виде

“ ^1П(^1—3dpgH и разложим его в ряд

Ь (<\    \    I    ¹    (    ^i%a°^L    У    I ¹ ( ^16(IoL У 4-

V    3dpgH J 3dpgH 2 V 3dpgH /    ' 3 \ UpgH J ' ' ' '

Подставив это выражение в уравнение (6.27) и произведя некоторые преобразования, получим    ¦

16vp    j 2    ,    153б0р    гз _    4096Qq    rii    /ft осл

^T    gd*H    ¹    27<2²pg#²    ¦    9d3tf3    т.. .    ( •    ;

Положив оq = 0,    получим    формулу для определения    времени вытеснения

ньютоновских нефтепродуктов (жидкостей)

_{t =}    (6.29,

Поскольку толкающая жидкость в действительности врезается клином в застывший нефтепродукт, а не движется как поршень, то время вытеснения по формуле (6.29) всегда будет больше фактического. Это обстоятельство может быть учтено введением опытного поправочного коэффициента

¦ ,    >    3600

У~ р_г7/8 ’

где Рг — критерий Прандтля, вычисляемый для застывшего нефтепродукта.

217

§ 4. ТЕПЛОВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ (ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ) ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В условиях сильно развитой трубопроводной сети нефтебаз трубы различного технологического назначения укладывают в непосредственной близости друг от друга. Это приводит к тому, что «холодные» трубопроводы, попадая в сферу действия температурных полей «горячих» трубопроводов, нагреваются за счет охлаждения «горячих», т. е. получается тепловая интерференция. В некоторых случаях такое явление может быть весьма полезным, например при укладке

в одном канале промышленного паро- и маслопроводов. В других случаях это может оказаться вредным, например при укладке бензопровода вблизи «горячего» мазутопровода, что приводит к повышению температуры бензина, а следовательно, и к увеличению потерь от испарения в резервуарах. Таким образом, правильное разрешение вопроса о тепловом взаимодействии различных трубопроводов представляет значительный практический интерес.

⁽6

In

Рис. 6.10. Расчетная схема теплового взаимодействия подземных трубопроводов.

Рассмотрим тепловую интерференцию двух трубопроводов (рис. 6.10). Ввиду сложности теоретического решения зтой задачи ограничимся лишь приведением результатов решений и некоторых практических выводов.

Тепловые потоки двух интерфирирующих трубопроводов («горячего» и «холодного»), уложенных на одной глубине h₀, можно определить по следующим формулам:

для «горячего» трубопровода

2лХ

гр

(6.30)

V-

¦ In²

R г

г - to) In - (f_x - to) In Y

г²+ 4 hi Z²

для «холодного» трубопровода

(tx —to) In Щ²- — (<r-Hr

I² +4fog

2яЯ,

-to) In

^ГР

(6.31)

v-

2^q

Rr

l* + 4h% I*

In

-Ins

R,

Здесь t_r, R_r и t_x, R_x — температуры и радиусы внешних поверхностей «горячего» и «холодного» трубопроводов; t₀ — температура окружающего грунта; h₀ — глубина заложения трубопроводов в грунт (до осей); I — расстояние по горизонтали между вертикальными осями трубопроводов.

Исследования уравнений (6.30) и (6.31)

1. При увеличении расстояния между трубопроводами I до бесконечности (практически I = оо наблюдается на расстоянии более чем 10—15 м)

2яХгр (t_r t₀)

Rr

¦ 1» =-ГТк-•    <^мз>

"йГ

т. е. тепловые потери каждого из трубопроводов соответственно равны тепловым потерям одиночных труб с температурами внешних поверхностей t_r и t_x, что и следовало ожидать.

2. По мере приближения «холодного» трубопровода к «горячему» тепловые потери первого уменьшаются и при определенном положении трубопроводов доходят до нуля. При этом расстояние между трубопроводами находится по формуле (6.31) при д_х — 0 или

откуда

2h

/

2h₀\ Rr J

(*_x_*₀)ln 2g> -(f_r-*₀)lnj/Л_^1=0,    (6.34)

-.    (6.35)

В большинстве случаев при >4 и ——— >4- формула (6.35) может

Л    tp    — t о    "

быть упрощена

-Щ-Г-.    (6.36)

*Х *О

^ 2h₀ J ‘г-‘о

Тепловые потери «горячего» трубопровода можно получить, если подставить t_x — t₀ из условия (6.34) в уравнение (6.30); в этом случае получается формула (6.32), т. е. тепловые потери «горячего» трубопровода равны тепловым потерям одиночной трубы с температурой стенки t_r. Присутствие «холодной» трубы, находящейся на расстоянии Z, определяемом по (6.33), не влияет на тепловые потери «горячей» трубы. Такое явление возможно в том случае, «ели «холодная» труба попадает в изотерму «горячей» трубы с температурой t_x. Отсюда следует важный для практики вывод: если разместить несколько «холодных» трубопроводов так, чтобы они цопали в изотермы «горячего» трубопровода с температурами, равными температурам стенок «холодных» труб, то вся система теоретически будет иметь такие же тепловые потери, как и одиночный «горячий» трубопровод.

Практически этого достичь трудно, так как в течение года положение изотерм меняется. Однако всегда можно располагать трубопроводы так, чтобы свести тепловые потери системы к величине, примерно равной q_r, и незначительно нарушить тепловой режим «горячего» трубопровода.

3. При некотором положении трубопроводов тепловые потери «горячего» трубопровода могут быть минимальными. Расстояние между трубопроводами I,

при котором q_rmin будет находиться из уравнения (6.30) при условии, что (dqjdl) =0:

2h₀

1 =

-1

(6.37)

Подставив значение I в уравнение (6.31). найдем, что в то время, когда тепловые потери «горячего» трубопровода минимальные, тепловые потери «холодного» трубопровода

(6.38)

9х^:

In

Сравнение полученного значения q_x с тепловыми потерями «холодной» одиночной трубы длиной I — показывает, что они составляют 1/2 тепловых потерь одиночной трубы. Следовательно, «горячие» трубопроводы для максимального снижения тепловых потерь необходимо помещать на расстоянии I, вычисленном по формуле (6.37).

4. При приближении «холодной» трубы к «горячей» на расстояние

(6.39)

2h₀

I <

2h₀

-i

тепловые потери первой становятся отрицательными, т. е. «холодная» труоа нагревается за счет «горячей», тепловые потери которой, естественно, должны увеличиться.

Величина тепловых потерь каждой из труб при укладке пх рядом может быть вычислена по уравнениям (6.30) и (6.31), если вместо I подставить значения Rx + 2?,..

V    __

§ 5. РАСЧЕТ ПОДОГРЕВА НЕФТЕПРОДУКТА В ЕМКОСТЯХ

Для правильного подсчета количества тепла, необходимого для подогрева определенного количества нефтепродукта в резервуаре от начальной температуры t_n до конечной t_K в зависимости от мощности, типа подогревателя, температуры окружающей среды и др., надо определить суммарные составляющие тепловых потоков. В общем случае полное количество тепла Q. сообщаемое подогревателем нефтепродукту, складывается пз следующих элементов:

q_x — тепло, необходимое для разогрева количества нефтепродукта весом G от до t_K, имеющего теплоемкость с.

- ' ' "    ¦    <h'~    '-'С(/.._    /_н):    *

q₂ — тепло, необходимое для расплавления застывшего парафина в количестве G_a (G_n определяется лабораторным путем) я — скрытая теплота плавления парафина;

9з — тепловые потери в окружающую среду

9з~ kF% (t_Cp t_r)',

к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую*-среду; F — поверхность охлаждения; т — время разогрева; t_cp — средняя температура нефтепродукта в резервуаре за время разогрева; t₀ — температура окружающей среды.

Температуру нефтепродукта в конце подогрева по истечении времени т можно вычислить по формуле (6.14), которая применительно к условиям резервуара примет вид

hFx

t_K = t₀ — (t_n-t₀)e^.    (⁶-⁴⁰)

Температура окружающей среды для наземных и полуподземных резервуаров

=    ,    '    (6.41)

г ~Т~ * в    I

где t_r и t_B — температуры грунта и воздуха, окружающих резервуар; F_rn F_B — поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.

Для подземных резервуаров t₀ принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси резервуара или его середины.

Наибольшую сложность для подсчета q₃ представляет вычисление полного коэффициента теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду. Для резервуаров значение к должно быть вычислено с учетом характера теплопередачи через стенку к_с, днище к_л и крышу к_К:

к =    (6.42)

*с.~Г * А~Г

где F_c, F_a, F_k — площади стенок, днища и покрытия резервуара.

Значение к_с определяется по формуле (6.3), в которой внутренний коэффициент теплопередачи вычисляется по следующим уравнениям: при 10⁸ S& (Сг-Рг)_н 10³

%= 0,76 А». (Сг • Рг)‘/‘ [-||^]^1/4;    ’    (6.43)

при (Сг • Рг)_н >

_а1 = 0,15-^(Сг.Рг)уз[1|^]^Ч/4.    (6.44)

Для горизонтальных цилиндрических резервуаров при 10⁸ (Cr-Рг) 10³ ' a₁ = 0,5-^-(Cr.Pr)‘/₁[igk]‘^/‘.    •    (6.45)

В вышеприведенных уравнениях — коэффициент теплопроводности нефтепродукта; z — высота наполнения резервуара; D — диаметр резервуара. Индекс «н» означает, что все физические величины для вычислений Рг и Сг выбираются при средней температуре нефтепродукта, индекс «с» означает стенка резервуара. При выборе средней температуры следует руководствоваться следующими рекомендациями:

2) если ~——¦ >2, то

*К ' t₀

f —f Л_ . cp ^— *0 «    f _/

in 4^—г

3) средняя температура стенкп резервуара определяется методом последовательных приближений по формуле

Внешний коэффициент теплопередачи от стенки резервуара в воздух определяется по формуле (6,10). Коэффициент теплопередачи радиацией определяется по формуле (6.11).

Для полуподземных вертикальных цилиндрических резервуаров

7„    Лс-В*В "Г ^-'С-ГР-^Гр

fb_c -

Fb + Frj,

где к_с._в и к_с__гр — полные коэффициенты теплопередач через стенку в воздух и через стенку в грунт; F_B и /Vp — площади стенок, соприкасающиеся с воздухом и грунтом; к_с__в определяется по формуле (6.3), а к_с._гр — по следующей формуле:

к_с-_гр =    ^    ;    (6.46)

1    .Vi,    h₀    1

CXi    %{    2Я_Гр    ct₀

i-1

h₀ — глубина погружения резервуара в грунт; а₀ — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух (ориентировочно а₀ 12-10'³ кВт/(м²-°С). Для подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров к я» к_с:

* =-ЪГп--(6.47)

±. + уЬ -±_

^а1    ^а2-Гр

/-1

где а₂__гр — коэффициент теплопередачи    от поверхности резервуара через

грунт в атмосферный воздух

4^г_р

^Р    (6.48)

_ln(₁₆j__+l)+—

В изолированных резервуарах основное сопротивление оказывает тепловая изоляция. Поэтому с достаточной для практических расчетов точностью можно пренебречь а₂ и а_х и считать, что

^(в-⁴⁹>

К=-----(б-⁵⁰>

-L ₊ A ₊ y4L,_1_

а_г ¹ /.эк ¹    Ц    ~    а_г-о — о-_й

(=1

Коэффициент теплопередачи через днище резервуара

*д =-т=г-- '    (⁶-⁵¹>

^+у4^+-?-

«1    f'i    8л_Гр

i=i

где а[ — коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое пространство резервуара: для (Рг • Gr)_cp = 50 • 10²    2 • 10⁷

a'^5.5i' t₃ — t_{r п} Вт/(м²-°С);    (6.52)’

для (Pr-Gr)_cp > 2 • 10⁷

a'«=1,15Vt₃ — t_{r n} Вт/(м²-^сС);    (6.53)-

t₃ — температура зеркала нефтепродукта в резервуаре; t_{T- п} — температура газового пространства резервуара (ориентировочно t_T._n ^ 10 + 0,5i₃); 8_Р — толщина газового пространства над нефтепродуктом; 8_t и Я,- — толщина листов: и коэффициент теплопроводности металла, теплоизоляции, грунта над подземным резервуаром; л_эк — эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси, который ориентировочно принимается как

Х_эк^Х_ве_к;    (6.54),

Я_в — коэффициент теплопроводности воздуха; е_к — коэффициент конвекции.. Для воздуха

S2;    (6.55):

А — безразмерный коэффициент, который при средней температуре газа 0,50 и 100° С соответственно равен 19,4; 16,7 и 14,8.

Для наземных резервуаров /с_дп к_к во много раз меньше к_с. Поэтому при расчетах, не требующих большой точности, коэффициентами к_А и к_К можно пренебречь. Ориентировочно к_л ^ 0.3 • 10"³ кВт/(м² •⁵ С); Я’_к^1-10"³ кВт /(я²-°С). и к_с (5    7)    •    10"³ кВтДм² •^с С).

Для железнодорожных цпстерн при движении поезда коэффициент к принимается равным к_с и определяется по формуле (6.3), в которой а_г вычисляется, по (6.45), а а₂ — по уравнению

а₂ = 0,032 — Re°>⁸,

где А_в — теплопроводность воздуха; L — длина котла цистерны;

V_B

^wn ¦= w_B -г w_n;

D — диаметр цистерны; v_B — кинематическая вязкость воздуха.

Ориентировочно для цистерн принимается к ^ (7 -^-8)-10~³ кВт/(м²-°С). Для нефтеналивных судов

7    _ ^С-ВОД^¹ ВОД ~Г ^'с-В^В

~    /•    В.ОД : / в.    ’    -    •

где &_с._вод и &_с__в — полные коэффициенты теплопередачи через борт в воду и через борт в воздух; F_B0K и F_B — площади нефтеналивных судов, соприкасающиеся соответственно с водой и воздухом. Для части стенки, обдуваемой воздухом, коэффициент к находится по формуле (6.3), а для части стенки, омываемой водой, — по формуле (6.48), в которой а₂__гр заменяется а₂__воД, т. е. коэффициентом теплоотдачи от стенки судна к текущей воде:

^а2-_воД = 0,035    Re°’⁸Pr⁰’⁴,    (6.56)

где параметры Re и Рг вычисляются по средней температуре воды за бортом ж по длине нефтеналивного судна L.

Расчет трубчатых подогревателей '

При известном значении суммарного теплового потока q поверхность нагрева трубчатых подогревателей / находят из формулы

9

/с_т0_т_н

где к_г — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту

-Mi =---;    (6.57)

¦    ,    -    '-    +    V_

t=l

а_г — коэффициент теплопередачи от теплоносителя к стенке трубы подогревателя (вынужденная конвекция).

Для практических расчетов при использовании в качестве теплоносителя насыщенного пара а_г «=* 3,5    11,6    кВт/(м²-^сС), а коэффициент а.₂ рассчи

тывают по формуле (6.21), в которой за определяющий параметр принимается диаметр трубы.

В формуле (6.57) величины d_{i + 1} и d_t — внешний и внутренний диаметры трубы с учетом загрязнений на трубах от накипи и грязи, выпадающей из нефтепродукта; — средний коэффициент теплопроводности металла труб и загрязнений.

При расчетах можно принять для накипи ^„^0,23-^0.81 Вт/(М'³С); .для нефтяной грязи Я_н._гг=*0,47 Вт/(м-°С).

Обычно а₂ значительно меньше a_lt поэтому слагаемым l/cc₁d₁ в уравнении (6.57) вследствие малой величины можно пренебречь.

Поскольку практически невозможно учесть толщину накипи п загрязнения, то при расчетах к_т принимают, что эти отложения снижают к_г на 40%. Следо-

вательно, для насыщенного пара к_т 0,6а,; 0_Т__Н — средняя разность температур между теплоносителем и нефтепродуктом

fT _1    я    >

(6.58)

Inis—.

где /в и — начальная п конечная температуры теплоносителя;

?}} и _ начальная и конечная температуры нефтепродукта.

Зная площадь подогревателя и задаваясь диаметром, можно определить полную длину трубы подогревателя

•    '    '    '    :    (6.59)

71а

При конструировании трубчатых подогревателей следует иметь в виду, что по пере отдачи тепла теплосодержание пара падает и происходит частичная его конденсация. Это обстоятельство приводит к резкому увеличению гидравлических потерь в трубах подогревателя. Поэтому полученная по формуле (6.59) длина подогревателя должна быть меньше предельно допустимой 1_пр, полученной в результате совместного решения уравнений теплопередачи и гидравлических сопротивлений

/„_p_2,44.1O4)^(^)(^y(i0),    (6.60)

где d — внутренний диаметр трубы подогревателя в м; 6 — толщина стенки трубы в м; Л,_см — коэффициент гидравлического сопротивления в трубах при движении пароводяной смеси; — потери давления в трубе пароподогревателя в Па; р', р" — плотности конденсата и насыщенного пара в кг/м³; ?_п и г_к — соответственно энтальпия пара и конденсата в Дж/кг; к — коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту в Вт/(м²-^сС).

Если I ^> l_npt то конструкцию подогревателей выполняют из нескольких параллельно включенных секций. Тогда число секций п = 1]1_пр.    ,    ,

Весовой расход пара на подогрев

la — !ц

Расчет трубчатых подогревателей для транспортных емкостей аналогичен расчету подогревателей в стационарных резервуарах и отличается лишь значениями полного коэффициента теплопередачи.

- _ _    Расчет    электроподогрева

Полное количество тепла, отдаваемое электронагревателем в единицу времени, определяется законом Джоуля —Ленца:

q — IV = PR. "    (6.61)

Зная q и напряжение, можно определить силу тока

/ — «-

V    ¦    ,

15 Заказ 191    ^:    -    225

Если все проводники в грелке соединены параллельно, то прп Л' параллельных проводниках

¦ Д =

где г — сопротивление одного параллельного проводника

I

р — удельное сопротивление металла проводника при температуре нагрева t_n

Р«=Ро(¹-г“^г;)’

и — термический коэффициент сопротивления металла проводника.

Подставляя значение г, получим сопротивление электроподогревагеля прп N параллельно соединенных проводниках:

р __ Рt^l

Я •

где I — длина параллельно соединенных проводников площадью поперечного сечения /.

Количество тепла, которое передается с поверхности электроподогревагеля нефтепродукту, может быть выражено п через уравнение теплопередачи

q = kF (t„ — ?|Р) = PR, _;    (6.62)

где F — площадь всех проводников подогревателя

F = Nlnd.

Средняя температура нагрева нефтепродукта t_cp = 1/2 (t_H -f t_K). Подставив значения R и F в (6.62) и решив это уравнение относительно диаметра проводника, получпм

*-V «(..Jffkw-    <^мз>

Для ленточных проводников при толщине ленты а и ширине Ъ имеем;

Z, т /    /П П/\

Ь-у _k{tn__tK)miXf >    (6-64)

где т = Ъ]а (обычно т колеблется в пределах от 3 до 12).

Ленточные проводники выгоднее круглых, так как при одинаковом поперечном сечении теплоотдающая поверхность их больше. Но конструктивным соображениям обычно применяют более прочные круглые проводники. При использовании электроподогревателей для разогрева масел следует учесть, что температура поверхности проводника t_n должна быть ниже температуры коксования массы, иначе масло резко ухудшит своп кондиционные качества — цвет, механические примеси и др.

Мощность электроподогревателя можно регулировать переключением фазовых сопротивлений на треугольник TF_Tp, звезду W_3B и двойную звезду Т?_дв. _зв. Мощности электроподогревателей, соединенных подобным образом, относятся между собой, как

W_iB : IF_TP : И'_дв. за = 1 : 3 : 4.

Для более равномерного распределения теплового потока по всей массе нефтепродукта требуемую поверхность нагрева осуществляют в трех подогревателях, один пз которых помещают в центре под люком цистерны, а два — по бокам, ближе к торцам. Прп таком конструктивном решении каждый электро-подогреватель рассчитывается на одну треть требуемого общего теплового потока.

Расчет циркуляционного подогрева

Как следует из описания, типовая установка укомплектована теплообменником с известной поверхностью нагрева / п насосом производительностью Q. При этих данных целью расчета является определенпе продолжительности разогрева до заданной температуры слива t_K.

Уравнение теплового баланса для рассматриваемой задачи может быть записано в впде

(6.65)

dq — Qc (t₇ — t)dx = Gc dt — kf(t —1₀) dx,

где с — теплоемкость нефтепродукта; G — вес нефтепродукта в цистерне; к — коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в цистерне в окружающую среду; t — переменная температура нефтепродукта в цистерне; t_r — температура нефтепродукта на выходе из теплообменника; t₀— температура окружающего воздуха.

Принимаем, что за время подогрева к = const и t_T = const. Тогда, разделив переменные и интегрируя от t_H до t_K, получаем

(6.66)

к

Gc i Qd-rAr hf^:p — f_H (Qc-\-kf)

СQc + kf)    Qct_r-\- kf to — t_K (Qc-\-kf) '

или

X

При разомкнутой схеме циркуляции в исходное уравнение (6.66) вместо Q следует подставлять величину Q — Q', где Q' — количество отводимого из цистерны нефтепродукта при температуре t_R.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Валявский П. В. и др. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ НКТН, 1937. 231 с.

2. Г е л л е р 3. И. Мазут как топливо. М., «Недра», 1965. 495 с.

3. Григорян Г. М., Ч е р ни кин В. И. Подогрев нефтяных продуктов. М., Гостоптехпздат, 1947. 287 с.

4.    Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепродуктов. М., «Недра», 1958. 155 с.

5.    Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М., Гостоптехиздат, 1961. 259 с.

6.    Коршунов Е.    С., Едигар ов    С. Г. Потери    нефтп,    нефтепродуктов и га-

80в и меры их сокращения.    М., «Недра», 1968.    117 с.

7.    Л е с с и г Е. Н.,    Л и л е е в А. Ф.,    Соколов    А. Г.    Листовые металли

ческие конструкции. М., Стройиздат, 1970. 488 с.

8.    Мишин Б. В.,    Ш п о т а к о в с к и й М. Н. Краткий    справочник обору

дования нефтебаз. Л., «Недра», 1965. 227 с.

9.    Савицкий В. Б. Экономика и планирование нефтебазового хозяйства. М., «Недра», 1971. 151 с.

10.    С а ф а р я н М. К. Стальные резервуары для хранения нефтп и нефтепродуктов. М., изд. ОНТИ ВНИИСТ, 1958. 239 с.

11.    С а х н о в с к и й К. В. Железобетонные конструкции. М., Госстройпздат, 1960. 840 с.

12.    Справочник по оборудованию нефтебаз под ред. В. И. Титкова, М., Гостоптех-издат, 1959. 464 с.

13.    С т у л о в Т. Т. и др. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов. Проектирование и сооружение. М., «Недра», 1968. 286 с.

14.    У и л к и н с о н У. Л. Неныогоновскпе жидкости. М., «Мир», 1965. 216 с.

15.    Черникин В; И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М., Гостоптех-

издат, 1955. 317 с.    ¹

/

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОХРАНИЛИЩА

Г л а в а 7

общий ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ сетях, свойства ГАЗОВ

§ 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Газовая промышленность является самой молодой отраслью топливной промышленности Советсткого Союза. В дореволюционной России природный газ не добывался. В незначительных количествах добывался попутный нефтяной газ в Бакинском и Грозненском районах. Перед Великой Октябрьской социалистической революцией в Баку использовалось всего лишь 33 млн. м³ попутного нефтяного газа.

Начало производства искусственного газа в России относится к тридцатым годам XIX столетия. В Петербурге был построен небольшой завод, который вырабатывал газ из угля, поступавшего из Англии. В 1914 г. в Петербурге этот газ поступал только в 3 тыс. квартир наиболее богатых семей. В Москве искусственный газ начали использовать в конце шестидесятых годов XIX века для освещения улиц и вокзалов. Позже газ стали применять и для бытовых нужд. В 1913 г. было газифицировано 2.7 тыс. квартир.

После Великой Октябрьской революции использование попутного нефтяного газа стало постепенно возрастать. В Бакинском и Грозненском нефтедобывающих районах в 1927—1928 гг. было добыто и использовано 270 млн. м³ газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газов в Советском Союзе составила около 3220 млн. м³.

В сентябре 1944 г. было принято решение Советского правительства

о строительстве первого дальнего газопровода Саратов — Москва. В июле 1946 г. саратовский газ поступил в Московскую газовую сеть.

За пять лет (1946 —1950 гг.) в Москве было построено более 1340 км уличных и внутридворовых газопроводов, десятки регуляторных станций, две газгольдерные станции, газифицировано 211 тыс. квартир.

В настоящее время протяженность Московской газовой сети (магистрали и внутридворовые газопроводы) составляют около 6000 км.

В газовую сеть Москвы газ попадает по таким мощным магистральным газопроводам, как Ставрополь — Москва, Северный Кавказ — Москва, Средняя Азия — Центр и др.

В Москве действует пять газгольдерных станций общим объемом 1 700 000 м³ при остаточном давлении газа в них 2,2 кгс/см². Газгольдерные станции оборудованы газгольдерами постоянного объема с рабочим давлением 7—12 кгс/см². Газгольдеры предназначены для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

В 1972 г. добыча природного газа составила 221 млрд. м³. Газ получили 220 городов и поселков городского типа и более 6 тыс. сельских населенных пунктов, газифицировано 3,5 млн. квартир, в том числе в сельской местности 1,4 млн. квартир.

Для улучшения системы газоснабжения в районе крупных городов (Москва, Ленинград, Киев, Рига, Ташкент, Свердловск и др.) созданы подземные хранилища природного газа.

Газификация сельского хозяйства в Советском Союзе начата с 1962 г. (потребление сжиженного газа в 1962 г. составило всего 20 т).

В настоящее время в селах газифицировано более 6,5 млн. квартир. Газом пользуются свыше 30 млн. сельских жителей. В сельских районах построено около 10 ООО км газораспределительных сетей. В 1971 г. на газоснабжение этих районов израсходовано 665 ООО т сжиженного газа и 4,2 млрд. м³ природного газа.

Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. намечено дальнейшее развитие газовой и нефтяной промышленности. В 1975 г. добыча газа составит 300—320 млрд. м³.

В 1971—1975 гг. намечено построить 57 000 км магистральных газо-и нефтепроводов и газифицировать 17—18 млн. квартир. Уровень газификации жилого фонда должен составить в городах 65—75% , на селе 40—50%.

§ 2. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ И ГАЗОХРАНИЛИЩАХ

Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе, подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воздухом.

Природный газ является основным топливом в системе газоснабжения. В последнее время резко растет потребление сжиженных газов.

Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового оборудования.

При использовании природного газа источником газоснабжения городов является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа — газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по магистральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом.

Газовая распределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из одного района города в другой, а по распределительным газопроводам — непосредственно потребителям.

Из магистрального газопровода в городскую распределительную сеть газ подается через газораспределительную станцию (ГРС). Городская сеть оборудуется газорегуляторными пунктами (ГРП), которые служат для снижения давления газа и объединяют газопроводы различного давления.

Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и промышленных предприятий включает внутридомовые или промышленные газопроводы, газовые приборы и установки для сжигания газа.

Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зависимости от максимального рабочего давления делятся на:

1)    газопроводы низкого давления

до 0,02 кгс/см² (200 ми вод. ст.; -—2000 Па) —для искусственного газа;

до 0,03 кгс/см^а (300 мм вод. ст.; -—3000 Па) —для природного газа; до 0,035—0,04 кгс/см² (350—400 мм вод. ст.; -—3500—4000 Па) — для сжиженного газа.

При наличии у бытовых и коммунально-бытовых потребителей индивидуальных или групповых регуляторов-стабилизаторов в распределительных газопроводах допускается давление до 0,05 кгс/см² (500 мм вод. ст.;—5000 Па);

2)    газопроводы среднего давления

от 0.05 до 3 кгс/см² (~3*10⁵ Па);

3)    газопроводы высокого давления

от 3 до 6 кгс/см² (-—-6• 10⁵ Па);

4)    газопроводы высокого давления

от 6 до 12 кгс/см² (-—-12-10⁵ Па) — для подачи газа газгольдерным станциям и отдельным промышленным предприятиям.

Давления, по которым проведена классификация городских газопроводов, являются избыточными.

Источником искусственных газов являются заводы, вырабатывающие газ из угля, сланцев или нефти.

Запасы природного газа на территории Советского Союза находятся на большом расстоянии от крупнейших потребителей — Москвы, Ленинграда, Киева, Горького, Риги, Ташкента, Свердловска и других городов.

Природный газ в города подается по мощным магистральным газопроводам, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной производительности. Фактическое потребление газа характеризуется резкой неравномерностью в течение суток, месяца и года. Неравномерность потребления связана с изменениями погоды, специфическими особенностями некоторых производств и т. д. Города и населенные пункты потребляют газа зимой в 1,3 — 2,0 раза больше, чем летом.

Сезонные излишки и недостатки газа прп подаче его крупным городам исчисляются сотнями миллионов кубических .метров. Единственно приемлемым способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания резерва на непредвиденный случай является его хранение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах.

Подземное газохранилище оборудовано скважинами для закачки и отбора газа из пласта, установками для охлаждения, очистки и осушки газа. Газ в газохранилище поступает из магистрального газопровода через специальную компрессорную станцию. Отбор газа из хранилища ведется через газораспределительную станцию.

Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давления. В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углеводородных газов строят газораздаточные станции и кустовые базы. Для хранения больших объемов сжиженных газов сооружают подземные хранилища в искусственных или естественных выработках в плотных непроницаемых породах.

При проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные требования, которые к ним предъявляются. Газовые сети должны быть надежными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. Эксплуатация газовой ¦ сети должна быть простой, удобной и безопасной. При проектировании сети

необходимо предусмотреть возможность отключения отдельных районов, а также возможность строительства и ввода в эксплуатацию по очередям. При оборудовании сети следует использовать однотипные сооружения и узлы.

Газораспределительная сеть должна обеспечивать минимальные материальные и капитальные вложения, а также минимальные эксплуатационные расходы.

§ 3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ Работа

При выводе расчетных формул будет использовано понятие «потенциальная работа».

Потенциальной называется работа перемещения газов из области одного давления р_х в область другого давления р₂.

Элементарные величины потенциальной работы соответствуют бесконечно малым изменениям давления:

.бИ⁷ = —V dp]    (7,1)

'    '    "    \_Tm=vdp,    -    (7.2)

где bW — элементарная потенциальная работа любого количества газа в Н-м;

V — объем газа в м³; р — давление газа в Па; т — масса газа в кг; v — удельный объем газа в м³/кг.

При перемещении газа в газопроводах распределение потенциальной работы Н. И. Белоконь формулирует следующим образом:

v dp = Ы* — d    —    g    dz    -f    8/**,    (7.3)

где I* — удельная эффективная работа, передаваемая телам внешней системы (для газопроводов I* = 0); Z** — необратимые превращения работы

«••«х*.    (7.4)

Я — коэффициент гидравлического сопротивления; w — линейная скорость газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; D — внутренний диаметр газопровода; г — положение рассматриваемой точки газопровода по высоте; g — ускорение силы тяжести.

Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что работа затрачивается на преодоление трения газа о стенки газопровода, на изменение положения газа и его линейной скорости.

Уравнение Клапейрона

Уравнение Клапейрона получается путем сопоставления законов Бойля— Мариотта и Гей-Люссака.

По закону Бойля — Мариотта

Pv = f{t),

f (t)

р ¦ - '

Удельный объем идеального газа прп температуре 0° С и любом заданном давлении

где р — абсолютное давление идеального газа в Па; v — удельный объем идеального газа в м⁸/кг; R — газовая постоянная идеального газа в (Н-м)/(кг - К); Т — абсолютная температура газа в К.

Уравнение Клапейрона может быть записано также в виде

— = RT,    ,

-    Р    '    -    ¦

где р — плотность газа в кг/м⁸.

Если умножить левую и правую части уравнения состояния на количество газа в единицах массы (т). то получим уравнение состояния для любого количества газа

pV = mRT,    ¦    (7.6)

где V — полный объем газа в м⁸: т — масса газа в кг.

Газовая постоянная R — есть работа расширения единицы количества газа (1 кг) прп нагревании его на 1⁼ С (или 1 К) при постоянном давлении (р = idem).

Газовые постоянные некоторых газов:

воздух R = 29.27 (кгс-м)/(кг-К) = 287,04 (Н-м)/(кг-К); метан (СН₄) R = 52.95 (кгс-м)/(кг • К) = 519,26 (Н-м)Дкг-К); пропан (С₃Н₈) R — 19,93 (кгс • м)/(кг - К) = 195,45 (Н-м)Дкг-К); н-б у тан (С₄Н₁₀) R = 14,59 (кгс-м)/(кг • К) = 143,08 (Н-м)/(кг-К).

Параметры физического состояния реальных газов — температура 0° С и давление 760 мм рт. ст. — далеки от условий идеального состояния.

Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространенное — уравнение Клапейрона с поправочным коэффициентом:

pv=ZRT,    (7.7)

где Z — коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от законов идеальных газов. Коэффициент Z часто называют коэффициентом сжимаемости.

W 20    30    W50

3,0

"0,1    0,2 0,3 0/f 0,6 0,81,0    2    3    U Б 8 10    20 30 UOfT

Рис. 7.1. График зависимости коэффициента сжимаемости газов от приведенного давления н приведенной температуры.

Критические параметры газов

Таблица 7.1

* 1 МН/м^!= ю^еПа.

Величины коэффициента отклонения обычно определяются по графикам (рис. 7.1), в которых коэффициент Z приводится в зависимости от приведенных параметров (давление и температура) газа:

Рп р = тг-;    (⁷-⁸)

Р КР

т

где р_пр — приведенное давление; р — абсолютное давление газа; р_кр — критическое давление газа; t_np — приведенная температура; Т — абсолютная температура газа: Т_кр — критическая температура газа.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.

Критическая температура — это температура, прп которой и выше которой ни прп каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Значения критических параметров некоторых газов приведены в табл. 7.1.

Теплоемкость газов

При проведении тепловых расчетов газопроводов необходимо знать значение удельных теплоемкостей газов. Удельной теплоемкостью газа называется количество тепла, которое необходимо сообщить единице массы (или объема) газа, чтобы температура его в данном процессе изменилась на 1° С.

Теплоемкость газа зависит от характера протекаемого процесса. Например, если в газгольдере находится газ, который подогревается на 1° С, но при этом в различных случаях объем газа меняется по-разному. Работа газа будет различной. В связи с этим п теплоемкость газа будет не одинакова. Она будет зависеть от характера протекающего процесса.

Наибольшее распространение в термодинамических расчетах получили теплоемкости двух простейших процессов: прп постоянном давлении С_р и при постоянном объеме С.,.

В каком-либо определенном процессе изменения состояния газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на I^е С при данном давлении, зависит от абсолютной температуры газа. Количество тепла оказывается разным прп различных температурах газа. При данной температуре газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на 1° С, зависит от величины давления.

Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких пределах, поэтому величину теплоемкости можно принимать постоянной.

Значения массовой теплоемкости С_р некоторых газов (в кДж/(кг-К):

В табл. 7.2 приведены значенпя массовой теплоемкости при постоянном давлении для метана в зависимости от давления и температуры.

Для идеальных газов справедливо соотношение (закон Майера):

c_p-c_v=R,    (7.10)

где с_р — удельная теплоемкость прп постоянном давлении в Дж/(кг-К); c_v — удельная теплоемкость прп постоянном объеме в Дж/(кг-К); R — газовая постоянная в Дж/(кг-К).

Таким образом, еслп известна величина удельной теплоемкости при постоянном давлении, можно определить теплоемкость прп постоянном объеме.

Массовые удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном объеме идеальных газов являются функцией только одной температуры, т. е. зависят только от температуры.

Массовые теплоемкости С_р (в кДж/(кг-К) метана прп постоянном давленнп

Эффект Джоуля—Томсона

При движении природного газа через сопротивление (регулирующие клапаны ГСР и ГРП, трубопроводы, фильтры и т. д.), особенно прп резком падении давления, наблюдается снижение температуры газа. На газораспределительных станциях снижение температуры вызывает обмерзание трубопроводов, запорных регулирующих и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах. Это явление называют эффектом дросселирования (дроссельным процессом).

Характеристикой дроссельного процесса или коэффициентом Джоуля — Томсона называется предел отношения изменения температуры газа к изменению его давления в пзоэнтальнпйном процессе:

¹    a-№»(?),-(-?),-ap. р).    (-¦«)

Для идеальных газов ' . . ^(7Л2)

Величины коэффициента Джоуля — Томсона л ля метана приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Значения коэффициентов Джоуля —Томсона D.- (в ^;С/(кге/см2) для метана в зависимости от температуры и давления

Дросселирование большинства газов прп обычных температурах и давлениях сопровождается охлаждением газа (положительный коэффициент Джоуля — Томсона). Прп некоторых условиях (температура и давление) дросселирование сопровождается нагреванием газа (отрицательный коэффициент Джоуля — Томсона).

Коэффициент Джоуля — Томсона прп некоторых значениях давления и температуры может обращаться в нуль. Совокупность точек, в которых коэффициент Джоуля — Томсона равен нулю, называется линией инверсии.

Вязкость газов

Прп движении вязких жидкостей и газов наблюдаются касательные напряжения (напряжения внутреннего тренпя). Это явление обусловлено молекулярной структурой газа и жидкости. Внутреннее трение газов и жидкостей характеризуется коэффициентом вязкости.

Напряжение внутреннего тренпя между двумя слоями прямолинейно движущегося вязкого газа согласно закону Ньютона пропорционально отнесенному к единице длины изменению скорости по нормали к направлению движения:

где т — напряжения внутреннего тренпя в Па; w — линейная скорость газа в м/с; п — расстояние по нормали к направлению линейной скорости газа; j.i — динамический (пли абсолютный) коэффициент вязкости.

Единицы измерения динамической вязкости:

Размерность динамической вязкости получпм, если развернем выражение силы — Ньютон.

Наряду с динамическим коэффициентом вязкости широко используется кинематический коэффициент вязкости л\ который равен отношению динамического коэффициента вязкости к плотности газа или жидкости

(7.14)

где р — плотность газа пли жидкости в кг/м³; v — кинематический коэффициент вязкости.

Единицы измерения кинематического коэффициента вязкости:

Размерность кинематического коэффициента вязкости:

Физический смысл динамической вязкости виден из рассмотрения ее единиц измерения; в числителе — работа, в знаменателе — объемный расход

__работа__Н ¦ м _ Н ¦ с _

^~~ объемный расход газа м³/с м² ~~ ^{а с}-

Таким образом, динамический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо произвести прп относительном течении вязкого газа для единицы объемного расхода.

Физический смысл кинематического коэффициента вязкости также можно установить из ее единиц измерения. Он выражается следующим образом:

Следовательно, кинематический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо совершить прп относительном движении вязкого газа для единицы массового расхода.

Для городских распределительных газопроводов (давление не более 20 кгс/см²) динамическая вязкость мало зависит от давления. Прп более высоких давлениях становится заметной зависимость динамической вязкости от давления. В табл. 7.4 приведены величины коэффициентов динамической вязкости метана при различных давлениях и температурах.

Таблица 7.4

Динамическая вязкость метана и [в (мк Н • м)/(мЗ ¦ с)] *

* 1 (Мк Н-ы)/(м³/с)=1 мк Па-с.

Коэффициент динамической вязкости зависит от температуры газа. Эта зависимость выражается по формуле Сёзерленда

273-гС ( Т у/.

^ — И'о т — С V 273 /    ’    ('¦1°/’

где (д. — динамическая вязкость прп температуре газа Т: ii₀ — динамическая вязкость при 0° С; Т — абсолютная температура газа в К; С — постоянная Сёзерленда.

Кинематическая вязкость в зависимости от температуры п давления выразится формулой

7.2 представлен график зависимости коэффициента вязкости от для различных газов.

Значения табл. 7.5.

На рпс. температуры

Динамическая и кинематическая вязкости чистых газов при атмосферном давлении

Рис. 7.2. График зависимости I динамической вязкости различных газов от температуры.

1 — кислород; 2 — воздух; 3 —?окись углерода; 4 — азот; 5 — двуокись углерода; 6 — метав; 7 — алети-лен;^% s — этилен; 9 — этан; 10 — пропилен; 11 — пропан; 12 — пары бензола.

Таблица 7.5

§ 1. ГАЗОПРОВОДНЫЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ|И АРМАТУРА

Для сооружения газовых сетей в городах п промышленных объектах применяют бесшовные или сварные трубы из низколегированных и малоуглеродистых мартеновских сталей спокойной плавки с предельным содержанием углерода в металле не более 0,27%.

Трубы для наружных п внутренних газовых сетей п детали газопроводов следует изготовлять из стали, удовлетворяющей следующим требованиям: соотношение предела текучести ст₅ и временного сопротивления о_в

для низколегированных сталей значение a_s не должно быть ниже 0.65 от браковочного значения а_в;

предел прочности для низколегированной стали а_в ^ 50 кгс/мм² и для углеродистой стали сг_в ^ 35 кгс/мм²;

относительное удлинение не менее 18%.

Трубная сталь должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой контактной сваркой.

Трубы для подземных и наземных распределительных газопроводов всех давлений применяют со стенками толщиной не менее 3 мм. а для подводных переходов не менее 5 мм, т. е. на 2 лш больше расчетной.

Применяют бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8731—66, ГОСТ 8732—58) с наружным диаметром 32—426 мм и стенкой толщиной 3— 9 мм и бесшовные холоднокатаные (ГОСТ 8733—66 и ГОСТ 8734—58) с наружным диаметром 34—110 мм и стенкой толщиной 3—5 мм (табл. 8.1 п 8.2).

Эти трубы должны быть изготовлены из сталей марок В Ст.2. В Ст.З п В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) и марок 0, 8, 10, 15 и 20 (группа 1 с учетом выполнения требований п. 8 ГОСТ 1050-60).

Можно применять также электросварные (прямошовные) трубы по ГОСТ 10704—63, группа А и В с наружным диаметром 426—920 мм и стенкой толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали марок В Ст.2, В Ст.З и В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) или низколегированной конструкционной стали марок 10 Г2СД (МК), 14ХГС, 24Г по ГОСТ 5058-65.

Кроме того, применимы электросварные трубы со спиральным швом (ГОСТ 8696—62) диаметром 426—720 мм и стенкой толщиной 6—9 мм.

Механические свойства стальных п бесшовных труб по ГОСТ 8732-58, 8734-58 и 8733-66, 8731—66"

Таблица 8.2

На каждую партию труб должен быть представлен сертификат (паспорт), в котором дана характеристика труб.

Сортамент наиболее употребительных бесшовных горячекатаных труб

Размер труб характеризуется условным проходом (указывается номинальный диаметр), наружным диаметром п толщиной стенки.

Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же, как и магистральных газонефтепроводов и трубопроводов нефтебаз.

Арматура газопроводов

На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давлений устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру.

~    К онденсатосборники    ⁴

Для сбора н удаления конденсата на распределительных газопроводах устанавливают конденсатосборникп (сифоны). Число их должно обеспечивать сбор и удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.

Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диаметра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1—1,5 диаметра газопровода, а его диаметр — равным диаметру газопровода.

Различаются конденсатосборники низкого и высокого (или среднего) давлений.

Рис. 8.1. Конденсатосборник.

Направление движения транс-

а — низкого давления: 1 — конденсационный горшок, 2 — муфта, з — стояк, 4 — планка (против провертывания), 5— ковер, 6 — муфта, 7 — пробка, 8 — железобетонное основание под ковер; б — высокого давления:    1    — конденса

ционный горшок; 2 — конденсаторный стояк,

3 — газовый стояк, 4 — ковер, 5 — кран, 6 — основание под ковер.

Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от конденсата без применения насосов. Конденсат удаляется под давлением газа. Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами.

На рис. 8.1, а показан конденсатосборник низкого давления с врезным конденсационным горшком. Конденсат пз газопровода стекает в горшок, а для удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк.

На рис. 8.1, б представлен конденсатосборник высокого давления, в котором устанавливается дополнительный второй стояк. Наличие байпасной трубки с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под действием давления по внутреннему стояку. Это предохраняет внутренний стояк от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости.

Изменения температуры грунта и газа приводят к появлению температур-» ных напряжений в стенках газопроводов, что может привести к отрыву фланцев чугунных задвпжек и к другим нарушениям трубопровода.

Для снятия температурных напряжений на открыто прокладываемых газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматриваются компенсаторы, которые устанавливают после задвижек по ходу газа.

На газопроводах используют линзовые компенсаторы с числом линз не более трех.

Линзовые компенсаторы обеспечивают достаточную плотность газопровода и необходимую компенсацию. Кроме того, они облегчают монтаж и демонтаж задвпжек и другого оборудования.

Устройство линзового компенсатора представлено на рпс. 8.2. К фланцам компенсатора приварены четыре кронштейна, которые служат для стягивания болтами компенсатора с целью создания зазора при смене арматуры пли прокладок.

Внутрь компенсатора вставлен кусок трубы диаметром, равным диаметру газопровода. Патрубок приварен только одним концом, поэтому он не препятствует перемеще- ^ _ _{полулинза}. , _ _{кронштеин;} , _ _иа_ НИЮ ЛИНЗ. Остановка патруока позволяет правляющая труба; 4 — патрубок; 5 снизить гидравлическое сопротивление ком-    стяжка,

пенсатора. Для предотвращения скопления

жидкости компенсатор заливают битумом. Линзовые компенсаторы рассчитаны на рабочее давление до 3 кгс/см² (3-10⁵ Па).

Запорные краны

Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включе--ния и отключения технологических установок применяют запорную арматуру (краны, задвижки, вентили и гидравлические затворы).

Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распределительных газопроводах не применяют. Гидравлические затворы могут быть использованы только на газопроводах низкого давления.

Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуатации, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа и быть надежной в эксплуатации.

Запорный кран состоит из двух основных частей — корпуса и пробки. В зависимости от формы затвора (пробки) краны могут быть конические и шаровые (пли сферические).

По конструкции краны разделяются на простые поворотные краны с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой.

В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу простые поворотные краны разделяют на натяжные, сальниковые, самоуплот-. няющиеся и пружинные.

На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных кранов устанавливают только чугунные сальниковые краны (рис. 8.3). Обычно они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диа-жетра растет усилие, необходимое для управления краном.

^ис. 8.3. Поворотный са.тьниковьгй кран для    Рпс.    8.4.    Запорный    кран    со    смазкой.

подземных газопроводов.    j    —    смазочный    болт; 2 —¦ шпиндель; 3 — смазочная ка

мера; 4 — пробка; 5 — смазочная канавка.

Широкое применение на газопроводах находят краны с принудительной смазкой (рис. 8.4). Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико.