Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра кибернетических систем
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ
Методические указания по выполнению практических работ
по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной
и производственной деятельности"
для обучающихся по направлению подготовки
27.04.04 – Управление в технических системах
Составитель к.т.н., доцент Х.Н. Музипов
Тюмень
ТИУ
2019
Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной и производственной деятельности" для обучающихся по направлению подготовки 27.04.04 – Управление в технических системах/ сост. Х.Н. Музипов; Тюменский индустриальный университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2019.– 21 с.
Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры кибернетических систем «28» августа 2019 года, протокол №1.
Аннотация
Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной и производственной деятельности" для обучающихся по направлению подготовки 27.04.04 – Управление в технических системах. Данная дисциплина изучается на первом курсе в первом семестре.
Методические указания содержат список рекомендованной для изучения литературы, обращение к которым позволит студентам дополнительно получить теоретические сведения по темам, рассмотренным в данных методических указаниях.
© Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет»
Оглавление
Оглавление. 4
|
Введение. 5
1. Определение потерь нефти из резервуара от «больших дыханий». 8
Список использованных источников. 15
Приложение А.. 16
Приложение В.. 17
Приложение С.. 18
Приложение D.. 19
ВВЕДЕНИЕ
Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).
Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.
Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
|
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
Большое значение уделяется потерям нефтепродуктов от испарения, в результате чего уменьшается их количество и изменяется их качество (уменьшается октановое число бензинов, утяжеляется фракционный состав).
Различают следующие потери от испарения [2]:
1) при заполнении резервуаров («большие дыхания»);
2) при неподвижном хранении («малые дыхания»);
3) после выкачки нефтепродукта вследствие донасыщения газового пространства («обратный выдох»);
4) из-за негерметичности газового пространства («вентиляция»);
5) при заполнении транспортных емкостей.
Задание: определить потери нефти из резервуара РВС - 20 000. (20000 м3; диаметр: 39,9м; высота: 17,8 м; высота конуса крыши Нк = 0,85 м)
Исходные данные для расчетов приведены в таблице
№ варианта | Месяц | Qзак м3/ч | Тн.к 0 С | Hвзл1 м | Hвзл2 м | Рк.в Па | Рк.д. Па |
1. | 1,5 | 5,0 | |||||
2. | 2,0 | 5.5 | |||||
3. | 2.5 | 6,0 | |||||
4. | 3,0 | 6,5 | |||||
5. | 1,5 | 7,0 | |||||
6. | 2,0 | 7,5 | |||||
7. | 2.5 | 8,0 | |||||
8. | 3,0 | 8,5 | |||||
9. | 1,5 | 9,0 | |||||
10. | 2,0 | 9,6 | |||||
11. | 2.5 | 10,0 | |||||
12. | 3,0 | 10,5 | |||||
13. | 2,0 | 11,0 | |||||
14. | 2.5 | 11,5 | |||||
15. | 3,0 | 12,0 |
|
Примечание:
· Qзак - производительность закачки, м3/ч;
· максимальная высота взлива Hвзл2 , м;
· минимальная высота взлива Hвзл2 Hвзл1 м;
· Тв.ср средняя температура воздуха за месяц в К (по данным таблицы рис. 1 );
· Рк.в. - уставка клапана вакуума, Па;
· Рк.д. - уставка клапана давления, Па;
· Ра - барометрическое давление, Па (по данным таблицы рис. 2);
· Тн.к - температура начала кипения, 0С (перевести в К).
![]() | ||
Рис. 1. Температура воздуха днем и ночью, °C
|
Определение потерь нефти из резервуара от «больших дыханий»
Потери нефти от больших дыханий происходят при заполнении пустого резервуара. При заполнении нефти в резервуар вся образовавшаяся паровоздушная смесь через дыхательный клапан выходит в атмосферу. При опорожнении резервуара в него через клапан поступает атмосферный воздух, который насыщается парами нефти, и при новом наливе процесс большого дыхания повторяется вновь.
Потери нефтепродукта от «большого дыхания» вычисляются по формуле:
(1)
где V н – объем закачиваемой нефти в резервуар;
VГ – объем газового пространства резервуара (ГП) перед закачкой нефти;
Р 2 – абсолютное давление в ГП в конце закачки, Р 2 = P а + P кд;
Р 1 – абсолютное давление в ГП в начале закачки, P 1 = P а – P кв – если закачка начинается ночью и P 1 = P а – если днем;
P а – атмосферное давление;
P кв, P кд – уставки клапанов соответственно вакуума и давления;
PГ, TГ – абсолютное давление и температура в ГП;
– универсальная газовая постоянная паров нефти,
= 8314 Дж/(кмоль·К);
ТНК – температура начала кипения нефти, К.
ρ y – плотность паров нефти определяется по формуле
(2)
Мy – молярная масса паров нефти определяется по формуле
Мy = 0,0043 (ТНК – 61)1,7 кг/кмоль; (3)
Py – среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара:
Рy = Cзак.ср. × Р2; (4)
Cзак.ср. – средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при заполнении.
Величина Cзак.ср. определяется с учетом донасыщения ГП в ходе операций предшествующих заполнению. Независимо от вида технологической операции (опорожнение, простой или заполнение) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений по следующему алгоритму:
1. задаются средней (за операцию) концентрацией Сср углеводородов в ГП:
2. вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси v и коэффициент диффузии паров нефтепродукта Dм при этой концентрации и средней температуре процесса Т:
3. вычисляют полный поток массы J и общую массу Δmy испаряющегося нефтепродукта;
4. находят массовую и объемную С концентрации углеводородов в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводородов в ГП в течение данной операции Сср. расч.
Необходимо добиться равенства величин Сср. и Сср. расч..
Основные параметры паровоздушной смеси и паров нефтепродукта вычисляются по формулам:
- молярная масса ПВС (кг/кмоль)
МПВС = Мy × Сср + Мв (1- Сср) (5)
- плотность ПВС (кг/м3) определяется по формуле (2), в которую вместо Мy надо подставить МПВС или как аддитивную величину
; (6)
- кинематическая вязкость ПВС (м2/с)
; (7)
- коэффициент диффузии паров (м2/ч)
; (8)
- концентрация насыщенных паров (доли)
(9)
где Мв молярная масса воздуха, Мв = 29 кг/кмоль;
ам, bм эмпирические коэффициенты (табл. 1).
Таблица 1
Значения коэффициентов ам, bм
Нефть | ам, м2/ч | bм м2/ч×град |
Башкирская | -0,0587 | 0,000251 |
Западной Сибири | -0,0111 | 0,000200 |
Татарии | -0,0171 | 0,000139 |
Давление насыщенных паров по Рейду у нефтей составляет PR ≤ 66700 Па. При отсутствии данных о величине PR рекомендуется для нефтей принимать 1,22 PR равной 25000…45000 Па (обратно пропорционально их плотности).
Интенсивность процесса испарения нефепродуктов в резервуарах характеризуется величиной полного потока массы испаряющегося вещества J, которое показывает, сколько килограммов нефтепродукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс изучен для бензинов.
Для расчета величин J используются следующие критериальные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС:
- при неподвижном хранении нефтепродукта
(10)
- при опорожнении резервуаров
(11)
- при заполнении резервуаров
(12)
где Kt – безразмерный критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения нефтепродуктов
, (13)
Тв, Тб - абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина;
Δπ – модуль движущей силы процесса испарения
(14)
Sc – число Шмидта;
(Число Шмидта {\displaystyle \mathrm {Sc} } — безразмерное число, показывающее соотношение интенсивностей диффузии импульса (то есть вязкость) и диффузии вещества, то есть характеризует относительную роль молекулярных процессов переноса количества движения и переноса массы примеси диффузией. Оно является критерием подобия для течений жидкости, в которых наблюдаются одновременно как переносы вещества (обычно примеси), так и вязкие эффекты.
По одной версии число было названо в честь немецкого инженера Эрнста Шмидта, по другой — в честь австрийского геофизика Вильгельма Матеуса Шмидта.
Число Шмидта равно отношению коэффициентов кинематической вязкости к коэффициенту диффузии вещества (или коэффициенту массопереноса). Оно также равно отношению толщин гидродинамического пограничного слоя и слоя массопереноса.
Определение числа Шмидта в виде формулы: Sc= v/ D
{\displaystyle \mathrm {Sc} ={\frac {\nu }{D}},}где: v {\displaystyle \nu } — кинематическая вязкость, м2·с−1;
{\displaystyle D}D — коэффициент диффузии, м2·с−1.)
Reср – среднее число Рейнольдса, характеризующее скорость омывания поверхности нефтепродукта воздухом при опорожнении резервуаров;
Fr·Re – параметр подобия, характеризующий интенсивность перемешивания нефтепродукта в резервуаре при его заполнении.
Величины Sc, Reср и Fr·Re по следующим зависимостям
(15)
где U – скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта
(16)
U0 – скорость струи воздуха через патрубок дыхательного клапана
(17)
r –радиус монтажного патрубка;
Qот - расход откачки нефтепродукта;
Nк – число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре;
dэ – диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефтепродукта, омываемой струей воздуха при входе в резервуар
(18)
Hr – средняя высота ГП за время опорожнения;
Wx – характерная скорость перемешивания нефтепродукта в резервуаре при закачке бензина
(19)
Wзак – скорость бензина с кинематической вязкостью v в приемном патрубке резервуаре;
Vзак – часовой объём закачки бензина в резервуар;
Dр , Hб – соответственно диаметр резервуара и средний уровень бензина в нём в процессе заполнения.
Массовая концентрация углеводородов в ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисляется по формулам:
- при неподвижном хранении нефтепродукта (резервуар не в работе)
(20)
- при опорожнении резервуара
(21)
- при заполнении резервуара
(22)
где myo, mПВС 0 – масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП резервуара в начале технологической операции;
Δmy – масса углеводородов, испарившихся в газовое пространство за время технологической операции τ
(23)
Fр – площадь «зеркала» бензина в резервуаре;
Δmв – масса подсасываемого в резервуар воздуха
(24)
ΔmПВС – масса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении
(25)
- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе при его заполнении.
Для перерасчета объемной концентрации углеводородов в массовую, и наоборот, следует пользоваться формулами:
(26)
или с учетом формулы (5)
(27)
где - отношение молярной массы нефтепродукта к молярной массе воздуха,
.
Расчет объемной концентрации углеводородов можно произвести без итераций.
В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара определяется по формуле
(28)
где Psз – давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения;
ΔС/Сs – средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении
(29)
Hr1, Hr2 - высота газового пространства в резервуаре соответственно до и после откачки нефтепродукта;
ΔС1/Сs - прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время откачки от нефтепродукта;
ΔС2/Сs - то же самое за время простоя τпр.
Высота газового пространства резервуара с высотой стенки Hp и конуса крыши Нк при уровне заполнения НЖ составляет
(30)
Величина ΔС1/Сs зависит от типа резервуара, количества дыхательных клапанов Nк, скорости подсасываемого воздуха в них U0 , продолжительности откачки τотк и может быть найдена по формуле:
, (31)
где ψс1 – коэффициент пропорциональности, выбираемый из табл. 2.
Прирост средней относительной концентрации в ГП за время простоя τпр описывается выражением
(32)
где ψс2, βψ – постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности; при пасмурной погоде ψс2 = 5,4×10-4, βψ = 1,305; при переменной - ψс2 = 9,08×10-4, βψ = 1,429; при солнечной - ψс2 = 2,61×10-3, βψ = 1,462.
Расчеты показывают, что потери от «больших дыханий» обратно пропорциональны расходу закачки.
Сведения о величине расчетной производительности заполнения-опорожнения резервуаров, диаметре и числе приемо-раздаточных устройств приведены в табл. 3.
Тип и количество дыхательных клапанов выбираются в соответствии с их характеристикам (табл. 4) и минимально необходимой пропускной способностью Q0 (м3/ч), равной
(33)
где Q – максимальная производительность закачки-выкачки, м3/ч;
VP - геометрический объём резервуара, м3.