Проектирование и эксплуатация нефтебаз

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

Глава 1

ГРУЗОВЫЕ ОПЕРАЦИИ НА НЕФТЕБАЗАХ § 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ

Нефтебазой называется комплекс сооружений п установок для приема, хранения п отгрузкп нефтепродуктов п нефтей.

По своей значимости проводимые на нефтебазе операции делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся:

1)    прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

2)    хранение нефтепродуктов в резервуарах п в тарных хранилищах;

3)    отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом:

4)    реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады:

5)    затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

6)    регенерация масел:

7)    компоундпрованпе нефтепродуктов,

К вспомогательным операциям относятся:    .    --

1)    очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

2)    изготовление и ремонт нефтяной тары:

3)    производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

4)    ремонт технологического оборудования, здании и сооружений;

5)    эксплуатация энергетических установок п транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от размеров нефтебаз и программы их производственной деятельности.

Для наиболее удобного п бесперебойного проведения всех операций, а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпонованы в семи зонах.

Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки п разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещаются:

1)    железнодорожные подъездные пути;

2)    погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

3)    технологические трубопроводы различного назначения;

4)    насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

5)    операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются: морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы); насосные;

береговые резервуарные парки; технологические трубопроводы; операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами:

резервуарными парками;

технологическими трубопроводами;

насосными;

операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны; разливочные для налива нефтепродуктов в бочки; склады для затаренных нефтепродуктов; лаборатория для анализа качества нефтепродуктов; тарные склады;

цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару; цех по регенерации отработанных масел.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую; котельную;

электростанцию или трансформаторную подстанцию; цех по производству и ремонту нефтяной тары; водопроводные и сантехнические сооружения; материальный склад; топливный склад для нужд нефтебазы; объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую входят:

контора нефтебазы; пожарное депо; здание охраны нефтебазы; гараж.

Зона очистных сооружений включает: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды; пруд-отстойник для сбора промышленных стоков; иловую площадку; насосную при нефтеловушке.

В отдельной зоне вне территории нефтебазы размещается жилой поселок. При проектировании нефтебаз необходимо строго руководствоваться утвержденными Госстроем СССР нормами СНиП II—П.3-70.

Классификация нефтебаз

Согласно нормам проектирования (СНиП П-П.3-70) все нефтебазы делятся на две группы. К первой группе относятся нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, а также товарно-транспортные и сырьевые цеха

нефтяных промыслов, нефтеперерабатывающих заводов п магистральных трубопроводов, располагающих резервуарным парком общим объемом более 2000 м³ при хранении легковоспламеняющихся ¹⁹⁶ нефтепродуктов и более 10 ООО м³ при хранении «горючих» ¹⁹⁷ нефтепродуктов. Ко второй группе относятся нефтебазы, входящие в состав предприятий и имеющие общий объем резервуарного парка для хранения легкоиспаряющпхся нефтепродуктов менее 2000 м³. а для хранения горючих нефтепродуктов менее 10 000 м³.

При хранении в подземных резервуарах указанные выше предельные объемы резервуарного парка увеличиваются в 2 раза.

В зависимости от общего объема резервуарного парка нефтебазы делятся на три категории:

I    категория — общий объем парка более 50 000 м³;

II    категория — общий объем парка 10 000—50 000 м³:

III    категория — общий объем парка до 10 000 м³.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные. распределительные и прпзаводскпе (нефтезаводскпе н промысловые).

Перевалочные нефтебазы — самые крупные по объему грузооборота. осуществляют перевалку нефтепродуктов для обеспечения примыкающего к ней района, а также выполняют поставки в другие районы страны и отгрузку на экспорт.

Распределительные нефтебазы предназначены для приема. хранения и снабжения нефтепродуктами потребителей, территориально расположенных в районе обслуживания базы.

Пр пзаводскпе нефтебазы осуществляют прием, хранение и отгрузку продукции нефтеперерабатывающих заводов п промыслов.

§ 2. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА нефтебазы,    ^!

ВЫБОР П ПЛАНИРОВКА ПЛОЩАДКИ

В соответствии с перспективным планом развития промышленности и сельского хозяйства вопрос о целесообразности строительства нефтебазы в данном районе решается на основании анализа технпко-экономпческпх показателей, основными из которых являются:

1)    грузооборот и объем реализации нефтепродуктов;

2)    капитальные расходы;

3)    эксплуатационные расходы;

4)    коэффициент оборачиваемости;

5)    производительность труда:

6)    срок окупаемости капитальных расходов.

Основой для определения грузооборота перевалочных нефтебаз служат разработанные схемы обмена нефтью и нефтепродуктами, учитывающие наиболее эффективное размещение производительных сил и направления межрайонных связей.

Грузооборот распределительных нефтебаз определяется потребностью в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов и оптимальными соотношениями в снабжении потребителей через нефтебазы и транзитом. Величина грузооборота значительно колеблется в зависимости от сезонности и неравномерности поставок и потребления. В связи с этим при определении месячного грузооборота вводится поправочный коэффициент, определяемый отношением максимального месячного грузооборота к среднему месячному.

При анализе грузооборота выявляется количество отдельных сортов нефтепродуктов, уточняются источники поступления, точки распределения и расстояния до них, а также выясняются частота и регулярность поставки, скорость их транспортировки и продолжительность сливо-наливных операций.

Зная грузооборот и емкость нефтебазы, по действующим укрупненным показателям определяют объем капитальных затрат. Наиболее крупные капиталовложения в объекты производственного назначения составляют стоимости резервуарных парков (20—30%), технологических трубопроводов (7—10%) и насосных станций (5—10%).

С увеличением общей мощности нефтебазы (грузооборота в год, месяц, сутки) капиталовложения на 1 т грузооборота падают.

Сумма эксплуатационных расходов, на основе которой определяется себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов, устанавливается сметой затрат, состоящей из амортизационных отчислений, заработной платы, затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергию и т. д. Полученная по укрупненным показателям себестоимость сопоставляется с другими наиболее прогрессивными проектами нефтебаз, находящихся в аналогичных условиях. Если нефтебаза реконструируется, показатели также сравниваются с ее отчетными данными до реконструкции.

Величина себестоимости также зависит и от внешних условий, создающих конкретную экономическую обстановку, в которой происходит производственная и хозяйственная деятельность нефтебазы (цен на электроэнергию и топливо, отдаленности от поставщиков и потребителей, величины транспортных тарифов, продолжительности межсезонного потребления и др.).

Коэффициент оборачиваемости (к) определяется как отношение всего грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы. Расчетный показатель (к) должен быть сопоставлен с коэффициентом оборачиваемости аналогичной или реконструируемой нефтебазы для оценки скорости оборота резервуарной емкости. При известных к и числе дней в расчетном периоде т можно определить продолжительность хранения нефтепродуктов по формуле:

Следующим технико-экономическим показателем деятельности нефтебазы является производительность труда, которая определяется величиной грузооборота, приходящегося на одного работника нефтебазы в единицу времени.

Расчеты эффективности капиталовложений согласно типовой методике осуществляются на основе показателей удельных капиталовложении, себестоимости продукции, срока окупаемости дополнительных капиталовложений и производительности труда.

Оценка экономической эффективности капиталовложений должна производиться раздельно по новому строительству и реконструкции действующей нефтебазы. В ряде случаев расширение и реконструкция нефтебазы позволяют отказаться от строительства новой, обеспечивая большую экономию материальных и денежных ресурсов и создавая условия для ввода новых производственных мощностей в более короткие сроки.

Строительство новых нефтебаз экономически эффективно, если дополнительные капиталовложения по сравнению с реконструкцией действующих нефтебаз окупаются в сроки, не превышающие нормативного срока, установленного для данной отрасли промышленности. Сроки окупаемости для нефтебаз в значительной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проектировании нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района и в соответствии с этим определить варианты и темпы строительства.

Сопоставление сроков окупаемости производят на основе соизмерения разности капиталовложений по различным вариантам и экономии по себестоимости.

Выбор площадки под строительство нефтебазы

Помимо чисто экономических условии, сводящихся в основном к минимальным суммарным транспортным расходам по перевозкам потребителям нефтепродуктов, необходимо, чтобы площадка, предназначенная для строительства нефтебазы, отвечала определенным инженерным требованиям, особенно геологическим и гидрогеологическим условиям. Отводимая для нефтебазы территория должна иметь необходимые разрывы между границами участка и соседними сооружениями (табл. 1.1).

Таблица 1,1

Разрывы между границами территорий нефтебазы и соседними сооружениями

Площадку желательно выбирать с наветренной стороны от населенных пунктов и соседних сооружении, чтобы пары нефтепродуктов не относились на жилые дома, объекты с открытым огнем и т. п. Для этого по данным метеорологических станцнй вычерчивается «роза ветров» района, показывающая повторяемость ветров (в процентах или днях в году) по румбам. Во избежание распространения огня при растекании горящего нефтепродукта по поверхности воды и по санитарным условиям речные нефтебазы следует располагать ниже по течению реки от ближайших населенных пунктов, промышленных предприятий, пристаней, мостов и т. д.

Одно из важнейших условий при выборе площадки— удобное примыкание З^частка к транспортным магистралям.

На самой площадке или вблизи от нее необходимо иметь источник водоснабжения и энергоснабжения для хозяйственных, производственных и противопожарных нужд. Выбираемый участок должен обеспечивать удобный спуск ливневых и канализационных вод, не причиняющий вреда окрестному населению.

С целью снижения стоимости строительства вблизи площадки нефтебаз желательно иметь строительные материалы и рабочую силу. .

По геологическим условиям желательно, чтобы площадка была сложена из коренных пород, способных выдерживать удельную нагрузку не менее 0,1 МПа. Заболоченные и заливаемые водами территории непригодны для нефтебаз, так как в первом случае придется проводить дорогостоящие и трудоемкие дренажные работы, а во втором — возводить вокруг участка нефтебазы водозащитную дамбу. Различают надземную и подземную заливаемости. Особую опасность представляет подземная заливаемость, вызываемая действием подземных ключей, родников и периодическими колебаниями уровня грунтовых вод. Наиболее резкие изменения уровня грунтовых вод связаны с временами года: весной в связи с таянием снегов и дождями наиболее высокий уровень, летом и зимой наиболее низкий, осенью уровень опять повышается. Грунтовые воды, стоящие сравнительно высоко, не должны быть агрессивными, а скорость их движения должна быть незначительной во избежание размывания грунтов и связанных с этим карстовых и оползневых явлений.

Для окончательного выбора площади нефтебазы обычно в районе предполагаемого строительства по карте намечаются несколько вариантов. Затем в район предполагаемого строительства нефтебазы высылается изыскательская партия в составе начальника, инженера-геолога или инженера-гидрогеолога, инженера-строителя, техника-геодезиста, рабочих для производства разведочных выработок и топографической съемки участка и др. Изыскательская партия производит рекогносцировку местности в районах намеченных по карте площадок и окончательно выбирает вариант площадки для проектируемой нефтебазы, а также согласовывает отвод земли под строительство нефтебазы с соответствующими организациями.

Выбранную площадку обносят несколькими межевыми столбами. После этого составляют схематичный ситуационный план с указанием привязки площадки к железнодорожным путям или другим объектам и предварительный акт отвода площадки (окончательный же акт по утверждению выбора площадки составляют после производства всех изыскательских работ).

Генеральный план нефтебазы представляет собой определенное расположение различных объектов на территории, отведенной для строительства. Генеральный план нефтебазы составляется с учетом всех местных условий: рельефа, геологических и гидрогеологических особенностей площадки, метеорологических условий, номенклатуры нефтепродуктов и некоторых особых условий эксплуатации (противопожарных, санитарных, транспортных и др.).

Топографической основой для разработки генерального плана является ситуационный план с горизонталями. С помощью ситуационного плана с железнодорожными путями, автомобильными дорогами и инженерными сетями (телеграф, телефон, водопровод, канализация, линии электропередач и т. п.) нефтебазы увязываются с транспортными магистралями и с соответствующими сетями района. Железнодорожные тупики помимо малой протяженности и удобного примыкания к магистрали должны быть проведены с необходимыми уклонами и радиусами кривизны. После привязки сетей приступают к размещению всех сооружений по семи зонам. Для облегчения разбивки отдельных объектов на топографический план площадки наносят розу повторных ветров и координатную сетку 100 X 100 или 50 X 50 м. Разрывы между отдельными объектами принимаются согласно табл. 1.1. Зона хранения наиболее опасна в пожарном отношении, поэтому ее выделяют в обособленную площадку, доступ на которую разрешается лишь ограниченному кругу людей.

Оперативную зону следует располагать ближе к выезду и въезду, чтобы , потребители не задерживались на территории базы. На нефтебазах I и II категорий под оперативную зону отводится специально огороженный участок с самостоятельным въездом и выездом на дороги общего пользования. Объекты зоны вспомогательных технических сооружений отделяют от других зон, так

Рис. 1.1. Генеральный план нефтебазы.

-7—22 — резервуары: 23 — склад пенопорошка: 24 — водоем; 25 — запасной водоем; 26—27 — железнодорожные налнвные эстакады: 28 — помещение для налнвшпков; 29 — наливная насосная; 30 — узлы приема нефтепродуктов пз магистральных трубопроводов; 31 — трансформаторная подстанция; 32 — механическая мастерская; 33 — водоносная; 34 — резервуары для воды; зб — водонапорная башня; 36 — котельная; 37 — площадка для топлива; 3S — площадка для золы; 39 — обмывочная; 40 — контора; 41 — пожарное депо: 42 — здание охраны: 43 — телефонная станция; 44 — лаборатория; 45 — склад проб; 46 — вольер для собак; 47 — сторожевой пост: 4S — песколовка; 49 — нефтеловушка; 50 — ограда; 51 — узкоколейка; 52 — железнодорожные линии,

как там производят работы с открытым огнем, а в производственном отношении существует взаимосвязь между ними.

Зона очистных сооружений проектируется в наиболее пониженном участке территории, чтобы ливневые воды и промышленные стоки могли бы поступать в нефтеловушку самотеком.

Весьма важно ориентировать объекты внутри зон по сторонам света, принимая во внимание господствующее направление ветров. Так, котельные и другие объекты, где ведут работы с открытым огнем, надо размещать таким образом,

чтооы ветер не сноспл дым п пскры на резервуарные парки, разливочные, железнодорожные туппкп п т. д.

С целью меньшего охлаждения зданий зимой целесообразно их располагать длинной стороной вдоль господствующего направления ветров. Части зданий с небольшим числом оконных проемов для лучшего их освещения желательно обращать на юг и восток.

При компоновке зон и отдельных сооружений необходимо добиваться максимально возможного сокращения протяженности технологических трубопроводов и инженерных сетей.

Размещению объектов на плане должна предшествовать горизонтальная планировка всей территории нефтебазы.

Все здания и сооружения на генплане должны иметь габарит-2§=¦»!# ные размеры и координаты одного из углов.

Д7^--1 ⁼ =    Вертикальную    планировку    площадки    нефтебазы производят

I-?'^!!^sS1 ^с учетом следующих требований:

1)    должны быть созданы нормальные условия всасывания на-

Hijir ^сосов;

2)    по возможности обеспечены самотечный слив и налив железнодорожных цистерн, налив автоцистерн и мелкой тары и т. д.;

3)    трубопроводные сети должны быть проложены без «мешков» (резкого изгиба осп трубы в вертикальной плоскости).

Примерный генплан перевалочной нефтебазы представлен на рис. 1.1.

После разработки генерального плана приступают к составлению технологического плана и схемы трубопроводов нефтебаз, которые являются основными (исходными) документами для гидравлического расчета трубопроводов.

Технологическая схема представляет собой без-HilfS'i масштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при по-jg^ofsf мощи которой обеспечивается выполнение всех операций по пере-| 5 || качке жидких нефтепродуктов (рис. 1.2).

Для составления схемы необходимо знать число и объем операций п их одновременность, а также номенклатуру хранимых на нефтебазе нефтепродуктов.

При составлении схемы следует учесть, что помимо основных t- операций по приему и отпуску нефтепродуктов необходимо осуществлять еще и внутрибазовую перекачку любым насосом из резервуара в резервуар в пределах определенной группы нефтепродуктов.

Технологический план представляет собой технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план нефтебазы. По этому плану для каждого трубопровода составляется профиль трассы, который имеет следующие графы (рис. 1.3): _{s ?я}..    в первой прочеркивается сплошной линией профиль земной

; S13 s”    поверхности п жирной линией указывается положение трубо-

провода;

• з 1^^ъ|    во второй указывается ситуация вдоль трассы трубопровода

[|| 1|§ (колодцы, насосные, пересечения дорог и т. д.);

в третьей приводятся красные отметки — требуемые отметки поверхности Земли:

,    в четвертой даются фактические отметки поверхности Земли

ч§|52 наиболее характерных точек трассы (разность отметок третьей

и четвертой граф составляет величину выемки или подсыпки грунта);

в пятой указываются отметки нижней части трубопровода (при подземной прокладке — отметки дна траншеи);

в шестой приводятся расстояния между характерными точками трассы, а также указываются пикеты через каждые 100 м и километровые столбы;

в седьмой приводятся уклоны трубопровода и расстояния, на которых этот уклон должен быть выдержан.

При помощи профилей можно: подсчитать объем земляных работ при прокладке трубопровода; проверить работу всасывающих линий построением

графиков остаточных напоров; определить «мертвые» остатки нефтепродуктов в резервуарах, которые не могут быть откачаны насосами; выявить наличие «мешков» в трубопроводах, мешающих освобождению их от нефтепродуктов.

§ 3. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Для проведения погрузки и разгрузки нефтепродуктов при железнодорожных перевозках на нефтебазах сооружаются специальные подъездные пути. 'Чаще всего это тупиковые пути, примыкающие к магистрали через станционные пути.

Железнодорожные нефтегрузовые тупики желательно располагать в наиболее высоком (при разгрузке) или низком (прн погрузке) участке территории нефтебазы. Железнодорожные путп на территории нефтебазы должны быть прямолинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движения маршрутов при погрузке или разгрузке. Пути тупиков подразделяются (рис. 1.4) на:

1)    рабочие пути, на которых устанавливаются вагоны для погрузки и разгрузки нефтепродуктов;

2)    маневровые пути;

3)    обгонные и сквозные — для вывода составов при пожаре или занятости других путей;

4)    пути. обслуживающие разгрузочные площадки п тарные склады. Железнодорожные цистерны — основной тип вагонов для

перевозки нефтепродуктов.

За последние годы вагонный парк железных дорог систематически пополняется цистернами более совершенных конструкций. В настоящее время более 95°о парка цистерн имеют грузоподъемность 50 тс и более.

Схеыа /

Мсетипг ^С/!т&‘^тоР™х грузов    ,

пасет щц    ^^ ^^ ^^    Сливнои рронт

Схема Z

Схема 3

CZ3 CD CZD CZD

Складб/ тсрных грузов

Рис. 1.4. Схема железнодорожных путей нефтебазы.

До 1957 г. все наливные нефтяные грузы перевозились в цистернах общего назначения. Этп цистерны делились на две группы: 1) для перевозки светлых нефтепродуктов (цистерны без сливных приборов); 2) для перевозки темных нефтепродуктов п нефтей (цистерны со сливными приборами).

Начиная с 1958 г. в эксплуатации появились новые четырехосные цистерны объемом 60 м³ (рпс. 1.5) с универсальными сливными приборами, в которых можно перевозить любые жпдкие нефтепродукты. Совершенствование железнодорожных перевозок нефтепродуктов сопряжено с улучшением организации работ и в первую очередь с частичной специализацией цистерн. Это позволяет полнее использовать грузоподъемность цистерн. Поскольку проектная грузоподъемность цистерн определялась из расчета перевозки воды, то дальнейшее совершенствование цистерн пошло по пути увеличения объема котла с использованием нагрузки на единицу длины, допускаемой прочностью путей

и искусственных сооружений. Так, у шестиосной цистерны грузоподъемностью 90 тс объем котла равен 101 м³.

Для сокращения простоя цистерн под сливом и упрощения процесса слива большинство цистерн оборудованы новыми универсальными сливными

приборами. На рис. 1.6 представлен сливной прибор, состоящий из корпуса 3, клапана 5 с уплотнительным резиновым кольцом 4, направляющей стойкой 6, кронштейна 7, штанги 8, крышки 12, прижимного винта 10, скобы 9, валиков 1,

паровой рубашки 2, патрубка для отвода пара 15 и патрубка для отвода конденсата 14. Направляющие 11 служат для центрирования клапана относительно седла при закрывании сливного прибора.

Кронштейн 7 предназначен для удержания верха штангп 8 и центрирования ее с осью сливного прибора. Крышка 12 находится в нижней части сливного прибора и служит для дополнительной герметизации клапана. Она укреплена на скобе 9, а для плотного прилегания к тори}' патрубка сливного прибора снабжена резиновым кольпом 13. В закрытом состоянии крышка 12 удерживается при помощи скобы 9 и прижимного винта 10. Скоба 9 при помощи валиков 1 шарнирно закреплена в выступах, приваренных к корпусу 3. В открытом состоянии крышка 12 отводится и удерживается крючком. Паровая рубашка 2 приварена к корпусу 3.

Рассмотренный универсальный прибор по сравнению со старыми конструкциями имеет следующие преимущества:

Рве. 1.7. Предохранительный ' клапан железнодорожной цистерны.

j — котел пиетерны: 2 — патрубок; 3 — стержень клапана; 4 — прокладка; 5 — фланец-седло; 6 - цепь; 7 — колпак; g — стержень впускного клапана; 9 — пружина впускного-клапана: 10 — прокладка впускного клапана; 11 — седло впускного клапана; 12 — уплотнение из пеньки, смоченной свинцовым суриком; 13 — крьппка; 14 — прокладка предохранительного клапана; 15 — направляющая втулка; 16 — шпилька; 17—пружина предохранительного клапана; 2§ — вттлка; 19 — сферическая шайба; 20 — пломба; 21 — прижимная планка; 22 — бирка.

1)    резиновые уплотнения

создают более герметичные затворы. что позволяет перевозить в цистернах с нижним сливным прибором светлые    нефтепро

Б- 9?Ml*

дукты;

2)    увеличение    диаметра

сливного патрубка    со 160 до

200 мм позволяет    сократить

время слива;

3)    благодаря тому, что седло клапана сливного прибора находится на 20 мм ниже уровня нижней образующей котла, обеспечивается полнота слива остатков.

Для предотвращения возникновения в стенках котла больших напряжении от избыточного давления пли вакуума на цистерне установлен предохранительный клапан (рис. 1.7). который состоит из впускного

клапана, рассчитанного на вакуум 0,02 МПа, и клапана избыточного давления, рассчитанного на 0,15 МПа.

Основные данные цистерн приведены в табл. 1.2.

Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязкпх и парафинистых нефтей и нефтепродуктов.

Цистерны с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем. что нижняя половина котла этой цистерны оборудована паровой рубашкой площадью нагрева около 40 м². Расстояние между листами паровой рубашки и наружной поверхностью котла 36 мм. Пар для разогрева нефтепродуктов перед сливом подается через штуцер паровой рубашки универсального сливного прибора, а конденсат выпускается через два патрубка,

2 Заказ 191    17”

I К^/^,гЮЯРОНЛ11 >

I КРАЕВАЯ I

|.-БЙВЛИ<)ТВНА Г

Основные данные четырехосных цистерн для перевозки нефти и нефтепродуктов

"находящихся на концах паровой рубашки когла. Поскольку при выпуске пара сливной прибор может разогреться до температуры более 100° С, резиновое уплотнительное кольцо клапана сливного прибора заменено алюминиевым. Цистерны с паровой рубашкой выпускаются грузоподъемностью 50 и 60 тс.

Один из существенных недостатков этих цистерн — некоторое увеличение веса тары. Вес паровой рубашки цистерн последующих выпусков снижен с 1,2 до 0,8 т.

Внедрение таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефтепродуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы.

Цистерны- терм осы предназначены для горячих перевозок высоковязких нефтепродуктов. Котел этой цистерны покрыт трехслойной теплоизоляцией (первый слой — смесь 30% асбестита и 70% инфузорной земли; второй слой — мешковина, пропитанная жидким стеклом п укрепленная металлической сеткой; третий слой — шевелнн толщиной 100 мм). Снаружи изоляция покрыта кожухом из кровельного железа.

Внутри котла имеется стационарный трубчатый подогреватель поверхностью нагрева 34 м². Трубы подогревателя уложены с уклоном 1 : 55 для стока конденсата. Сливной прибор снабжен паровой рубашкой.

Бункерные полувагоны для перевозки битумов состоят из вагонной рамы, на которой на опорах установлены четыре бункера. Сверху бункер закрывается створчатой крышкой. Бункеры имеют двойные стенки (паровые рубашки), служащие для подплавления битума перед выгрузкой. Вследствие смещения центра тяжести заполненного бункера выше опорных точек при освобождении захватов он легко опрокидывается, и битум в виде глыбы вываливается на разгрузочную площадку.

После выгрузки бункер легко возвращается в вертикальное (транспортное) положение, так как центр тяжести его после опорожнения смещается ниже точек опоры. Грузоподъемность бункерного полувагона 40 тс. объем одного бункера 11,8 м³.

С л и в о - н а л и в н ы е эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки железнодорожных цистерн, располагаются на прямом участке железнодорожного туппка. Нефтегрузовые операции на эстакадах могут производиться одновременно с маршрутом, группой или одиночными цистернами. При маршрутной подаче цистерн длина одной эстакады должна быть не менее половины длины маршрута (эстакады двухсторонние). Расчетное число эстакад п определяется в зависимости от количества прибывающих в сутки маршрутов N (при равномерной подаче маршрутов в течение суток):

XT

где -V — число цистерн в маршруте

G сут

~gT

N = -

Т — время пребывания маршрута на эстакаде. Если задано ?_год. то

Orcjklkn

и _Су- -

Тогда

Яг _ б_Г0Д&1&2

~    365G_M    ’

где С?_м — грузоподъемность маршрута (принимается 2 — 3 тс); G_cyT , С_год — суточный п годовой грузообороты нефтебазы: A-j — коэффициент неравномерности завоза (вывоза) нефтепродуктов, представляющий отношение максимального месячного завоза (вывоза) нефтепродуктов к среднемесячному (к_г ]>1); к, — коэффициент неравномерности подачи железнодорожного транспорта, представляющий отношение максимального числа цистерн, подаваемых в сутки на нефтебазу, к суточной подаче по плану (к₂ >1).

Длина железнодорожных эстакад

i=u

L_3C = X У a_tl_i;

i=n

где Л’ — число цистерн в маршруте; a_t — количество цистерн (по типам), входящих в маршрут; /,¦ — длина цистерн различных типов.

При большом числе цистерн целесообразно строить двухсторонние эстакады. длина которых сокращается в 2 раза.

Количество сливо-налнвных устройств в случае подачи одиночных цистерн (плп мелких групп по 3—5 цистерн) принимается из условий обеспечения суточного слива — налива нефтепродукта одного сорта при максимальном количестве цистерн

у_ (^тах

30?    ’

где (?тах — максимальный месячный грузооборот:    q — грузоподъемность од

ной цистерны.

Для слива п налива одиночных цистерн применяется типовой стояк, изображенный на рис. 1.8. Наличие поворотного сальника является причиной засасывания воздуха (при износе набивки) п срыва работы стояка. При низких температурах смазка в сальнике сильно загустевает, и для поворота стояка требуются значительные усилия.

Для маршрутных сливо-наливных операций разработаны типовые эстакады НС и КС.

Рис. 1.8. Типовой железнодорожный стояк для слива и налива нефтепродуктов.

рис. 1.9. Наливная железнодорожная эстакада для светлых нефтепродуктов (НС).

Эстакада наливная двухсторонняя железнодорожная для светлых нефтепродуктов типа НС с нулевым габаритом приближения подвижного состава (рис. 1.9) выполнена из сборных железобетонных элементов: фундаментных плит, вертикальных рам (колонн) и крупнопанельных плит настила. Разработаны девять вариантов эстакад НС, каждый из которых состоит из трех основных звеньев (начального, среднего и конечного). Количество применяемых средних звеньев зависит от необходимоидлпны эстакады. Эстакады оборудуются наливными устройствами с подъемно-поворотным механизмом и автоматами ограничения налива.

Для обслуживания цистерн в каждом пролете эстакады имеются откидные мостики с противовесами.

Предусмотрена также установка приборов автоматического налива. Подъем, опускание и вращение в горизонтальной плоскости наливного устройства осуществляется при помощи шарнира, расположенного в верхней части вертикальных рам эстакады. Шаг стояков для одного сорта нефтепродуктов равен 12 м. На эстакаде можно наливать до четырех сортов нефтепродуктов. Основные показатели эстакад типа НС приведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Основные данные эстакад для налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны

Для производства слпва п налива светлых нефтепродуктов на одной эстакаде разработана комбинированная эстакада (КС) (рис. 1.10), которая может производить слив (налив) до четырех сортов нефтепродуктов без опорожнения коллекторов и стояков. Эстакада запроектирована из сборных железобетонных элементов. Технологический шаг стояков принят 12 м. что обеспечивает прием четырехосных цистерн объемом 50 и 60 м³.

Разработаны девять типоразмеров эстакад КС. Основные показатели их приведены в табл. 1.4.

Оборудование всех железнодорожных цистерн новыми универсальными сливными приборами создало условие для широкого внедрения на нефтебазах закрытого (герметизированного) нижнего слпва не только высоковязких, но и маловязких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и др.). Разработаны различные конструкции устройств для нижнего слива (УНС). На рис. 1.11 представлена одна из конструкции УНС. состоящая из неподвижного патрубка 1 для присоединения к сливному коллектору, отвода 2, шарнирно сочлененного трубопровода 3 и соединительной головки 4. Последняя подключается к патрубку сливного прибора цистерны при помощи захватов. Легкость горизонтального перемещения отдельных звеньев устройства достигается установкой между фланцами шарниров с шариковыми подшипниками.

На рис. 1.12 представлены схемы различных способов нижнего слива, а на рис. 1.13 — схемы различных способов налива нефтепродуктов в цистерны.

Рис. 1.10. Комбинированная железнодорожная сливо-на-ливная эстакада (КС).

Таблица 1л

Основные данные эстакад для слива и налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны

Выбор каждого из приведенных способов определяется различными физическими свойствами нефтепродуктов, климатическими условиями, требованиями сохранения качества, ускорения слива, удешевления работ, а также топографическими условиями площадки.

Рис. 1.11. Устройство для нижнего слива нефтепрод\ ктов нз железнодорожной цистерны (Сл-9)

6-6

Некоторая часть нефтепродуктов транспортируется и хранится в мелкой таре. В качестве нефтяной тары применяют стальные и деревянные бочки, барабаны, бидоны, стеклянные бутыли и контейнеры из полимерных материалов. Тару выбирают в зависимости от свойств нефтепродуктов, от дальности перевозок и вида транспорта. Конструкция и материал тары должны обеспечивать сохранение количества и качества нефтепродукта при хранении и транспортировке. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляется в специальных хранилищах (рис. 1.14), степень огнестойкости которых должна быть не ниже II категории при хранении нефтепродуктов с температурой вспышки до 120° С и не ниже III категории при хранении горючих нефтепродуктов. В указанных

Рис. 1.12, Системы нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных    ци

стерн _t а — открытий меж-рельсовый слив; б — открытый слив в боковой коллектор; в — самотечный герметизированный    слив;

г — принудительный слив; 1 — цистерна;

2    — межрельсовый сливной коллектор;

3    — отводная труба;

4    ¦— приемный резервуар; 5 — переносной лоток; 6 — сливной трубопровод; 7 — сливной коллектор;

8 — насос.

i г

Аг — -

О о

010

Рис. 1.13. Системы налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. а — налив самотеком; б — принудительный налив; в — налив через буферный резервуар; г — нижнии налив; 1 — отвод; 2 — наливной коллектор; 3 — подводящий трубопровод; 4 — резервуар; 5 — насос; 6 ¦— специальное наливное устройство. Примечание. Н₀ — z₂—z_г.

хранилищах должно быть не более трех этажей прп хранении горючих нефтепродуктов и не более одного — прп хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов. Подземные п полуподземные хранилища выполняются только одноэтажными.

В одном хранилище допускается совместное хранение легковоспламеняющихся п горючих нефтепродуктов в таре в общем количестве не более 50 м¹⁹⁸ лрп условии, что помещение будет разделено глухпмп огнестойкими перегородками.

Для механизации погрузочно-разгрузочных работ применяют бочкоподъем-нпкп, автокраны, тельферы и транспортеры различных конструкций.

§ 4. ВОДНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

г*-18000->

Рис.'1.14. Хранилище для затаренных нефтепродуктов.

Наличие большого количества морей, судоходных рек, каналов и озер на территории Советского Союза обусловило широкое развитие водных перевозок нефти п нефтепродуктов. Для некоторых экономических районов страны водный транспорт является основным средством перевозки нефти и нефтепродуктов. По своим экономическим показателям во многих случаях этот вид транспорта успешно конкурирует с трубопроводным.

Различают следующие типы нефтеналивных судов:

1)    танкеры морские и речные;

2)    баржи морские (лихтеры) и речные.

Нефтеналивное судно состоит из жесткого стального каркаса, к которому крепится обшивка. Каркас судна выполнен из продольных и поперечных жестких связен (рис. 1.15).

Продольные и поперечные переборкп образуют наливные отсеки-танки, которые соединяются между собой через перекрываемые клпнкетами отверстия. расположенные у днища. Открываются и закрываются клинкеты посредством маховика, выведенного на палубу.

Каждое нефтеналивное судно характеризуется следующими основными показателями:

1)    водоизмещение — вес воды, вытесненной груженым судном. Водоизмещение судна при полной осадке равно собственному весу судна и полного груза в нем;

2)    дедвейт — полный вес поднимаемого груза (транспортируемого и для собственных нужд);

3)    грузоподъемность — вес транспортного груза;

4)    осадка прп полной загрузке;

5)    скорость хода прп полной загрузке.

Отношение дедвейта к водоизмещению называется коэффициентом утилизации водоизмещения (для танкеров колеблется в пределах 0,65—0,75 и характеризует степень совершенства судна).

Существенное отличие конструкции нефтеналивных судов от других транспортных судов обусловлено особыми свойствами жидкого груза:

1)    жидкий груз, имеющий свободную поверхность, перетекает при крене на один борт, уменьшая устойчивость судна;

2)    удары жидкого груза при качке создают дополнительную нагрузку на переборки и борта;

давления в танках на палуое танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танкп соединены между собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днпщу танков. Различают грузовой и зачистной трубопроводы (рис. 1.16). Грузовые п зачистные приемники размещаются в наиболее глубокой частп танка, у кормовой переборкп, так как танкеры обычно пмеют дифферент на корму.

Кроме грузовой и зачистной спстем, грузовые танкп оборудуются и другими техно логическими трубопроводами и устройствами:    подогревателями,

установками для орошения, мопкп палубы, вентиляции и пропаривания танков. средствами пожаротушения п др.

Погрузка и выгрузка танкера производятся с соблюдением следующих тсловнй.

Рис- 1.17. Схема откачки нефтепродуктов через вакуумный танк.

при этом в танке создается разрежение, равное 0,035 МПа. После этого продолжают откачку, сообщают вакуум-танк с очередным грузовым танком, для чего открывают соответствующий клинкет 2 на грузовом трубопроводе. Переход на следующий танк по мере откачки нефтепродукта выполняется обычным переключением приемных клинкетов. Воздух, попадающий в грузовую магистраль, теперь уже не проникнет в насос, а останется в вакуум-танке. По этому же принципу производится зачистка танков.

Величина разрежения в вакуум-танке должна быть назначена с учетом давления насыщенных паров нефтепродукта при температуре откачки. Если Ру ^>Рвак’ начнется кипение нефтепродукта в танке. Применение вакуум-танков позволило сократить время выкачки нефтепродуктов на 20%.

При откачке воды баластной и после зачисток танков необходимо принимать специальные меры по предотвращению загрязнения моря нефтепродуктами. Согласно требованиям Международной конвенции по предотвращению загрязнения моря нефтью вдоль берегов установлена зона шириной 100— 150 миль, где запрещается выбрасывать воды с содержанием нефтепродуктов. Нежелателен слив нефтяных остатков и в открытое море, поскольку, плавая на поверхности воды, они могут быть занесены ветром или течением в запретные зоны.

Для приема с судов воды, загрязненной нефтепродуктами, на нефтебазах предусматриваются специальные береговые емкости с очистными установками. Кроме того, большинство танкеров оборудованы специальными сепараторами.

По своим техническим показателям и условию плавания различают морские,, речные и озерные танкеры.

Наибольший удельный вес имеют морские танкеры, получившие особенно широкое применение для перевозки нефти.

Некоторые данные о находящихся в эксплуатации танкерах приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Основные данные морских танкеров

В настоящее время в мировом судостроении наметилась тенденция к резкому увеличению грузоподъемности. Уже сейчас плавают супертанкеры дедвейтом 200 000 т. Разрабатываются проекты строительства супертанкера дедвейтом 500 ООО т. Но несмотря на явные экономические преимущества крупнотоннажных танкеров дедвейтом более 80 ООО т, число таких судов исчисляется единицами. Это объясняется малочисленностью портов с достаточными глубинами для приема таких судов. При постройке крупнотоннажных танкеров с высокой скоростью хода возникает серьезная проблема вибрации корпуса и его отдельных конструкций. Поэтому по сравнению с темпами роста дедвейта значительно медленнее растет скорость хода танкера.

Речные танкеры в отличие от морских имеют сравнительно меньшую осадку, а следовательно, и ограниченную грузоподъемность. Строительство речных танкеров в настоящее время ведется по типовым проектам. Некоторые основные данные этпх танкеров приведены в табл. 1.6.

Рис. 1.15. Сазюходная речная баржа.

Наличие на малых реках перекатов и незначительных глубин, особенно в летний период навигации, требует применения танкеров с минимальной осадкой. Величина наименьшей осадки, исходя из условий обеспечения нормальной работы двигателей, может быть доведена до 1,25 м (в этом случае грз^гзоподъем-ность составит около 600 т). В 1960 г. введен в эксплуатацию речной танкер грузоподъемностью 150 т с осадкой при полном грузе 1,12 м. Вместо танков применены четыре вставные цистерны, что позволяет перевозить четыре сорта нефтепродукта. Кроме того, на танкере размещается 10 т масла в таре.

Нефтеналивные баржи (рис. 1.18) получили широкое применение при речных перевозках. Внедрение метода толкания каравана барж вместо буксировки способствовало повышению экономичности речных перевозок.

Т аблица 1.6

Основные данные речных танкеров

При этом способе толкаемые баржи счаливаются жестко, что обеспечивает лучшее использование попутного потока и лучшую маневренность. Этот прогрессивный способ проводки несамоходных барж позволил резко увеличить скорость хода каравана и сократить расход топлива.

Основные показатели некоторых эксплуатируемых несамоходных барж приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Основные данные несамоходных речных барж

жат для производства нефтегрузовых операций при водных перевозках.

При сооружении нефтяных гаваней необходимо соблюдать следующие тре

бования.

1.    Минимальная глубина воды 1г_т-_т (в м) в гавани у причалов

^min ~ Но ~t~ h_B — 0,5,

где Н₀ — наибольшая осадка судна (наиболее глубоко сидящего) в м; h_B — наибольшая высота волны в м.

2.    Нефтяная гавань должна иметь достаточную акваторию для размещения необходимого числа причалов и для свободного маневрирования судов.

3.    Нефтяная гавань должна быть надежно укрыта от господствующих ветров.

4.    Для защиты водоема от загрязнения нефтепродуктами в гавании должны быть предусмотрены специальные меры на случай аварийного розлива.

В морских гаванях нефтяные пирсы размещаются перпендикулярно к берегу. Расстояние между смежными пирсами должно быть более 200 м и не менее длины самого крупного танкера, прибывающего в порт.

В речной гавани нефтяные причалы размещаются параллельно берегу на расстоянии не менее 300 м от сухогрузных причалов. Речные причалы нефтебаз, как правило, размещают ниже по течению от неселенных пунктов, крупных рейдов и мест постоянной стоянки флота, на расстоянии не менее 1000 м. При невозможности соблюдения этого условия речные причалы нефтебаз могут быть сооружены и выше по течению, но в этом случае указанное расстояние должно быть не менее 5000 м.

Количество причалов на нефтебазах определяется в зависимости от грузооборота нефтепродуктов различных сортов, с учетом грузоподъемности прибывающих судов, частоты прибытия и времени их обработки.

Причалы речных нефтебаз бывают стационарные и временные в виде плавучих понтонов или разборных деревянных эстакад, устанавливаемых на период навигации. Наиболее распространенным типом стационарного причала являются железобетонные «бычковые» причалы с насосной установкой внутри «бычка». На рис. 1.19 приведена схема стационарного «бычкового» причала. Причал состоит из следующих основных сооружений: причальные «бычки» для швартовки судов, центральный «бычок» для установки насосов и устройств для шланговкп судов, отбопно швартовые палы, предназначенные для швартовки судов, подводящие эстакады для укладки технологических трубопроводов_t

Рис. 1.19l Речной «бычковый» прпчал на свайном основании.

1 — пгвартово-отбой-яые палы нз металлд -ческого шпунта: 2 — переходные мостки: .3 — надстройка для размещения аппаратуры дистанционного управления в служебных помещений: 4 — железобетонный «бычок» с насосной станцнеп; б — железобетонные сваи «бычки»; 6 —- помещение насосной; 7 — подводящая эстакада.

i¹1 •• i !!*!«;^ 5

liMUiii;

соединяющие коммуникации нефтебазы с причалом, ледозащптные устройства, предохраняющие эстакаду от возможного разрушения во время ледохода.

В настоящее время за рубежом широкое распространение получили рейдовые причальные буп для швартовкп танкеров п перекачкп нефтегруза. Это позволяет обходиться без сооружения дорогостоящих ппрсов обычного типа для приема крупнотоннажных танкеров с большой осадкой. Причальные буи представляют собой плавучую конструкцию, установленную в определенной точке рейда прппомощпякорей. Посредствомгпбкпх шлангов буи соединены с подводными нефтепроводами, проложенными к нефтебазе.

§ о. РАЗДАТОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА НЕФТЕБАЗ

Мелкпе партпп нефтепродуктов на нефтебазах отпускаются в автоцистерны, контейнеры, бочкп п в другую мелкую тару через специальные раздаточные устройства — автоэстакады, автоколонкп. разливочные и автозаправочные станцпп (АЗС). С внедрением централизованных поставок и строительства широкой сети АЗС резко сократился объем реализации нефтепродуктов в мелкую тару через разливочные. Централизованные поставки нефтепродуктов осуществляются по заявкам потребителей в арендуемых базой автоцистернах. Налив

нефтепродуктов в автоцистерны осуществляется на специальных автоэстакадах или системах автоматического налива (АСН). На рис. 1.20 представлена одна

О Э О о

Рис. 1.20. Установка герметизированного налива автоцистерн АСН-Х2.

1 — наливной стояк; 2 — датчик налива с герметизирующей крышкой; 3 — газоотводящая линия; 4 — пульт управления наливом; S — обратный клапан; 6 — огневой предохранитель; 7—насосный агрегат; -8 — арка; 9 — фильтр-воздухоотделитель; 10 — гидроамортизатор; 11 — полуавтоматический дозирующий клапан; 12 — термокорректор; 13 — счетчик жидкости.

из конструкций АСН-12. Производительность одного стояка 16,7 л/с светлых нефтепродуктов, потребляемая мощность 1 кВт. На рис. 1.21 показана схема

автоматической станции налива, оборудованной АСН. Нефтепродукты подаются на станцию по трубам 13 и 14 из резервуаров. Для каждого сорта нефтепродукта прокладывается отдельный коллектор. На коллекторах устанавливаются плотномеры 3 с задвижками 1.

В плотномер продукт подается центробежным насосом 2, и после измерения плотности этим же насосом жидкость

возвращается в коллектор. В местах присоединения труб к наливным стоякам сооружаются колодцы о, в которых кроме отводов труб устанавливаются задвижки 6 для отключения лпнпи питания наливных блоков от коллектора

Рис. 1.22. Разлпвочная для масел.

и фильтра грубой очистки 4. Нефтепродукт через отводную трубу направляется к центробежному насосу 8, а затем через фильтр 9, клапан-дозатор 10, жидкостный счетчик 11 и наливной стояк 12 поступает в цистерну. На отводах труб

Рис. 1.23. Генеральный план АЗС-500.

1 — операторная;

2 — навес над автозаправочными колонками.

ставят воздушные колпаки у для смягчения гидравлического удара, вызываемого быстрым закрытием полуавтоматического клапана дозирования.

Разливочные для отпуска нефтепродуктов в тару размещаются в зоне производственных зданий и по огнеопасности относятся ко II категории.

Разлив и отпуск всех нефтепродуктов можно производить в одном здании, но прп условии, что разливочные краны для отпуска легковоспламеняющихся

нефтепродуктов будут отделены от других кранов огнестокой стеноп (так же отделяются краны для отпуска этилированного бензина). Строительство разливочных ведется по отдельным типовым проектам. На рис. 1.22 представлен типовой проект разливочной для масел на шесть кранов. На нефтебазах стали применять различные установки по автоматизированному разливу и затариванию в мелкую тару масел п консистентных смазок. Это позволяет значительно сократить объем реализации нефтепродуктов через разливочные.

Особенно бурными темпами растет сеть автозаправочных станций (АЗС),

являющихся конечным пунктом на слож-

8    ном    и длинном пути движения нефтепро

дукта от нефтеперерабатывающего завода до потребителя. Отпуск нефтепродуктов через .    АЗС    намного облегчает обслуживание потре-

бителей, исключает необходимость в емко-J    стях    для топлива в автохозяйствах, на пред-

*    приятиях и стройках и позволяет равномерно

распределять запасы нефтепродуктов, максимально приближая их к потребителю.

Различают городские, сельские, дорожные АЗС и передвижные. По числу заправок автомобилей в стткп различают АЗС-500. АЗС-750 и АЗС-1000.

В административном отношекпп все АЗС подчиняются соответствующим нефтебазам. На рис. 1.23 представлен генплан типовой АЗС-500. В состав АЗС входит здание станции с подземными резервуарами для масел, заправочные островки с навесами и островки с подземными резервуарами для топлива. Количество топлпвораздаючных колонок определяется из расчета заправки одной колонкой 15 автомобилей в час.

§ 1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ ПЗ ГИДРАВЛИКИ ТРУБОПРОВОДОВ П РЕОЛОГИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ ¹⁹⁹

Основная цель гидравлического расчета трубопроводов нефтебаз — определение энергпп. требуемой для перекачкп по нпм нефтепродуктов с заданным расходом. Еслп трубопроводы самотечные (напорные п безнапорные), задача гидравлического расчета сводится к определению размеров сечения трубы при известном уклоне. Исходными данными для гидравлического расчета являются: расход, физические свойства нефтепродуктов (вязкость, плотность, давление насыщенных паров, температура), профиль и план трассы, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопровода.

Вязкость

Сопротивление жидкости прп ее движении по трубам объясняется вязкостью. Впервые понятие «вязкость» было введено Ньютоном, который связал явление внутреннего грения в жидкости с ее вязкостью известной формулой

^{ст =} ,^и ~Ш ’    ^(2Л)

где а — напряжение внутреннего трения; и — динамическая вязкость — касательное усилие на единицу площади. приложенное к слоям жидкости, отстающим друг от друга на расстоянии, равном едпнпие длины, прп единичной разности скоростей между нтш; dw'dR — грацпенг скорости по радиусу трубы — это относительное изменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения, т. е. приращение скорости на единицу длины нормали.

Прп гидравлических расчетах чаще пользуются кинематической вязкостью

U

^У = у-

где v — кинематическая вязкость в м²⁰⁰,⁷с: о — плотность жидкости в кг/м²⁰¹.

Существует еще и условная вязкость ВУ. выражаемая в градусах (°ВУ). Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения определенного объема данной жидкости 0.2 л из впзкозпметра Энглера к времени исте-

чения того же объема дистиллированной воды при 20° С. Для пересчета этой условной вязкости в кинематическую служит эмпирическая формула Уббелоде

v = 73,l°By-_Tg₇.    (2.2)

Рис. 2.1. Кривая зависимости кинематической вязкости от температуры.

Зависимость вязкости от температуры выражается формулой

v_t = v_ue-^u    (2.3)

где Vf₀—кинематическая вязкость при' известной температуре t₀; и — показатель крутизны вискограммы в 1/° С.

Чем больше и, тем сильнее изменяется вязкость при изменении температуры.

Значение и чаще всего определяют графически. Для этого наносят значение вязкости при различных температурах на координатную сетку v — t (в этом случае шкала v — логарифмическая). Через нанесенные точки проводят прямую линию (рис. 2.1). Тангенс угла наклона этой линии к оси температур равен и. При аналитическом определении и необходимо знать

-30 -20 -10    0    10    20    30    W    50    SO    70    SO    90    100110120 130 M150150170130

..

>0 „ 510°

10^s _f 5-10^s

10^s , 5-W

2'10*

5 10 3-10³

2-Ю³ 10³510²

3-W² 2Ю²

10² SO 50

W

30

25

20

15

10 9 8 7 .

S

5

4

°ВУ

130.

100'

50-

W

30

го

15 i 1В 8

(>4 5 ⁴

3-

2,0-

1,8

1,6-

1,5-

1%| 1,3 i 1,25 1,2

значение вязкостей заданного нефтепродукта для двух температур t_x и f₂ Тогда, логарифмируя уравнение (2.3), получим

На рис. 2.2 приведен график зависимости вязкости от температуры. Для построения этой завпсимости достаточно знать вязкости при двух температурах t_x и ?₂. Прямая линия, соединяющая v_tl и v<₂, и есть искомая вискограмма данного нефтепродукта. При выборе t_x и f₂ следует пожить, что значения определяемых вязкостей по впскограмме должны находиться в промежутке между ^v(, и v/₂, так как экстраполяция может дать неверные результаты.

Рлс. 2.3. Номогралога для определения вязкости смеси.

Для определения вязкости смесп нефтепродуктов пользуются графиками Молина-Гурвпча (рис. 2.3). Если по осям ординат в логарифмической аномор-фозе отложить раздельно вязкости двух нефтепродуктов (va и vb), находящихся в смесп прп одинаковой температуре, и соединить эти точки, то получим виско-грамму смесп нефтепродуктов А и Б прп температуре t. Если отрезок оси абсцисс между осями va, vb разделить на 100 равных частей, то, зная процентное содержание одного пз нефтепродуктов, легко найтп вязкость смеси.

Вязкость смесп двух взапморастворимых нефтепродуктов может быть также определена по эмпирической формуле

lg lg Кн — к) = х_г lg lg (v_x — к) -г х._г lg ]g (v₂ - к),

где    —    весовые    концентрации нефтепродуктов в смеси; к = 0,6 при v >

>1,5.10-" м²/с.

itf

Рис. 2.4. Кривые течения жидкости.

площадь = 0. Тог-

(2.7)

фор-

(2.8)

dR

(1 =

Если построить зависимость, выраженную формулой Ньютона (2.1), то закон течения жидкости изобразится прямой линией 3. представленной на рис. 2.4. Для графической интерпретацпп формулы (2.1) выразпм а и dw/dR через параметры нефтепровода. Из условий равновесия внутренних п внешних сил в нефтепроводе длиной L, радиусом R, находящимся под давлением р, следует

2 nRLo = л R²p,

откуда

¦’ = -g- '    (2-5)

Значение градиента скорости dw/dR можно определить из уравнения скоростей ламинарного потока в цилиндрической трубе

ц; = 2и(1-~),    (2.6)

где w — скорость точки потока, находящегося на расстоянии г от осп трубы; и — средняя скорость потока

Q .

Q — объемный расход в м³/с; F — сечения потока.

Для осевой скорости (г^_тах) г = да, дифференцируя (2.6), получаем

dw

4 Q лДз

и =

F

Подставпв значения а и dw/dR в мулу (2.1). получим

ЛЙ±р

8QL

Выражение (2.8) показывает, что в координатах ст п dw/dR величина р, изменяется по закону прямой линии, выходящей из начала координат.

Но как показали исследования, не все жидкости подчиняются линейному закону течения (2.1). Такие жидкости называются неньютоновскнми. В зависимости от температуры, прп которой происходит перекачка, одна и та же жидкость может быть и ньютоновской в области высоких температур и неньютоновской в области низких температур. Неньютоновские жидкости могут быть разделены на пластичные, псевдоп ластичные и д и л а -тантные.

Кривая течения пластичных жидкостей представляет прямую линию, пересекающую ось напряжения на расстоянии ст₀ от ее начала (см. рис. 2.4, кривая 1). Течение пластичных жидкостей подчиняется уравнению Шведова — Бингама

Пластичные жидкости обладают свойствами твердых тел и при малых давлениях не текут. Напряжение, при котором пластичная жидкость начинает двигаться (течь), называется начальным напряжением сдвига (ст₀) и определяется по формуле (2.5).

После достижения р_й происходит разрушение структуры п жидкость начинает течь при давлениях, меньших, чем р₀. Максимальное напряжение сдвига, при котором жидкость остается еще подвижной, называется ее пределом текучести прп данной температуре.

Поведение пластических жидкостей объясняется наличием в них пространственной структуры, достаточно прочной, чтобы сопротивляться любому напряжению, не превосходящему а₀. Если напряжение превышает ст₀, то структура полностью разрушается и жидкость ведет себя, как обычная ньютоновская, прп напряжении, равном (а — ст₀). Уравнение (2.9) после почленного деления на div'dR можно представить в виде

(2.10)

ц₅ — u li₀,

где ц_э — эффективная, или кажущаяся, вязкость; и — истинная вязкость; ,11 о — структурная составляющая эффективной вязкости.

Величина и₀ для данной жидкости зависит от скорости движения потока. П с е в д о п л а с г и ч е с к и е жидкости не обнаруживают начального напряжения сдвига, но кривая течения этих жидкостей отклоняется от прямой особенно прп малых градиентах скорости (см. рис. 2.4, кривая 2). Для таких жидкостей справедлива следующая зависимость:

(2.11)

где к и п ~ постоянные величины для данной жидкости.

Характерным для псевдопластиков является то, что п всегда меньше единицы.

Дилатантные жидкости сходны с псевдопластическими тем, что в них тоже нет начального напряжения сдвпга. Течение этих жидкостей также подчиняется степенному закону (2.11). но показатель п уже будет превышать единицу (см. рпс. 2.4. крпвая 4).

У многпх жидкостей зависимость между напряжением и градиентом скорости изменяется во времени и потому не может быть выражена простыми формулами. Жидкости, обладающие свойством изотермического самопроизвольного увеличения прочности структуры во времени п восстановления структуры после ее разрушения, называются тиксотропными. Примером таких жидкостей являются некоторые парафпнпстые нефти.

Прп выполнении гидравлических расчетов необходимо руководствоваться следующими ориентировочными значениями скоростей: 0,5 —1,5 м/с для всасывающих и 0.8—2.5 м/с для нагнетательных трубопроводов. Меньшие скорости относятся к высоковязким нефтепродуктам, большие — к маловязким. При скоростях, менее указанных, трубопроводы получаются большего диаметра, расход металла возрастает. Прп больших скоростях значительно увеличиваются гидравлические сопротивления. Более строго задача об оптимальных скоростях (прп заданном расходе) решается путем нахождения экстремума уравнения приведенных суммарных эксплуатационных и капитальных затрат.

Потеря напора на трение в круглых трубах определяется по формуле Дарси — Вейсбаха

(2.12)

где hx — потеря напора на тренне в м; л - коэффициент гидравлического сопротивления; L — длина трубопровода в м; d — внутренний дпаметр трубопровода в м; w — средняя скорость потока в трубе в м/с: g — ускорение силы тяжести в м/с².

Общие потери напора

Н — К — 2 h_M ~ Az,

где 2    — суммарные потери на местные сопротивления; А;— разность отме

ток между конечной и начальной точками трассы.

Величина Я зависит от режима движения жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса (Re).

При Re ^ 2000 происходит движение жидкости прп ламинарном режиме и величина Я определяется по формуле Стокса

Я-II-    (2,13)

При Re >3000 движение жидкости происходит прп турбулентном режиме. В интервале чисел Re от 2000 до 3000 могут наблюдаться оба режима. В этой области Я рекомендуется определять по формулам турбулентного режима.

Область турбулентного режима в зависимости от характера трения жидкости о стенки трубы разделяется на три зоны.

Первая зона гидравлически гладких труб прп Я = / (Re). В этом случае Я определяется по формуле Блазпуса

_{я =} _03164,    _{(2 1 4)}

1 Re

Вторая зона смешанного трения пли гидравлически шероховатых труб при Я = / (Re; е), где 8 — относительная шероховатость

е

^е=тг;

е — абсолютная высота выступов шероховатости; R— радиус трубы.

Переходное значение Re_x для второй зоны турбулентного режима определяется по формуле

r.Q

^Rei = ^I3T-    (2.15)

При значениях Re > Re_x, значение Я определяется по формуле Альтшуля

^му'т+тгГ'    <²^>

где

а = 0,46*.    (2.17)

Здесь а — коэффициент, зависящий от «эквивалентной шероховатости» к (т. е. от такой величины выступов однородной абсолютной шероховатости, которая при подсчетах дает величину потери напора, одинаковую с действительной

шероховатостью). Значение к определяется на основании гидравлических испытаний трубопроводов и пересчета их результатов по соответствующим формулам. Значения е и к приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Значения абсолютной п эквивалентной шероховатостей внутренней поверхности нефтепроводных труб

Третья зона квадратичного закона сопротивления при X = / (е). Для этой зоны /. определяется по формуле Нпкурадзе

(2.18)

(1,74 —2 lg s)2 •

Переходное значение Re₂ для этой зоны находится по формуле

Re₂ = ⁶⁶⁵ - у    ,    (2.19)

Следовательно, область применения формулы (2.18) для всех чисел Re > >Re₂.

Коэффициенты сопротивления для неметаллических круглых труб определяются по следующим формулам:

для асбоцементных трубопроводов

а = 0,206 Re^-0'²¹;    (2.20)

для гладких шлангов

Я = 0,0113- 0,917 Re-Mi.    (2.21)

Для прорезиненных гофрированных шлангов, армированных внутри стальной проволокой,

(2.22)

где Xj. — коэффициент гидравлического сопротивления, вычисленный по формулам    (2.13)    и    (2.14);    е    —    высота выступов проволочной    спирали    над    внутренней поверхностью    шланга    в м; d — диаметр шланга    в    м;    I — шаг    проволоч

ной спирали в м.

Значения е, d и I принимаются согласно ГОСТ 8496—57.

Во' многих случаях удобнее вычислять h_x по формуле JI. С. Лейбензона, представляющей собой разновидность формулы (2.12),

Q2-m_vm -- А/

к=$

(2.23)

где v — кинематическая вязкость в м²/с; Q — объемный расход в м³/с; (3 — и т — коэффициенты, зависящие от режима движения: для ламинарного режима

для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб

п П- а 0,241 яг = 0,2d; р = ——

для зоны квадратичного закона сопротивления

При пользовании формулой (2.23) следует иметь в виду, что она не применима для зоны гидравлическп шероховатых трз^тб.

Местные сопротивления

Помимо потерь на трение в трубопроводах могут возникать еще и местные потери напора, вызываемые различными запорными, регулирующими устройствами (задвижки, затворы, диафрагмы) и возникающие в местах изменения сечения трубы или направления движения жидкости. Местные потери напора иногда составляют значительную часть от общих потерь напора в системе (например, во всасывающих- и самотечных трубопроводах).

Потери напора на местные сопротивления определяются по формуле Вейсбаха

(2.24)

где ? — коэффициент местного сопротивления.

В некоторых случаях удобнее определять местные сопротивления по эквивалентной длине, которая представляет собою такую длину прямого участка трубопровода данного диаметра, на которой потеря напора на трение по длине hx равна (эквивалентна) потере напора А_м, вызываемом местным сопротивлением:

(2.25)

Следовательно, величина эквивалентной длины Ь_э может быть установлена из равенства потери напора на тренпе по длпне, определяемой формулой (2.25), и местной потери напора, определяемой (по (2.24):

а хуэ ^и,~    _у w

~d~"2T~^~2g

Отсюда

Таким образом, трубопровод, имеющий местное сопротивление, можно рассчитывать по формуле (2.25), в которой геометрическую длину L следует заменить приведенной L_rp, т. е.

' L ¦

Как показали экспериментальные исследования, значения ? и Ь_э при ламинарном режиме изменяются в широких пределах и являются функцией Re. Прп турбулентном же режиме для практических расчетов ? п Ь_э можно принять постоянными.

Рпс. 2.5. График для определения эквивалентных длин местных сопротивлений.

1 — выход пз резервуара через подъемную трубу; 2 — фильтр* для светлых нефтепродуктов;

3 — колено 90^е, сварное с одним швом; 4 — выход пз резервуара через хлопушку; 5 — колено 90°, сварное с двумя швами; в — колено гнутое R = 3d; 7 —задвижка; 8 — колено гнутое R = 4d; 9 — колено 45^s, сварное; ю — тройник.

Значения некоторых местных сопротивлении можно определить по графику,, приведенному на рпс. 2.5. Чтобы определить L₃ не помещенного на графике местного сопротивления прп лампнарном режиме, необходимо взять соответствующее значение Ь_э прп турбулентном режиме (такие таблицы приведены во многпх руководствах по гпдравлпке), и через полученную точку провести лпнпю эквидистантно имеющейся на графике. Для практических расчетов потери напора на местные сопротивления при турбулентном режиме можно пользоваться следующими значениями L₃Jd.

Входы жпдкостп в трубу пз резервуара, когда:

§ 2. РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН

Задача об определении времени опорожнения цистерн вследствие непрерывного изменения напора, а следовательно, и скоростей во времени является примером неустановившегося движения жидкости. Поэтому прп решении этой

задачи следует воспользоваться известным приемом, по которому полное время истечения разделяют на бесконечно малые промежутки времени, в течение каждого из которых напор считают постоянным, а движение жидкости установившимся. Это позволяет использовать определенные зависимости установившегося движения.

Рис. 2.6. К расчету времени слива нефтепродуктов пз железобетонных цпстерн.

В общем случае слив из цистерн может происходить через сливной трубопровод и при избы-точно.м давлении в цистерне. При этом режим истечения может быть турбулентный в начале слива, ламинарный — в конце. В частных случаях возможно истечение только прп одном режиме (рис. 2.6). Рассмотрим решение этой задачи в целом. Положим, что за время dx уровень нефтепродукта в цистерне понизился на dz. Слитый из цистерны объем составит qdx. Из условия неразрывности потока

qdx — fwdx — -~Fdz,    (2.27)

где q — расход нефтепродуктов в м⁸/с; / — площадь поперечного сечения потока нефтепродукта, вытекающего через сливной патрубок, в м²; w — скорость истечения нефтепродукта из цистерны в м/с; F — площадь свободной поверхности нефтепродукта в цистерне в м².

Значение F, как функцию переменной ординаты г, можно подучить из рассмотрения треугольника АОВ (см. рис. 2.6):

F = 2xL

или

F — 2LY^z{D — z), где L — длина котла цистерньт в м.

_ __ 7    __ Pi__?    |    Л    ^;ПР    ^W'²    [    [    Pz_

* ¦ ⁰ pg ^bK 2g d 2g 2g pg ’

где ?_K — коэффициент местного сопротивления сливного клапана; l_np, d — приведенные длина п дпаметр сливного трубопровода в м; р — плотность спиваемого нефтепродукта в кг/м²⁰².

Остальные обозначения даны на рпс. 2.6.

Решая уравнение Бернулли относительно скорости, получаем

(2.28)

d

где -——    = u~ — коэффициент расхода системы.

Подставив значения F и и; в уравнение (2.27) п разделив переменные, получим

--%=- Г--.dz.    (2.29)

fVcV2g -1/    _z^_}

I/ '    P g

Дифференциальное уравнение (2.29) представляет собой общий вид функциональной зависимости времени истечения от переменных величин z и р,_с. Для решения этого уравнения необходимо знать закономерность изменения ц_с в процессе истечения. Но такая закономерность может быть установлена только экспериментально для конкретных условий слива. По этой причине рассмотрим частные с луч ап слива, для которых известен характер изменения (х_с.

Первый случай. Слив через короткий патрубок

Дано: h₀ = 0; р_и = 0, р₁ = р.₂ и равно атмосферному давлению р_а.

Тогда уравнение (2.29) упростится п примет вид

dx=--VD — zdz,    (2.29а)

/Цо У -g

где fi₀ — коэффициент расхода сливного клапана с патрубком.

Натурные экспериментальные исследования по сливу нефтепродуктов из цистерн объемом 50 и 60 м³, оборудованных универсальным сливным прибором (d ¹ 0,2 м). позволили получить зависимость |.i₀ = / (i?e_T). Из кривой (л₀ = = /(Re_T), приведенной на рпс. 2.7, следует, что коэффициент расхода сливного

ю dV2gz

приоора резко меняется прп малых текущих Ке_т = —-—, достигая постоянного значения прп

Re; = ^d}-^2SZ*^p ъ 10 000.

Следовательно, для практических расчетов uj = const только при Re_T

Re?. Таким образом, уравнение (2.29а) правомерно интегрировать при [а₀ — const только в пределах от D до Zk_P, соответствующей границе перехода турбулентного режима в ламинарный. Для определения же полного времени слива необходимо весь процесс истечения разделить на две части: на время истечения при турбулентном режиме (т_т) и ламинарном (т_л). Тогда т = т_т — т_л. Но, как отмечалось выше, = const и для определения т_л необходимо в уравнение (2.29а) ввести Цо ⁼ / (Re_T). Это обстоятельство значительно усложняет решение и затрудняет практическое пользование полученными формулами вследствие их громоздкости. Поэтому для упрощения расчетов времени слива полученные экспериментальные значения и₀ в процессе слива каждой цистерны были усреднены во времени и таким образом получены приведенные значения

Рис. 2.7. Экспериментальная зависимость коэффициента расхода универсального сливного прибора железнодорожной цистерны от Re_T.

Рис. 2.3. График функции -ф = / _— L

(Ло Для различных вязкостей. Опыты проводились в интервале изменения кинематической вязкости от 1 до 650 см²⁰³/с. Полученная кривая (.ц = / (Ле_т) затем была апроксимирована зависимостью

1

(2.30)

0,0238V— 1.29

где v — кинематическая вязкость в с.м²/с.

Полагая, что вязкость нефтепродукта за время слива постоянна, и зная v при температуре слива, можно по (2.30) найти положив его постоянным при интегрировании уравнения (2.29а) в пределах от D до 0:

Ш'о V2;

D

или

LD УЪ

(2.31)

Второй случай. Слив под избыточным давлением через короткий патрубок

Дано; h₀ 0, р_х р_и ; р₂, р2 Ра, Pi    р2    Ри

Р и Р g

К

При этих условиях уравнение (2.29) примет вид

2 L

Wo V2_g

и 4 LDVD | j f D — h_K [~ 2h_B-\-D -p    2h_H -p    “ij    /r,    qo\

^r° ⁼ ^7^vTg \y —^l—D—^E<^'²>—тг ^(ft;"^/2)JI’    (²-³²)

где E(_k- _я/.₂₎ n F(k\ л -2) — полные эллиптические интегралы соответственно иер-

7    ч/ ^    ^л

вого и второго рода при модуле к = у ~_h и амплитуде —.

Уравнение (2.32) можно представить в виде

о *(-5г)-    ⁽²-³³⁾

То^;

Следовательно, полное время истечения иол избыточным давлением всегда меньше времени свободного истечения т₀ на величину ф (hJD).

Таким образом, я|) (hJD) показывает, на сколько уменьшается время слива прп наличии избыточного давления по сравнению со временем при свободном истечении. Для удобства вычисления ио (2.32) значение

,i. (    \    Л    Г 2h_B — D р    2/г_и -р "1

Н"о*] ⁼ 1 —о— |—_ъ—ь_(Л;=._г)--

в зависимости от h_s;D представлено в виде кривой, изображенной на рис. 2.8.

Третий с л у ч а й. Слив через специальный трубопровод

Дано: Ну =0: р_и = 0: 1\ = р, = р_?.

Это наиболее распространенная схема слива, предусматривающая применение специальных шарнирно соединенных отрезков труб, позволяющих герметизировать сливные коммуникации.

Уравнение (2.29) для этого случая примет вид

dx =--Щ=- I/dz.    (2.29b)

hicVlg t    h₀    ^K    ’

Основное отличие уравнения (2.29в) от (2.296) — это новое значение коэффициента расхода в связи с появлением сливного трубопровода. Коэффициент jll_c так же. как li₀. изменяется весьма значительно в процессе слива. Поэтому аналогично тому, как это было сделано для и₀. также были получены усредненные во времени приведенные значения иё = / (v). Так, для системы сливных труб СЛ-9 (d = 0,15 ми h₀ = 1,16 м) в интервале изменения вязкости от 1 до 70 см²/с получена следующая зависимость:

¹    (2.34)

0,22v+ 3.73

где v — кинематическая вязкость в см-.'с.

Если и'_с определять по (2.34). то прп интегрировании уравнения (2.29в) его можно принять постоянным. Тогда

' Vis j '    ^:~^,г0

f&V2g _D

4 LD'УD \ Ро ~\f    Г 2ho~r-D ^    2h₀    -р    ~||

^"1Т7Ш № У    L^r— ^E<^ft; =•*)—2t^f<*    (²-³⁵>

A

³ ' \М

D+ й₀. ‘

Формула (2.35) может быть представлена в виде

^•^Ь'Стг)-    <²'³⁶>

Четвертый случай. Герметичный слив при наличии избыточного давления

(Общий случай)

Если известна зависимость \а'_с = f (v), то интегрирование уравнения (2.29)

аналогично (2.29а) с той лишь разницей, что в данном случае ft₀+——— может

быть заменено на Н, а следовательно, время полного слива определится по уравнению (2.35), в котором h₀ следует заменить Н.

Время слива из цистерны с внешним обогревом

При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, имеющих внешний обогрев, гидравлические сопротивления в сливном патрубке значительно уменьшатся за счет образования «горячего» пристенного слоя. Вследствие малой длины сливного патрубка толщина «горячего» пристенного слоя будет незначительна, а потому наличие двух режимов течения в патрубке маловероятно. Таким образом, оба потока «горячий» пристенный и «холодное» ядро будут двигаться ламинарно.

Рассмотрим задачу о времени полного слива из цистерн, оборудованных внешним обогревом. Примем, что р_и = 0; р_г = р_г = 0 и h₀ = 0. Расход в трубах с внешним обогревом при ламинарном режиме согласно (2.55)

г Г— di + (  ---—^do

ng L v_r V v_x    v_r J

^q ~ 128 ¦ _t;

де l'_a — эквивалентная длина сливного клапана с обогреваемым патрубком.

Подставив значение q в уравнение (2.27) и разделив переменные, получим исходное дифференциальное уравнение

* = - —j--^    ₁    . - ,    dz.    (2.37)

L V Y_x v_r / ^UJ

Г.^I2M'^s 1Л ;л •    ^<2-³⁸>

Выражение в квадратных скобках .может быть упрощено:

8б а?

^^ro~ⁱ?Sr^L-    (2-39)

Для практических расчетов следует принимать толщину «горячего» пристенного слоя 6 = 0.5 мм. а Г₃ = 2,1 м. Значение v_r следует принимать при температуре конденсации пара в патрубке.

Формула (2.39) показывает, что время слива из цистерн с внешним обогревом мало зависит от вязкости нефтепродукта. Это обстоятельство позволяет резко повысить эффективность перевозки высоковязких нефтепродуктов в цистернах с внешним обогревом. Величина сокращения времени слива может быть определена из сравнения формул (2.31) и (2.39):

Т^Г

к — ^{0 г}0

т. е.

г. _ *2,и₀//э'’г 1    z    С2 40)

Ш    I gD •    ^{v ЛУ)}

Принимая диаметры слпвных патрубков одинаковыми, получаем

⁽²-^40а)

§ 3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН

Гидравлическим расчетам слпвных коммуникации должны предшествовать следующие работы:

1)    выбор и обоснование способа слива;

2)    разработка технологической схемы;

3)    расстановка технологической арматуры;

4)    определение основных высотных отметок:

5)    определение длин (геометрической, эквивалентной, приведенной);

6)    определение расчетного расхода, вязкости, скорости, рабочего давления. Различные системы нижнего слива можно разделить на две группы:

1)    открытый слив (см. системы на рпс. 1.12, а, б);

2)    герметизированный слив (см. спстемы на рис. 1.12, в, г).

Системы открытого слива могут работать и без «нулевого» резервуара. Рассмотрим в отдельности каждый пз элементов спстемы нижнего слива.

Открытый слив

Расчет сливных лотков и межрелъсовых коллекторов

Сливные лотки и межрельсовые коллекторы представляют собой трубопроводы прямоугольного сеченпя, в которых происходит безнапорное движение жидкости, т. е. со свободной поверхностью. Для облегчения вывода формулы

расчета пропускной способности таких трубопроводов введем следующие упрощающие положения:

1)    движение установившееся, равномерное;

2)    режим ламинарный;

3)    сопротивление боковых стенок не учитывается.

При изложенных упрощающих положениях исходное дифференциальное уравнение запишется в виде.

d^2w |    •    л

(2.41)

где (А — динамическая вязкость в Па-с; w — скорость потока в канале в м/с; р — плотность нефтепродукта в кг/ы³; g — ускорение силы тяжести в м/с³; а — угол наклона канала.

Расчетная схема представлена на рис. 2.9.

ft    Интегрируя    уравнение    (2.41),    по

лучаем

Рис. 2.9. К расчету безнапорных сливных коллекторов прямоугольного сечения.

с

w —--jj- g-p sin a J j” dz²

или

z2

w = — ~pg-sma + ^+c₂.    (2.42)

Значение постоянных интегрирования с_г и с_а найдем из граничных условий:

1)    при z = 0; w = 0 из уравнения (2.42)

^с2 — 0,

2)    при z = h касательные напряжения на поверхности потока т = 0. Согласно закона Ньютона

dw

Дифференцируя уравнение (2.42), получаем

aw    1

—г— --zog sin a -j- с.,

dz    и ¹ °    ^{1    1}

7    dw    „

п имеем —— = 0. dz

так как при z Отсюда

ghp sin a

Подставив значения с_х и с₂ в (2.42), получим уравнение скорости вязкой жидкости в прямоугольном канале при установившемся ламинарном режиме

Q = Ъ [ w dz;

о

Q = ~ ^{bpg sin} -^g- f ^ dz - ^{kbpg sin a} \zdz;

J    LL    J

<? =

Известно, что для малых углов sin а tg а = i представляет уклон канала.

В этом случае

1 bh^sgi

Q-

илп. обозначив 4- = п,

Q =-tlL .    '    (2.43)

^х л- 3

Полное решение задачи о движении вязкой жидкости в прямоугольных каналах с учетом сопротивления у боковых стенок выполнено автором совместно с А. Ш. Асатуряном. Решение получено в виде гиперболических тангенсов и имеет вид    -

Q = ^hAgl Г---( th л?г —-t- th Зл71 —^ th Ъпп — . . Л .

* v [_ 12 л° V    '    3»    о⁵    J

Исследование представленного ряда показывает его быструю сходимость,

g

так как гиперболический тангенс изменяется от 0 до 1, а множитель —г- = 0,027„ Поэтому для практических расчетов можно ограничиться двумя членами ряда:

9 = il?L^_0_v027th.ire).    (2.44)

Оптимальное соотношение между высотой и шириной канала п_0П можно определить, исходя пз условий наименьшего гидравлического сопротивления. Согласно формуле (2.23) для прямоугольных каналов потеря напора на трение прп ламинарном режиме

QvL

Я, = Р-

(4г)* *

где г — гидравлический радиус, т. е. отношение площади сечения потока (S) к его смоченному периметру (Ъ -г 2h).

Из этой формулы следует, что наименьшие гидравлические сопротивления при заданной площади сечения потока соответствуют r_max. Максимальное зна-

dr „

чение г можно определить из условия = U.

VnS

/• =

2h + b    2ге + 1’

* ₌ --2/^ = 0;

2 Кл

^Лвт-

Полученный результат показывает, что из всех сечений наиболее близко приближается к полукругу, который имеет максимальный гидравлический радиус, прямоугольник с отношением сторон 1 : 2.

Поперечное сечение коллектора при турбулентном режиме можно определить по гидравлическому радиусу, пользуясь формулой (2.23):

^    ( ibn \b-m    _{/n /rN}

^ V    (iLv™ Л 2/1 + 1 J ’    (2.45)

где L — длина коллектора; Az — разность отметок начального и конечного сечений коллектора.

Чтобы коллектор не лимитировал производительность слива, что возможно при поступлении в коллектор высоковязких и парафинистых нефтей и нефтепродуктов, необходимо подогревать дно коллектора. Помимо увеличения расхода подогрев    дна    коллектора    позволяет легко удалять    возможные    осадки,

особенно выпадающие    в    больших    количествах из высокопарафинистых    нефтей.

Расход в коллекторе прямоугольного сечения с обогревом дна (Q'_r) определяется по уравнению

Q'    0,0267    thnn)    1    +    -    *?-    ¦    -ML    Л[

r-tr)

(2.46)

^Vr v_x \ 12    /    .    v_r    bn    у    gibnpc    (t_r—t_x)

где v_x и v_r — кинематическая вязкость основной массы холодного нефтепродукта и пристенного горячего слоя, соприкасающегося с обогреваемым дном, в м²/с; t_T — температура теплоносителя в °С; t_x и ?_г — температуры холодного и горячего пристенного слоев нефтепродукта в °С; к — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту в Вт/(м²-°С); L — длина коллектора в м; с — весовая теплоемкость нефтепродукта в Дж/(кг-°С); р — плотность нефтепродукта в кг/м³.

При обогреве помимо дна и боковых стенок коллектора расход нефтепродуктов в таком безнапорном трубопроводе может быть определен из уравнения

ill-°'⁰²⁷ *Н [‘ " ».¹³ ( v)"'” ( аЙт)’] ¦    <²'⁴⁷>

Сравнивая уравнения (2.44), (2.46) и (2.47), можно определить, на сколько увеличится расход нефтепродуктов в обогреваемых коллекторах по сравнению

с холодными:    _

Q_x____v_x_ _ 3,23 -J Г kLv_r (tr — tr)

Q'_r v_r bn r gibnpc (t_r—t_x)

Прп герметизированном нижнем сливе коллектор укладывается параллельно железнодорожному пути на расстоянии не менее 1,8 м от оси пути. При самотечном сливе эти коллекторы представляют собой безнапорные трубопроводы круглого сечения. Расход нефтепродуктов в таких коллекторах определяется по формуле

<?=-^/( Ф),    (2.48)

где ф — угол, характеризующий степень заполнения трубы (рис. 2.10, а).

Рис. 2.10. К расчету безнапорного коллектора круглого сеченпя (а) п характеристика безнапорного трубопровода (б)

Таблица 2.2

Значения / (<р) в зависимости от степени заполнения нефтепровода

Функция / (ф) определяет влияние степени заполнения трл'бы на расход и вычисляется методом численного интегрирования. В табл. 2.2 приведены значения j (ф) в зависимости от ф и степени заполнения г = hjd. Здесь же даны значения отношений расходов прп неполном заполнении к расходам прп полном заполнении сечения трубы (Q₀).

Пз приведенной табл. 2.2 п графика на рпс. 2.10, б впдно, что расход в безнапорном трубопроводе прп малых степенях заполнения больше, чем при полном заполненпп трубы, п достигает максимального значения Q_ф = 1,279(?₀ при ф = 45°. Это явление объясняется тем, что с уменьшением степени заполнения от 1 до 0.7 гидравлический радиус незаполненного трубопровода больше, чем заполненного, и достигает максимума прп & = 0,853. Затем по мере дальнейшего уменьшения е наблюдается обратное явленпе, когда гидравлический радиус незаполненного трубопровода становится меньше по сравнению с заполненным трубопроводом.

При турбулентном режиме движения расход в коллекторе можно определять по формуле

Для определения размеров поперечного сечения сливных [трубопроводов необходимо знать величину расчетного расхода. При сливе одной цистерны этот расход определяется, как

?тах ' Не/ j/ D -j- h₀

Pi—Pt

Расход для коллекторов рассчитывается для нескольких цистерн или целого маршрута. При этом Q_v определяют с учетом неодновременности начала слива из различных цистерн. Время запаздывания Ат складывается из времени, затрачиваемого на подготовительные операции. Расход в коллекторе равен сумме расходов из каждой цистерны маршрута. Расход из первой цистерны,, откуда только что начался слив,

J±L

Рис. 2.11. К определению расчетного расхода сливного коллектора.

Если из второй цистерны слив начался раньше на Ат, то часть нефтепродукта из не(? уже сольется и истечение будет происходить при уровне h₂ < D, а следовательно, и q₂ -< q₁ (рис. 2.11). Уровень нефтепродукта определится из формулы (2.31):

'/г

4 L (D — fog)

³ Не/ Vig 3 ,u/ V 2 g

Ат = ¦

Ат

L

Отсюда

D-

2 g

Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2Ат времени, будет еще меньше и по аналогии со второй цистерной составит:

D-

Если число цистерн в маршруте N, а бригада сливщиков одновременно может обработать а цистерн, тогда расход из п-й цистерны с учетом поправок на запаздывание составит:

-и/ ]/":

\ifV2g

2_g\D-

Ат

?я

— -О -

2 а } \ 4

При сливе на одной половине коллектора 0,5 маршрута расчетный расход составит:

Таким образом, гидравлический расчет коллекторов сводится к нахождению размеров поперечного сечения прп известном расходе Q_p и заданном уклоне i. Обычно величину i принимают в пределах от 0,005 до 0,01.

Слив по схеме (см. схему на рис. 1.12, г) производится через специальный трубопровод при помощи насосов. Если применяется самовсасывающий насос, способный создать разрежение в трубопроводе ^р^^к- = h_BC, то расчет такой системы сводится к проверке неравенства

Рис. 2.12. К расчету нефтепровода с в неш-нш! обогревом.

1 —пристенный разогретый слой нефтепродукта; 2 — внешний обогрев; 3 — «холодное» ядро нефтепродукта в трубе.

h_BC^ 2 ha — Az,    (2.50)

где Az — разность отметок начала и конца нефтепровода.

В случае применения несамовсасывающих насосов неравенство (2.50) запишется в виде

Az^h,—- h_M.

Отводная труба при подключении к середине сливного коллектора рассчитывается по удвоенному расходу в коллекторе.

При движении нефтепродукта в отводной трубе полным сечением диаметр ее определяется по формуле

5~/п/    /о /О \2—т\-т    ~

^d- V    (²-⁵¹)

где Az — разность отметок нижнего уровня нефтепродукта в коллекторе и оси отводной трубы у нулевого резервуара.

Если движение потока в отводной трубе происходит неполным сечением, то d определяют по формуле (2.48).

При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, оборудованных паровой рубашкой, в отводную трубу поступает поток в вязко-пластическом состоянии. Чтобы это звено сливной коммуникации не лимитировало производительность слива, необходимо предусмотреть внешний обогрев трубы.

Движение таких потоков мало изучено и решение подобной задачи связано с большими трудностями.

В данном случае для трубопровода небольшой протяженности задача может быть упрощена и сведена к установившемуся движению изотермического ламинарного двухкомпонентного потока, в центре которого движется «холодная» часть (ядро потока), а в пристенном слое (кольцо толщиной б) «горячая» часть. Оба компонента потока движутся соосно, т. е. симметрично относительно оси трубы. Расчетная схема представлена на рис. 2.12. При указанных упрощающих положениях дифференциальные уравнения движения примут вид:

= 0,    (2.53).

где w — скорость потока; г — переменный радиус; jx — динамическая вязкость;

R — радиус трубы; — — пьезометрический уклон.

В результате интегрирования уравнений (2.52) и (2.53) получим уравнения скоростей потоков:

I dp п ,

^ = *r'~r^+cilnr^^c‘^;

W_r~------‘-у-+ C^lnr-f- Cj.

^г    |Цг dx 4    ^{1    1    2}

Здесь c_lt с₂ и с[, с₂ — постоянные интегрирования, определяемые из следующих граничных условий:

1)    при г = R скорость потока горячей нефти (у стенки) равна нулю, т. е. w_t ~ 0

3)    при r = r₀ касательные напряжения «холодного» и «горячего» потоков равны, т. е. т_х = т_г

tor

Цх-^=Ц_Г-*Г.

Дифференцируя уравнения скоростей, получаем

Цх^! ⁼ Мт^1>

4)    при г = 0 касательные напряжения на оси «холодного» потока равны нулю, т. е. т_х = 0

L dx 2 ^{1 lrx} г Jr=o Выполнение последнего условия возможно при с_г = 0.

Тогда из третьего условия следует, что и с[ = 0, а согласно первому условию

с’ = — -    . —

2 ,u_r da:    4

Подставив значение с₂ в равенство по второму условию, получим

Расходы «холодного» и «горячего» потоков получим, проинтегрировав уравнения скоростей:

Го

Q_x = J 2nrw_x dr:

о

¹ ?

Q_r = J 2m-w_r dr,

т. e.

О -JL.M. Г A. nM_fJ___J—VI-

4 cfc Ur    ⁰ Ur    2U_X J ⁰ J ’

Л _ iL .    .    jL    (" f?2_,,2 N2

8 dx jLl_r \    °'

Общий расход трубопровода

Q = Qx-rQr

или

⁹-f[(тЬ-^)^г‘"-тЬ^д<]-    ⁽²'⁵⁴⁾

Уравнение (2.54) можно упростить, если принять, что р_г р_х = р и р, = dp h^pe .

= pv, а также заменить

dx L

Тогда, переходя к диаметру трубы, получим

¦ h =^~__2^---(2.55)

-¹    ^    rX_i4+(_L_JL)^

L 'V'r \ V_x Vr / ⁰ J

Формула (2.55) позволяет определять потери напора на трение в трубопроводах с внешним обогревом при ламинарном режиме.

Кроме того, при отсутствии внешнего обогрева (v_x = v_r = v) формула (2.55) обращается в известное уравнение Пуазейля:

ng d±

При больших значениях v_xвеличиной l/v_x(по сравнению с l/v_r) можно пренебречь. Тогда выражение в квадратных скобках (обозначим его буквой А) упростится:

^A=hh^{di ~^d°^}]⁼-h^[di-⁽-^d~^2S)4]-Пренебрегая величинами б², б³ и б⁴, как весьма малыми, получаем

8бйз

Если подставить значение А в (2.55), получим уравнение для приближенных расчетов:

Qv_r

16

ng

К

(2.56)

Из сравнения (2.56) и формулы Пуазейля видно, что чем больше вязкость основного (холодного) потока, тем выше эффективность внешнего обогрева:

^ = ^ =    (2.57)

а’

Поскольку для коротких трубопроводов б = const, величина к_э будет возрастать с увеличением вязкости холодного нефтепродукта.

Значение б для практических расчетов отводных труб с внешним обогревом следует принимать в пределах от 0,5 до 1 мм.

Гидравлический расчет сифонных трубопроводов

Сифонным трубопроводом (сифоном) называется трубопровод, часть которого располагается выше уровня откачиваемой жидкости в емкости. В условиях нефтебазы сифон имеется при сливе нефтепродуктов через верхний колпак железнодорожных цистерн. На примере этого способа слива рассмотрим основные положения расчета. Для наглядности воспользуемся графоаналитическим методом расчета одиночной сливной колонки.

Нормальная работа сливной колонки возможна при условии, когда остаточное давление в любой точке трубопроводной сети р₀ больше давления насыщенных паров р_у сливаемого нефтепродукта при температуре перекачки. При несоблюдении этого условия поток нефтепродукта в трубопроводе разрывается, образуются газовые мешки, вследствие чего пропускная способность сливной коммуникации резко снижается. Предельная высота одиночной сливной колонки над нижней образующей цистерны, при которой не происходит разрыва потока, равна

К = -~р--К    (2-58)

^гД^е Ра — атмосферное давление; р_у — давление насыщенных паров при температуре слива; h_x — потеря напора на трение до наивысшей точки сливной колонки; р — плотность нефтепродукта.

Расчет сливной коммуникации заключается в подборе отдельных ее элементов по средней скорости (w ^1,5 X 2,5 м/с) и в построении графика вакуу-мов и остаточных напоров (рис. 2.13), при помощи которого соблюдается указанное выше условие.

Для построения графика вакуумов и остаточных напоров необходимо предварительно подсчитать гидравлические сопротивления отдельных участков коммуникации. График строят для наиболее неблагоприятного случая, когда атмосферное давление наименьшее, а уровень нефтепродукта в цистерне наи-низший. Сливную коммуникацию вычерчивают в масштабе. Вверх от зеркала нефтепродукта (см. рис. 2.13) откладывают атмосферное давление в метрах столба откачиваемого нефтепродукта (отрезок ал')

Остаточный напор в конечной точке первого участка трубопровода (точка Ъ) равен

h_B — Н_а — Az_ab — h_u    (2.59)

где Az_ab — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода и точки Ь; h_x — потеря напора на трение на первом участке трубопровода (отрезок а'Ъ').

Остаточный напор в точке с

г

К ~ Н_а AZq_C ^ ^.

1

Здесь Az_ac — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода 2

и точки с; — сумма потерь напора на тренне на первом и втором участках 1

трубопровода.

Подобным же образом находят остаточные напоры в других точках коммуникации. Ломаная линия, соединяющая точки а', Ъ', с' и т. д., есть линия падения напора в сливной коммуникации; любая ордината между напорной линией и коммуникацией представляет остаточный напор в данной точке трубопровода. На расстоянии h_y = p_y]pg эквидистантно напорной линии, вниз от нее, строится линия давлений насыщенного пара перекачиваемого нефтепродукта (на рис. 2.13 показана пунктиром). Для соблюдения условия р₀ >-р_у необходимо, чтобы линия h_y не пересекала соответствующие участки линии коммуникации. Из графика видно, что наименьшее остаточное давление имеется в верхней точке колонки (точка с), а предельное р_у, при котором будет нормальная работа сливной колонки, равно отрезку с — с'. Если линия h_y пересекает линию коммуникации, то образования газовых пробок в трубопроводе можно избежать следующими методами: 1) увеличением диаметра участков коммуникации; 2) понижением температуры нефтепродукта; 3) заглублением насосной; 4) применением погружных эжекторов.

Если линию падения напора отложить под уровень нефтепродукта, как это показано на рис. 2.13, то получим линию вакуума. Линия вакуума а"Ь"с" . . . /" проходит эквидистантно линии падения напора на расстоянии Н_Л. Любая ордината, проведенная между линией вакуума и линией коммуникации, представляет собой величину разрежения в данной точке коммуникации. Крайняя правая ордината линии вакуума характеризует разрежение, которое должен создать насос для выкачки нефтепродуктов с заданной производительностью. Если линия вакуума пересекает коммуникацию, это значит, что участки трубопровода, лежащие ниже линии вакуума, находятся под избыточным давлением.

Нормальная работа сифонных трубопроводов в случае нарушения условия Ро^> Ру возможна путем создания дополнительного подпора с помощью эжектора.

г Ч

J

7

Jh

\®сРс

На рис. 2.14 представлена схема работы эжектора (струйного насоса). Нефтепродукт (рабочая жидкость) под давлением р_р с расходом Q_p подводится по трубопроводу 1 к соплу 3, через которое в виде мощной струи 5 с большой скоростью поступает в смесительную камеру 4 п далее через диффузор 7 в рабо-

Схеиа I

Рис. 2.15. Варианты технологических схем эжекторного слива. Примечание, h — высота уровня нефтепродукта в цистерне до наивысшей точки стояка.

чий трубопровод 8. Струя нефтепродукта 5, увлекая за собой из смесительной камеры 4 паровоздушную смесь, создает в ней разрежение, благодаря которому во всасывающую трубу 2 и далее в смесительную камеру поступает нефтепродукт из цистерны. Из смесительной камеры нефтепродукт увлекается струей через горловину|б и диффузор 7 в рабочий трубопровод.

Таким образом, основная работа эжектора — передача части энергии рабочего потока подсасываемому. Этот процесс приводит к расширению струи

рабочего потока за счет вовлечения подсасываемого потока. Такое явление прекращается в камере смешения, где происходит интенсивное перемешивание подсасываемой и рабочей жидкостей*

На рис* 2.15 представлены варианты технологических схем эжекторного слива. Первая схема применяется в том случае, когда развиваемый основным насосом напор недостаточен для преодоления всех сопротивлений коммуникации и создания в эжекторе необходимого рабочего давления p_v. В этом случае применяется дополнительный насос для питания эжектора рабочей жидкостью, развивающий напор ff_R. _н.

Если рабочий насос способен перекачать расход (Q₀ — (?_р) за установленную норму времени слива, то трубопровод для подачи эжектору рабочей жидкости может быть подключен к нагнетательной линии основного насоса.

По второй схеме требуется „ только основной насос. Однако при этом давление, развиваемое Рр насосом, должно преодолеть все _х гидравлические сопротивления ^и‘^п коммуникации с учетом создания необходимого давления рабочей жидкости в эжекторе, а расход насоса должен быть не менее (Q ₀ + ?_р).

Рис. 2.16. Типовая характеристика эжектора.

По третьей схеме эжектор сам перекачивает нефтепродукт из цистерны в резервуар, а насос используется только для подачи рабочей жидкости на эжекцию.

Очевидно, что эта схема целесообразна в случае незначительных гидравлических сопротивлений на нагнетательной линии (например, резервуарный парк расположен значительно ниже эстакады).

Из рассмотрения схем следует что эжекторный слив всегда имеет более низкий к. п. д. по сравнению с обычным. Это объясняется тем, что при работе эжектора необходимо израсходовать дополнительную энергию на перекачку Q_v и создание давления р_р.

Эффективность приведенных схем в каждом конкретном случае рассчитывается по к. п. д. Коэффициент полезного действия эжекторной установки следует определять как отношение полезной работы ко всей затраченной.

Гидравлический расчет эжекторного слива заключается в определении необходимого давления и расхода рабочей жидкости, а также в подборе подходящих насосов. Как и все насосы, эжектор также имеет энергетическую характеристику, представленную на рис. 2.16 (в безразмерных параметрах). Здесь и — коэффициент подмешивания; и = (Q₀/Q_v)¦ Из приведенной характеристики видно, что к. п. д. эжектора имеет максимальное значение лишь в точке оптимального и.Для каждого эжектора есть свое значение и_оп:

Рс

¦ Ur.

Рр

Поскольку в действительных условиях эксплуатации возможны отступления от и_оп, то при практических расчетах пользуются зоной оптимального режима, которая ограничивается областью значений и при 0,9т]_тах (см. заштри-

хованную часть характеристики). Расчет ведется в следующей последовательности.

1.    По данной характеристике эжектора определяют и_оп и соответствующее значение (р_с/р_р) = х (давление жидкости на поверхности нефтепродукта и у приемного патрубка принимаем атмосферным — расчет ведется на наихудшие условия без учета высоты столба жидкости над эжектором).

2.    Рабочее давление в эжекторе    '    '

Рр = --Рс,

где р_с — потеря давления в стояке прп расходе Q_c

Pc=Pg(K + Az);

где Az — разность невелирных отметок приемного патрубка эжектора и наивысшей точки сифонного трубопровода.

При норме времени на слив (без учета подготовительных операций) — т_н расход

где — объем налитого в цистерну нефтепродукта.

Тогда

<?c = <?o(l + 4")’

так как Q_p = (Q₀/u).

По вычисленному значению р_с и известной величине х находят р_р, по которому подбирают насос.

Характеристики эжекторов приводятся в каталогах насосов.

Расчет напорных коллекторов

Напорные сливные коллекторы представляют собой трубопроводы с переменным по длине расходом. В зависимости от числа одновременно работающих стояков потеря напора на трение h_x в таком трубопроводе будет складываться из значений h_x на каждом участке.

При большом числе одновременно работающих стояков такие расчеты громоздки и трудоемки. Расчеты эти могут быть упрощены. Для определения потери напора на трение в коллекторе диаметром d, на котором установлено на равном расстоянии I определенное число работающих стояков (рис. 2.17), примем, что расходы в каждом стояке постоянны и одинаковы.

Тогда потеря напора на трение будет: на первом участке

_g2 -m_vm

ⁿTi — Р dp-™

_h О (2q)*-^mv^m ₇. т 2 — Н    _d5 -т

на iV-м участке (Л' — число одновременно сливаемых цистерн на всей длине L коллектора)

(Xq)2-^mx^m

I.

Потеря напора на всей длпне коллектора

.V

Я. = > А. = р ~^п- I (1 - 2^2_m - 3²~^т - 4²-^m -f . . . +N²-^m).    (2.60)

Исследуем полненное ура-вненпе для различных режимов течения.

Ламинарный режим (т = 1: (3 =

\    '    лг

(1 •; 2 Л 1    .    .    .    X)

(X — i)X X*

-Z=/W -

прп Т ^>> 1 Рпс. 2.17. К расчету потерь напора на трение в напорном _    ^    '    ¹    коллекторе.

Подставляя полученное значение суммы и замечая, что Nq = Q, а N1 = L, имеем:

(2.61)

L.

лg d-i

Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на трение в коллекторе с переменным расходом прп ламинарном режиме равна половине гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом Q.

Турбулентный режим (область гидравлически гладких труб SpTwi = 0,25; [0 = -5^-)

ЛГ2.75 -V —L 4 ОЛ

(1 ^    -    З¹’⁷⁵    -    4¹’⁷⁵    W°)    ~    ^Л    ^    •

Подставив (дЛ’)¹’⁷⁵ = Q¹~^,ъ и XI = L в уравнение (2.60), получим

_{н =} 0.241 , С>Ь76У0.7Э_L (X—12)    рщ

9.У0.75

d±> "о

Турбулентный режим (квадратичный закон сопротивления

A Q ^т 8 /.

при т — 0; р

я %g

(1 -f 2² - З² 4² - . . . - .V²) =

.уз

-V (2-V-i) (.V-1)

Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на тренпе в коллекторах с переменным расходом при турбулентном режиме (квадратичный закон сопротивлений) примерно равна ^х/₃ гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом,

§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ НАЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРАНСПОРТНЫЕ ЕМКОСТИ

Как и в предыдущем параграфе, гидравлическим расчетам должны предшествовать работы, перечисленные в пп. 1—6 (см. с. 49).

Расчетный расход в случае налива определяется, как

где N — число цистерн в маршруте; V₄ — объем одной цистерны (при однотипных цистернах); т_н — норма времени налива маршрута.

Как следует из способов налива, приведенных на рис. 1.13, все трубопроводные коммуникации являются напорными. Поэтому основная цель расчета — определение потребной энергии Н для налива транспортных емкостей с заданным расходом Q_r.

Рассмотрим особенности расчета по приведенным способам налива.

Налив самотеком может быть успешно осуществлен при наличии статического напора АН, которое принимается равным или больше разности отметок между наинизшей точкой наливного стояка ^ и отметкой оси расходного патрубка резервуара z₂.

Условие самотечного налива с заданным расходом Q_p запишется в виде

А Я - (z_x - z₂) Ss Z К - 2 К,

(2.64)

где — суммарные потери напора на трение на первом, втором и третьем участках, рассчитываемые по формулам (2.23) и (2.25) в зависимости от режима движения. Расчет суммарных потерь напора ведется в следующей последовательности:

1) задаются значением расчетной скорости w ^ 1,5 -f- 2,5 м/с для маловязких нефтепродуктов и w = 0,7 -г 1,5 м/с для высоковязких нефтепродуктов. По известному значению Q_p находят диаметр трубопровода d

/ 4<?р

Полученное значение d округляется до ближайшего размера по стандарту;

2)    определяется режим течения Re - (4Q_p^]rcd\')',

3)    определяются суммарные потери напора на местные сопротивления согласно технологической схеме по табл. 2.2 (турбулентный режим) или по графику на рпс. 2.5 (ламинарный режим).

При проверке условия выполнения нормы времени илп налива с заданным расходом по формуле (2.64) расчетную вязкость следует принимать при возможно наинизшей температуре нефтепродукта в резервуаре. Если на эстакаде производится налив нескольких нефтепродуктов, то гидравлический расчет следует вести по наиболее вязкому из них.

Налив с помощью специальных насосов. Диаметры трубопроводов определяются так же, как и при наливе самотеком. Необходимый напор определяется по условию (2.64) с топ лишь разницей, что в этом случае Я₀— разность отметок между нагнетательным патрубком насоса и коллектором. Помимо этого проверяется работа насоса на всасывание. Если насос самовсасывающий, то

Н _зс > h, —    — Az,

а необходимый напор насоса

Я„ . h. - h,, - Я₀.

Здесь Аз =    — -₃ — разность отметок между всасывающим патрубком насоса

и приемным патрубком резервуара.

В случае применения несамовсасывающих насосов нормальная работа их проверяется по условию

АЯ 3= /г. — /г.„

где АН = (-_min — z₂) — кавитационный подпор насоса; г₂ — отметка приемного патрубка насоса; ;_min — минимально допустимый уровень нефтепродукта в резервуаре, при котором создается необходимый кавитационный подпор для выбранного насоса (для большей гарантии r_min принимается на уровне расходного патрубка резервуара).

Налив через буферную емкость представляет сочетание первых двух способов: расчет такой системы включает два самостоятельных расчета — принудительного и самотечного налива.

Нижний налив применяют в связи с модернизацией сливных приборов и созданием единого типа цистерн, предназначенных для перевозки маловязкпх нефтепродуктов.

Особенностью расчета напорной части коммуникации является наличие противодавления столба нефтепродукта в цистерне 2 = D. В остальной части расчеты аналогичны предыдущим схемам.

Гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов нефтебаз

С точки зрения особенностей расчета гидравлических потерь «горячие» нефтепроводы нефтебаз могут быть разделены на три вида.

1.    Трубопроводы, по которым перекачивается предварительно подогретый нефтепродукт до температуры, значительно превышающей температуру окружающей среды. Такие нефтепроводы имеют ту особенность, что вследствие неизотермичности потока вязкость нефтепродукта увеличивается по длине нефтепровода, а следовательно, возрастает и гидравлический уклон. Но для коротких нефтепроводов, например для технологических трубопроводов нефтебаз, потери напора на трение могут быть рассчитаны по формуле (2.23) с той лишь разницей, что расчетную вязкость следует принимать при средней температуре

t -±t -±-t Р 3    3    °'

где t„ — начальная температура перекачиваемого «горячего» нефтепродукта; tо — температура окружающей среды.

2.    В случае, когда нефтепровод снабжен путевым внешним подогревом, благодаря чему представляется возможным перекачивать весьма вязкие нефтепродукты с частичным разогревом лишь небольшого пристенного слоя, потери напора на трение следует определять по уравнению (2.55).

3. Гидравлические сопротивления нефтепровода с внутренним подогревом (см. рис. 6.9) при ламинарном режиме вычисляются по'формуле

К

(2.65)

R*~R{ -f

ln-

(Д|-Д?-е2)2

RiRx

Rl-Rf

8 QvL

Максимальные потери напора на трение получаются при концентрическом расположении труб, т. е. когда е = 0.

»

.1    '    Г л а в а 3    ¦

РЕЗЕРВУАРЫ

Резервуары являются одним пз основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов п производства некоторых технологических операций. По материалу, из которого сооружены резервуары, различают металлические, железобетонные, каменные и земляные. Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок является сама горная порода, в толще которой создается емкость.

По отношению к уровню земли резервуары могут быть:

подземными, когда напвысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0.2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре);

наземным и. когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 и от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества п количества нефтепродуктов, обладающих различными физическими свойствами, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчетом.

Классификация резервуаров

Емкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

1)    по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобетонные. каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые игорные в различных горных породах, слагающих кору земного шара;

2)    по величине избыточного давления: резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (р_п =?¦ 0,02МПа), и резервуары высокого давления (р_к >0.02Л1Па);

3)    по технологическим операциям: резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители, резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров;

4) но конструкции: а) стальные резервуары (вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые, резерву-ары-цшшндроиды); б) железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные).

Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, шахтные и ледогрунтовые.

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120° С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной инспекции.

Нефтяные металлические резервуары имеют форму поверхностей вращения и подвергаются действию постоянного внутреннего давления, распределенного симметрично относительно оси вращения. Под действием внутреннего давления в стенках оболочки возникают напряжения растяжения и частично изгиба. Но вследствие малой толщины стенки по сравнению с радиусом кривизны оболочки при определении напряжений с достаточной для практических расчетов точностью для резервуаров объемом до 10 000 м³ можно пренебречь изгибом стенок.

При этих условиях основным расчетным уравнением для определения прочности металлических стальных резервуаров является уравнение Лапласа:

Rm Rk    (3.1)

где Т_ы и i?_M - усилие и радиус кривизны в меридиональном сечении; Т_к и R_K — усилие и радиус кривизны в кольцевом сечении; р — максимальная плотность хранимого в резервуаре нефтепродукта; h_s, — избыточное (газовое) давление; h_r — высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара (принимается равным расстоянию от максимального уровня до расчетного уровня пояса, который на 300 мм выше нижней кромки пояса).

§ 1. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают: вертикальные цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с пространственными днищами, с плавающими крышами и понтонами; горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные.

Цилиндрические резервуары представляют собой сварную конструкцию из стальных листов. Наиболее распространенные размеры листов: 1000 X 2000 и 1250 X 2500 мм при толщине <5 ^ 4 мм; 1500 X 6000 мм при толщине <5 >-> 4 мм. Листы для резервуаров изготовляются из полуспокойнои и спокойной мартеновских сталей ВМСт. 306 и ВМСт. Зсп (ГОСТ 380—71), удовлетворяющих следующим требованиям по механическим свойствам и химическому составу (группа В):

1)    временное сопротивление 37—46МПа;

2)    предел текучести не менее 24МПа для первого разряда (при толщине проката 20—41 мм);

3)    верхние пределы содержания углерода — 0,22%, серы —0,05%, фосфора — 0.045% и кремния — 0,15%;

4)    предельное содержание хрома, нпкеля и меди не более 0,3% (каждого элемента);

5)    ударная вязкость при температуре —20⁼ С не менее 30 Дж/см².

При понижении температуры (ниже —20⁼ С) стали ВМСт.Зпс и ВМСт.Зсп приобретают повышенную хрупкость и ударная вязкость падает ниже 30 Дж/см². Поэтому для резервуаров, эксплуатируемых при температуре ниже —20^; С, следует применять специальные низколегированные марганцовистые стали с высокой ударной вязкостью. Например, по ГОСТ 5520—69 сталь 1072С обладает следующими пределом текучести (сг_т) и пределом прочности (сг )г сг_т = 37МПа и сг_вр = 51МПа для <5 = 4—7 мм; ст_т = 34МПа и сг_вр = 50МПа для <5 = 8    32 мм. Ударная вязкость этой стали 30 Дж/см² при температуре.

—40° С и 24,5 Дж/см² при температуре —70⁼ С.

Для сварных резервуаров, работающих под давлением 0,8—6 МПа, при температуре хранения нефтепродуктов 120—450^е С применяют стали марок 15К и 20К, которые по химическому составу и механическим свойствам удовлетворяют требованиям ГОСТ 5520—69.

Сталь для сварных резервуаров должна поставляться с гарантией свариваемости. Во избежание образования трещин применять конверторную сталь не допускается.

Расчет корпуса

Все металлические резервуары по форме представляют тела вращения и для них справедливо уравнение Лапласа. Применительно к вертикальным цилиндрическим резервуарам уравнение Лапласа упростится (так как R_M = оо, a i?_K = i? — радиусу резервуара) и примет вид

^-=pg(K ~К)-

(3.2)

Кольцевое усилие Т_к ка единицу длины окружности связано с напряжением сг_к и толщиной стенки корпуса <5 формулой

(3.3)

Тогда согласно (3.2) и (3.3) получим формулу для определения толщины стенки корпуса

(3.4)

где сг_р — расчетное напряжение растяжения в Па

пг — коэффициент условий работы резервуаров (т = 0,8); к — коэффициент однородности металла (к = 0,9); п — коэффициент перегрузки, учитывающий возможность повышения эксплуатационного давления (п = 1,1).

Следует отметить, что расчет толщины корпуса резервуара по безмоментной теории является упрощенным, так как не учитываются влияния изгибающих моментов, возникающих в сопряжении корпуса с днищем и в кольцевых нахле-сточных швах.

Пользуясь формулой (3.4), можно построить эпюру толщин стенок корпуса резервуара (рис. 3.1, а). Для «атмосферных» резервуаров к_я = 0, тогда

б = ch_T,

где с — для данного резервуара величина постоянная.

рис. 3.1. Эпюры толщин стенок вертикальных цилиндрических стальных резервуаров. а — теоретическая; б — для «атмосферного» резервуара с постоянной толщиной стенок; в — для «атмосферного», резервуара с переменной толщиной стенок; г — для резервуара высокого давления.

Й

__ pgR

лервая б р gR

из двух частей: рис. 3.1, г) и вторая б

hr

Если толщина стенки б ^ 4 мм, то такие резервуары строятся с постоянной толщиной стенки всех поясов корпуса б₀ = 4 мм (рис. 3.1, б). При значениях 5 >6₀ резервуары строятся с переменной толщиной стенок по высоте корпуса (рис. 3.1, в).

Эпюра толщины стенок для резервуара с h_H 4= 0 будет состоять как бы

h_n (заштрихованный лрямоуголышк на

Практические эпюры толщин отличаются на величину незаштрихованной части. Ввиду ограниченности сортамента листовой стали фактические эпюры еще более перекрывают расчетные (рпс. 3.1, в).

Если толщина нижних поясов крупных резервз^аров из углеродистой стали получается больше 16 мм, а из стали повышенной или высокой прочности более 14 мм, то для возможности рулонирования полотнищ корпуса следует применять обмотку нижних поясов (толщиной, допускающей рулонирование) высокопрочной проволокой при помощи арматурно-навлвочной машины. Степень обжатия корпуса определяется пределом, за которым круговая

форма цилиндра теряет

кольца единичнои шири-критическое напряжение Е f 6 \2 12а² V R

(3.6)

где Е — модуль упругости металла резервуара в Па; а — коэффициент, определяемый опытным путем.

'кр

устойчивость.

Для сжатого ны и толщиной б

Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление, вызывающее растягивающее усилие, равное весу столба жидкости над рассматриваемым сечением (см. эпюры на рис. 3.1, а, б, в).

Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резервуара должен быть усилен кольцами жесткости. Покрытие резервуара коническое с уклоном 1 : 20. Вследствие трудоемкости изготовления и монтажа конической крышки, несущие конструкции которой состоят из ферм, прогонов,

Основные данные типовых стальных вертикальных резервуаров объемом 100—5000 м³ со щитовой кровлей

Основные данные стальных вертикальных резервуаров объемом 10 000, 15 000 п 20 000 м со щитовой кровлей

Таблица 3.1

¹ Фактический объем этих резервуаров определяется по внутреннему диаметру нижнего пояса и высоте корпуса от поверхности днища до обушка верхнего обвязочного уголка.

Таблица 3.2

* Для районов с расчетной температурой до —40° С нижний пояс выполняется иэ стали 09Г2С толщиной 12 мм и масса корпуса уменьшается до 88,3 2 т.

радиальных балок и связей, разработана и применяется кровля, собираемая из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на оголовок центральной стойки. На рис. 3.2 представлена типовая конструкция резервуара со щитовой кровлей, рулонным корпусом и днищем, а в табл. 3.1 приведены их основные данные. Как видно из табл. 3.1, с увеличением объема резервуара расход стали на 1 м³ объема уменьшается. Днище резервуара сварное, расположено на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии, равный 2%. Уклон днища необходим для стока и удаления подтоварной воды.

ЦНИИПроектстальконст р у к-ция спроектировал резервуары объемом 10 ООО, 15 ООО и 20 ООО м³ для районов со снеговой нагрузкой до 1000 Па, ветровым напором до 300 Па и расчетной температурой t_v За —20° С. Резервуары рассчитаны для хранения нефти и темных нефтепродуктов с плотностью 950 кг/м³ при внутреннем избыточном давлении в паровоздушном пространстве до 2000 Па и вакууме 250 Па. Покрытие резервуара представляет собой сферический купол, секторные щиты которого опускаются на верхнее обвязочное кольцо корпуса. Основные данные этих резервуаров с рулонным корпусом п днищем и сферической щитовой кровлей приведены в табл.3.1и3.2.

Ряс. 3.2. Стальной цилиндрический резервуар со щитовой кровлей объемом 5000 м*. i —. корпус; 2 — покрытие; 3 — опорная стоика; 4 — лестница; б — днище.

Вертикальные цилиндрические резервуары высокого давления

Резервуары высокого давления предназначены для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров. На рпс. 3.3 представлена конструкция резервуара, состоящая из цилиндрического корпуса, сферической кровли и плоского днища. Основанием резервуара служит песчаная подушка. Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действием избыточного давления при небольшом заполнении нижний пояс корпуса закрепляется в грунте при помощи анкерных болтов и железобетонных плит. Крепление анкерных болтов к стенке резервуара осуществляется посредством приваренных консолей. Устойчивость оболочки корпуса при вакууме обеспечивается промежуточными горизонтальными кольцами жесткости из неравнобоких уголков, согнутых на «спинку» и приваренных к корпусу большой полкой. Такое расположение кольца увеличивает его пространственную жесткость. Настил кровли образует пологую сферическую форму при укладке

тонких листов кровли на каркас покрытия, выполненного в виде стержневого сферического купола. Поэтому при изготовлении листов кровли гнуть по поверхности двоякой кривизны не требуется. Резервуары объемом до 2000 м³ изготовляют на избыточное давление (0,03 -f-0,04) МПа, а резервуары объемом до 5000 м³ — на (0,015 —0,02) МПа.

Толщину листов корпуса рассчитывают по формуле (3.4). Эпюра толщин стенок представлена на рис. 3.1, г.    j

Толщина листов сферического покрытия определяется по уравнению Лапласа, в котором Л_м = Д_к ~

—    Ri — радиус сферического покрытия. Так как избыточное давление вызывает одинаковые усилия ео всех точках покрытия, то Т_л. = Т_к =

—    Т — о б, п уравнение (3.1) примет вид

Pf-Hi

РиЙ1

СТм =

26

Тогда из (3.8) получим

Ри«1 ( 2__

26

Отсюда следует, что npni?_x = 2г_х напряжение в кольцевом сечении: ст_к =- 0. А при i? j = г j напряжение в меридиональном сечении ст,. = ст_к, что возможно в случае, когда поверхность оболочки является полусферой. Однако такая поверхность не экономична вследствие увеличенной выпуклости покрытия,

н

В большинстве случаев —- > 2 и, следовательно, ст_к < 0. т. е. в переходной

^ri

зоне возникают сжимающие усилия.

В результате значительного увеличения вакуума по сравнению с «атмосферными» резервуарами необходимо проверить корпус резервуара на устой-

(3.7)

Рис. 3.3. Вертикальный цилиндрический резервуар высокого давления.

1 — корпус; 2 — сферическое покрытие; 3 — сферическсо кольцо сопряжения цилиндрического корпуса с шаровой поверхностью Покрытия; 4 — днище; 5 — анкерные крепления; 6 — стенка: 7 — днище; 8 — нижнее кольцо жесткости; 9 — анкерная консоль: 10 — анкерный болт; 11 — анкер; 12 — бетонная плита; 13 — верхнее кольцо жесткости..

6 =

В зоне сопряжения сферического покрытия с цилиндрической частью могут возникнуть значительные краевые напряжения, определяемые из уравнения

(3.8)

¦

R г

где г_х — радиус кривой сопряжения.

Согласно (3.7) для сферической оболочки

(3.9)

чивость. При наличии в резервуаре колец жесткости расчет корпуса на устойчивость можно произвести по формуле

. (зло)

^гД^в <7kp — критическая нагрузка; I — расстояние между кольцами жесткости; т) — коэффициент, учитывающий начальную кривизну оболочки (следует принимать т) = 0,45). В случае отсутствия колец жесткости величина критической нагрузки_А'(отнесенная к единице длины окружности корпуса резервуара) определяется по формуле

^9кр~ дКза->) ’    ^{(    }}

где (х — коэффициент Пуассона (для стали ц, = 0,3).

Расчетная нагрузка Р =    где    коэффициент    запаса    к    =    1,2. Если

<7кр > Р> ^т0 кольца жесткости не требуются. Количество колец жесткости определяется из сравнения д_кр с Р, или из формулы (3.10), в которой следует принять д_кр = Р и решить ее относительно I. Зная I — Н!п, находим число колец п при известном значении высоты цилиндрического корпуса Н.

Расчет анкерных креплений сводится к определению величины противовеса,''"компенсирующего возникающую в резервуаре отрывающую силу. Величина отрывающей силы G составляет разность между силой от избыточного давления G_a и силой веса резервуара G_p

^DhPng    ,    D8_K    ,    D&д

G = G„-G_p = nD> ^р“°

¦peg 2^li8i

^(ЗЛ2)

l' ¹ ' ' ' где/? —¦ диаметр резервуара; h — высота остатка нефтепродукта плотностью р_н; р_с — плотность материала (стали) резервуара; I — высота пояса резервуара;

б — толщина листов в данном поясе; п — число поясов; б_к и б_д — толщина листов крыши и днища.

Усилие, приходящееся на один болт, '

¦    .V-

(3.13)

лО₀

где D о — диаметр окружности центров анкерных болтов; к — коэффициент запаса (к — 1,3); т — шаг анкерных болтов.

Площадь сечения болта / = Л'/ст_р, где ст_р — расчетное напряжение на растяжение.

Величина противовеса G_n складывается из веса бетонной плиты G₆ и веса грунта над плитой G_rp. Число бетонных плит а = nD/m. Тогда G_n = (G₆ + -j- G_rp) ка. Вес бетонной плиты определяется в зависимости от принятых размеров. Вес призмы грунта, расположенной над плитой, рассчитывается в зависимости от глубины заложения плиты и угла внутреннего трения породы (предполагается, что грунт над плитой скалывается под углом трения).

Вертикальные цилиндрические резервуары _ .    .    ^j

с пространственными днищами    ¦    .

Резервуары с пространственными днищами широко применяются как отстойники. Устанавливают их на высотных кольцевых фундаментах. Такое конструктивное решение создает днищам большие эксплуатационные преиму-

щества, так как они по сравнению с плоскими днищами имеют меньший вес. Расчет этих резервуаров ведется раздельно: корпус по формуле (3.2), а днище в зависимости от его геометрической формы по нижеприведенной методике.

Расчет конических днищ

В настоящее время наибольшее распространение получили резервуары-отстойники с коническими днищами. Как видно из рис. 3.4, у конического днища Л_м = со, следовательно, уравнение (3.1) примет вид:

Т к Rk

(3.14)

Рис. 3.4. Резервуар с коническим днищем.

'-Рп + Р Г

Для определения толщины конического днища найдем значения усилий, возникающих от гидростатического давления Т' и отдельно от равномерного распределенного избыточного давления паров Т".

Для произвольного сечения mn

У ctg а; р_г = pg (Н — у).

Л_к

Подставляя значения Л_к и р_г в основное уравнение, получаем

ctg а

Т' =

у (Н—у) pg-

sin а

Значение Т* будет изменяться в зависимости от у. Наибольшее его значение определяется условия dT’Jdy = О

—“ -^^(H-2y)pg = 0_t

dy sin а

= Я/2.

откуда у Т огда

ctg а sin а

(3.15)

[К] Г

Pg-

Из анализа полученной формулы видно, что для Н = f наибольшее значение Тк будет в точке у — //2; при Н = 2/ в точке у —- /, т. е. в месте сопряжения конуса с цилиндрической частью. При Н > 2/ точка, где Т'_к достигает максимального значения, выходит за пределы очертания конуса. В этом случае [Тк!_тах необходимо определять по формуле (3.14), принимая в ней у ~ /.

Меридиональные усилия от гидростатического давления Тдействуют по направлению образующей и пытаются оторвать коническое днище от корпуса. Значение этих усилий можно найти из условия равновесия сил веса нефтепродукта, резервуара и внутренних сил. Без учета веса металла в сечении mn, будет действовать на коническое днище вес нефтепродукта, равный

[ях²(Н — у) + пх² рg = nx²pg (Н — \ у) ¦

Под действием этой силы в металле днища возникают внутренние уси-' лия Т'_ы, действующие по окружности радиусом х. Суммарные усилия T'_w будут равны 2лхТ^.

По условию равновесия вертикальная слагающая силы 2яхТ'_к должна быть равна весу нефтепродукта в сечении mn

Заменив х — у ctg а, получим

(3.16)

Так же, как и для Т'_к, найдем значение у, при котором Т’_к будет иметь максимальное значение. Из условия clT'Jdy = 0 следует, что у ~ ³/₄Я. Тогда

(3.17)

Полученная формула применима при Н < ⁴/₃/,

При больших значениях Н максимальное значение Т'_я следует определять по уравнению (3.16), в котором следует принять у ----- /.

Строительная толщина листов днища определяется по наибольшему зна-

ЧеНИЮ Т' — t Тк?max'

(3.18)

где ст_р — расчетное напряжение на растяжение.

Если в резервуаре кроме гидростатического давления действует еще и избыточное р_и, то под действием этой равномерно распределенной нагрузки в днище возникают дополнительные усилия Т"_л и Т"_к. Значение Т"_ы найдем из условия равновесия внешних сил жх²р_л и проекции внутренних сил на вертикальную ось 2яхТ„ sin а:

jix²p,_A --= 2пхТм sin а.

Произведя сокращения и заменив х = R_K sin а, получим

гр"__Ри^к

(3.19)

¹ М - о *

Подставив значение 1"_к в (3.1) и принимая А_г — 0, найдем

Так как й_м = оо, то

7'--А,Лк = 2П

(3.20)

При определении толщины стенки к максимальным значениям усилий от гидростатического давления (Т'_к) необходимо прибавить усилия от избыточного давления (Т’к).

Расчет сферических днищ

Для определения усилий воспользуемся основным уравнением (3.1), которое в данном частном случае примет вид

На рис. 3.5 представлена расчетная схема, из которой следует, что для произвольного сечения тп

Pr^pg(H-y).

Для упрощения вывода формулы примем, что радиус сферической части равен радиусу цилиндрической части. Определим усилие от гидростатического давления (р_и = 0) столба нефтепродукта плотностью р. Произвольным сечением выделим шаровой сегмент радиусом основания х — R sin а и высотой у = = R (1 — cos а). Усилия Ту, имеют направления касательной к меридиональному сечению и могут быть определены из условия равновесия внутренних и внешних сил.

Рис. 3.5. Резервуар со сферическим днищем.

Это условие для выбранного сечения запишется так:

2лхТ'у, sin а = nx²pg (Н — у) — ^KSPV² (3/? — у).

Подставив значения туи произведя некоторые преобразования, получим искомую формулу для определения Т’_ы>

Т* = PgR    + 4; ( с os а - —) ] . (3.22)

Подставив значения в уравнение (3.21), получим формулу для Т'_к:

К = pgR Г-f ~ (2 cos а--—5--')"].

' ° L 2    ¹    3    V    1    -7 cos a J j

(3.23)

Максимальные усилия возможны при у — 0 и а --- 0, т. е. в точке О:

[Штах = [П]т_ах = -^е^-.    (3.24)

Минимальные значения Ту, получим на границе цилиндрической и сферической частей резервуара.

При а =• я/2 согласно (3.22) ц (3.23) имеем:

(3.25)

(3.26)

Следует иметь в виду, что в рассматриваемом переходном сечении резервуара происходит резкое изменение меридионального радиуса кривизны от i?_M = оо для цилиндра до i?_M = R для сферического днища. Такой скачок радиуса кривизны приводит к резкому изменению значений кольцевых усилий, а потому Тк для этого сечения вычислить по приведенной теории нельзя.

Если помимо гидростатического давления действует еще избыточное, то усилия Т1, и Т”_к вычисляют по формуле (3.21), приняв р_г = 0. Эти усилия могут быть вычислены и по формуле (3.1), в которой i?_M = R_K — R или Т^ = Т" =

= 2 • ^ ^месте сопряжения днищ со стенками резервуара меридиональное

сечение поверхности днища (за исключением полушаровых днищ) имеет излом с радиусом кривизны Д_м, равным нулю. Если в уравнении (3.1) усилие Т_ыпри этом не обращается в нуль, то ст_м = оо, т. е. в месте сопряжения получится изгиб с остаточными деформациями. Чтобы избежать этого, сопряжения пространственных днищ с цилиндрической частью резервуара производят при помощи торцового кольца из размалкованного стального уголка.

Для нахождения площади сечения кольца определим величину внутренней силы Ро, которая возникает в кольце под действием силы Q, соответствующей сумме весов нефтепродукта и конического днища. Горизонтальная составляющая силы Q

2яВ    2 я/ *

Для определения внутренней силы Ро, сжимающей кольцо, рассмотрим равновесие одной его половины. На каждый элемент кольца, соответствующий углу <iqp, действует усилие TRdф, проекция которого на ось симметрии равна TR sin фс?ф.

Сила сжатия кольца:

Ч²

Р₀ = J TR sin фйф, ' '    '

о

откуда    '    .    ‘

P₀ = TR=-Цг.    ^:    -    (3.27)

Торцовое кольцо необходимо проверить на устойчивость по формуле

<hy- ’    -    '    '    '    '    (3.28)

где Е — модуль упругости; I — момент инерции; R_K — радиус торцового кольца.

Для безопасной эксплуатации резервуара необходимо, чтобы q_Kp > 1,5Р₀. Определив I при д_кр, можно найти минимально допустимую площадь сечения кольца F_K.

Резервуары с плавающей крышей

Корпус^резервуаров с плавающей крышей (рис. 3.6) представляет собой обычную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое Сдавление столба нефтепродукта (см. расчет цилиндрических вертикальных «атмосферных» резервуаров).    i

В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:

1) двойная понтонная крыша, состоящая из ряда герметических отсеков, обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона.

Верхний настил^крыши понижается к центру для отвода воды, а нижний, наоборот, повышается к центру для сбора паров;

2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметические^отсекп. препятствующие потоплению крыши при течи. Благодаря малому весу п'простоте конструкции крыши второго типа получили наибольшее распространение.

Рдс. 3.6. Резервуар е плавающей крышей. а — план верхнего настила плавалэгцей крыши; б — план ребер жесткости нижнего настила плавающей кры-шИ; $ е — план днища резервуара:

1    — плавающая крыша:

2    — затвор; з — кронштейны затвора; 4 — ребра жесткости; 5 — опорные стойки: 6 — балкон: 7 — подвижная лестница; 8 — неподвижная лестница.

Для предупреждения заклинивания вследствие неровностей стенок резервуара или неравномерной осадки плавающая крыша имеет диаметр на 200— 400 мм меньше диаметра резервуара. Зазор между крышей и стенками резервуара уплотняют затворами специальных конструкций для обеспечения герметичности прп переходе крыши через сварные стыки и неровности поверхности резервуара. Эффективность работы плавающих крыш в значительной степени зависит от надежности уплотняющих затворов, которые должны быть непрерывными и обеспечивать постоянный контакт с корпусом резервуара. В настоящее время наибольшее распространение получили затворы шторный (щелевой) и линейный (контактный). На рис. 3.7, а представлена одна из отечественных конструкций щелевого затвора, состоящего из дюралюминиевой ленты 2, бензостойкой газонепроницаемой ленты 4, соединяющей ленту 2 с контуром 3 и тем самым герметизируя зазор. Дополнительная герметизация обеспечивается

лентой 5 из такой же ткани. При помощи направляющей 6, шарнирно-стержневых систем

7 и пружины 8 затвор плотно прилегает к стенке резервуара 1. На рис. 3.7, б показан петлеобразный затвор из прорезиненного белтинга. Затвор состоит из кольцевой петлеобразной шины 3, которая прикреплена к понтону крыши 2 и соприкасается с корпусом резервуара 1.

Для спуска на плавающую крышу в любом ее положении предусмотрена лестница, которая одним концом опирается через шарнир на верхнюю площадку наружной лестницы, а другим перемещается горизонтально по рельсам, уложенным на плавающей

Рис. 3.7. Затворы плавающих крыш. а — шторный (щелевой); б — петлеобразный (линейный).

крыше. Отвод статического электричества осуществляется медным проводом, присоединяющим лестницу к корпусу резервуара. Корпус резервуара заземлен при помощи четырех стальных труб, соединенных между собой стальной лентой. Отбор пробы производится из перфорированной трубы диаметром 325 мм. Труба предохраняет крышу от поворотов при движении и одновременно является направляющей. Уровень замеряют прибором УДУ-5 через специальный люк в плавающей крыше.

Для удаления с плавающей крыши дождевой воды предусмотрено водоспускное устройство, представляющее собой шарнирную систему из стальных труб и гибкого шланга. Чтобы при откачке нефтепродукта из резервуара в нижнем положении крыши не образовался вакуум, а также газовая подушка при закачке нефтепродукта, предусмотрен специальный дыхательный клапан.

В нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки из труб. Стойки закреплены в коробах днища плавающей крыши л при движении перемещаются вместе с ней.

Расчет плавающей крыши сводится к определению толщин листов верхнето и нижнего настилов и проверки условия плавучести в случае заполнения внутренней полости (до переливной трубы) дождевой водой.

Верхний настил плавающей крыши можно рассматривать состоящим из плит, защемленных по контуру (на ребрах жесткости

Таблица 3.3

Значения коэффициентов изгибающих моментов для плит, защемленных по всему контуру

I

J

77777777777777777

жшпш

шшшшш

Рис. 3.S. К расчету понтона плавающей крыши.

понтона) и нагруженных равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса листов и веса снега (дождевая вода отводится с поверхности плавающей крыши). Моменты в пролете М_х и М_у и на опорах М'_хи Л/,' находятся в зависимости от отношений сторон плит 1_у/1_х по формулам:

/2 ;2 М'_х = ~к_вхд- ^х

4>вх

М_г

12

г²

у

12

Ми

Му-

(1 - %_6х) q

ф бу

^ГД^е Фвл! cpei/i Х_вх — коэффициенты, определяемые в зависимости от характера загрузки, по классификации К. В. Сахновского (в данном случае имеется в виду шестая схема загрузки — защемление по контуру рис. 3.8). Значения коэффициентов приведены в табл. 3.3 Применительно к расчету верхнего настила понтона q k8_bp_cg, где к — коэффициент, учитывающий снеговую нагрузку (к = 1,2 Ч-1Д). Тогда

М,

-к)

к и Ml

12 J 2

(3.29)

Pcgbaly

Фв1/

М_и

к.

и Му —    (1 Х_вх)

Толщина листов верхнего настила 8_В определяется по наибольшему из вычисленных моментов:

а так как момент сопротивления прямоугольного сечения на единицу длины

,6

, то

бв-j/”

(3.30)

где С7р — расчетное напряжение на изгиб.

Нижний настил рассчитывается аналогичным образом, но за расчетную нагрузку q в данном случае принимают вес столба нефтепродукта, соответствующий максимальному уровню заполнения короба. Предполагается, что такое гидростатическое давление может возникнуть при «заедании» плавающей крыши и возможном переливе нефтепродуктов внутрь короба через переливную трубу высотой ho. Пренебрегая весом нижнего настила ввиду его малости (4 —5 % от Р_тах), за действующую на нижний настил нагрузку можно принять

где р_тах ¦— максимальная плотность нефтепродукта.

Подставляя Р_тах в формулы (3.29) и найдя М_тах по формуле (3.30), можно определить 8_Н.

Значение ватерлинии h найдем из неравенства

G^G^A_Dih_9ming.

Откуда

(3.31)

где G_K — вес крыши; G_c — снеговая нагрузка; D_K — диаметр плавающей крыши; p_min — минимальная плотность нефтепродукта; т — коэффициент запаса плавучести (т — 1,3 -f-1,5).

Для нормальной эксплуатации резервуаров необходимо соблюдать следующие условия.

1.    Не реже двух раз в неделю осматривать состояние затвора. Не допускать скопление пыли и грязи на мембране и козырьке затвора.

2.    Не реже двух раз в месяц проверять герметичность коробов через специальные люки в каждом отсеке короба.

3.    Перекос крыши вследствие частичного затопления некоторых коробов не должен превышать 150 мм. Погружение борта плавающей крыши в случае перекоса проверяют при отжатии затвора. Измеряется расстояние от уровня продукта до верхнего обреза плавающей крыши. Это расстояние должно быть не менее 200 мм.

4.    Необходимо следить, чтобы между направляющей трубой и кожухом постоянно находится тавот.

5.    В зимнее время необходимо регулярно очищать плавающую крышу от снега. Толщина снежного покрова не должна превышать 100 мм.

Наряду с резервуарами с плавающими крышами широкое распространение получили резервуары со стационарными крышами и понтонами (металлическими г ли из полимерных материалов). Уплотнение кольцевого зазора между корпусом резервуара и понтоном осуществляется с помощью петлеобразного затвора из бензостойкого материала (см. рис. 3.7, б). Преимущества резервуара с понтоном — простота конструкции, лучшие условия эксплуатации (особенно в районах с отрицательной температурой воздуха и снегопадами), возможность монтажа мелкими секциями по габаритам, не превышающим диаметр люка, что позволяет устанавливать понтоны в быв-ших в эксплуатации резервуарах и др.

Эффективность плавающих понтонов намного возрастет при использовании полимерных материалов вместо металла. В первых образцах понтонов, разработанных в институте НИИтранснефть, былп использованы винипластовые трубы (для каркаса) и полиамидная пленка ПК-4 для настила. Уплотнение понтона осуществляется с помощью петлеобразного затвора.

Конструкция понтона разборная, что позволяет изготовлять понтон по частям в заводских условиях и затем монтировать внутри резервуара. Размеры отдельных узлов не превышают диаметра нижнего люка резервуара. Благодаря этому понтонами из полимерных материалов могут быть оборудованы все эксплуатируемые «атмосферные» резервуары. Широкое внедрение понтонов из синтетических материалов позволит резко снизить капитальные расходы, что повысит их экономичность. Как показал опыт эксплуатации понтонов из полимерных материалов, на их прочность весьма отрицательно влияют содержащиеся в нефтепродуктах ароматические углеводороды и по этой причине в некоторых зарубежных странах (США, Франция, Англия) пластмассовые материалы заменяются алюминием. Так, в США созданы конструкции понтонов, в которых сочетаются пластмассовые и алюминиевые материалы. В одной из конструкций поплавки изготовлены из пенопласта, мембрана из алюминия, а затвор из неопрена.

Выбор конструкции резервуаров с плавающей крышей или понтоном производится с учетом условий эксплуатации, а также в результате техникоэкономического расчета.    .

§ 2. ЭКОНОМИКА ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

Резервуар заданного объема можно спроектировать в нескольких вариантах, изменяя его радиус или высоту. Очевидно, из всех вариантов один должен быть оптимальным. В 1883 г. акад. В. Г. Шухов предложил оптимальные размеры вертикального стального резервуара заданного объема определять по минимальному расходу металла на их сооружение. Классическое решение В. Г. Шухова до настоящего времени применяется в резервуаростроении без существенных изменений. Между тем в современных условиях это решение требует существенного дополнения. Разработанное в начале развития нефтяной промышленности, когда легкие фракции нефти до осветительного керосина не использовались, а единственным методом монтажа резервуаров являлось соединение листов с помощью заклепок, это решение, естественно, не могло учесть возрастающую роль эксплуатационных расходов и прогресса в технологии и экономике резервуаростроения. В общем случае экономичные размеры резервуаров зависят от следующих основных факторов:

Капитальных затрат, включающих стоимости: расходуемого металла; сварки и монтажа корпуса, крыши, днища и монтажа оборудования; сооружения основания и фундамента.

Эксплуатационных расходов, включающих количество теряемых фракции от испарения в резервуарах, стоимость расходуемой энергии в «горячих» резервуарах, стоимость отстоя 1 м³ нефтепродукта в резервуарах-отстойниках и другие расходы, связанные с технологическим назначением резервуара и физическими свойствами нефтепродуктов.

Рассмотрим решение В. Г. Шухова для резервуаров с переменной толщиной стенки, эпюра которой представлена на рис. 3.1, в. Общий объем металла Q, необходимого для строительства резервуара заданного объема V, складывается из:

1)    объема металла днища и покрытия

д_х — лН- (б_д -- б_к) = лЯ²а,

где а = б_д + б_к.

Значения б_д и б_к для «атмосферных» резервуаров не рассчитывают, а принимают исходя из технологии строительства и конструктивных соображении;

2)    объема металла корпуса

Чг - q'₂ ~ ?2>

где q% — объем работающего металла, равный объему тороида с треугольным поперечным сечением (заштрихованный треугольник ABC на рис. 3.1, в); ql — объем «неработающего» металла, соответствующий сумме объемов тороидов с треугольным сечением ОКТ

q₂ = 2л R .

Заменив Н = и б =    .    получим

' ₌ ^F2pg-лН-о

р

и

ql = 2nR-^~n при h₀n~H.

Здесь е — разность толщин соседних поясов; п — число поясов; h₀ — высота пояса.

Из подобия треугольников АБС и ОКТ следует:

6    е ’

g" — nRh₀8,

или, подставив значение б, получим

„ __ Vhppg

Чч    _а

^иР

Отсюда следует, что для резервуара заданной емкости объем «неработающего» металла не зависит от расчетных величин Н и R. Суммируя объемы д_х, д'_г и ql, получаем

/О -г D2™    ^    I    V    hyPg    _/Г)

¦ (³-³²>

Оптимальный радиус резервуара заданной емкости, на сооружение которого будет израсходован наименьший объем металла, найдем из условия {dQ/dR) = 0:

<^мз>

Подставив значе ше Л_оп в формулу объема цилиндра, получим

я_оп=у^г.    (3-³⁴)

Минимальный объем металла получим, подставив значение R_ou в (3.32):

=    +    (3.35)

Последнее уравнение показывает, что для заданного резервуара с уменьшением высоты пояса h₀ объем «неработающего» металла уменьшается, но это обстоятельство не может быть использовано без учета возможного удорожания монтажных работ вследствие увеличения длины кольцевых сварочных щвов.

Аналогичным способом можно определить оптимальные значения R, Н и (?_min для резервуаров с постоянной толщиной стенкн (см. рис. 3.1, а):

Я_{0П = 1}    (3.36)

Ron =    •    (3-37)

<?Ш1_П — Зу лабо^о-    (3.38)

Для решения задачи оптимальных размеров резервуаров с учетом всех вышеперечисленных факторов воспользуемся уравнением приведенных расходов

S = ^K_t-9_it    (3.39)

где S — суммарные приведенные расходы в руб./год; <р — величина, обратная сроку окупаемости, в 1/год; K_t — суммарные капитальные расходы в руб.; 9i — суммарные эксплуатационные расходы в руб./год.'

В качестве примера рассмотрим задачу об оптимальных размерах вертикального цилиндрического «атмосферного» резервуара с переменной толщиной стенок корпуса.

1.    Составим функцию 5:

5 = ф 2-ft¹/(3.40) <-i    г=1

2.    Определим суммарные капитальные затраты (в руб.):

2 Я. = ЯI - ^К2 ~ #8 - #4.    (3.41)

1=1

где К_х — стоимость металла, израсходованного на сооружение резервуара в руб.

^Kl — Qblpcg Г ,    -    _%

или,, пользуясь уравнением (3.32),

K₁ = b,p_cg(nR*a + -^. + ^L)-,

К₂ — стоимость сварки и монтажа резервуара в руб.    .    ,    .

Kz=hp_cgQ;

K_s — стоимость сооружения основания в руб.; — стоимость резервуарного оборудования и его монтажа в руб.; Ь₁ — стоимость 1 т металла в руб./т; р_с — плотность металла (стали) в т/м³; р — максимальная плотность хранимого в резервуаре нефтепродукта; Ъ₂ — стоимость сварки и монтажа единицы веса металлоконструкции в руб./т.

Более точно — переменная величина, функционально зависящая от основных размеров резервуара, а также от высоты пояса корпуса. Для упрощения задачи воспользуемся приближенным значением. Стоимость сооружения нормального фундамента K_s может быть приближенно принята пропорционально объему резервуара

K_a = b_sV,

где Ь₃ — стоимость сооружения фундамента, отнесенная к 1 м³ объема, в руб./м³. Стоимость оборудования и его монтажа также приближенно принимается пропорционально объему резервуара

/'•; М'.

где Ь± — стоимость оборудования, отнесенная к 1 м³ объема резервуара-в руб./м³.

Подставляя значение Ki в уравнение (3.41), [получаем суммарные капитальные затраты (в руб./год)

2 K_t = p_cg (Ь, + Ь_г) ( кЕ²а +    + У (Ьз + Ъ,).    (3.42)

i=i

3. Определим основные эксплуатационные расходы (в руб./год):

V д. _ Э_г -f- 3₂ + З₃ + 3₄,    (3.43)

<= i

где Э_г — стоимость теряемых от испарения нефтепродуктов в резервуаре; Э₂ — амортизационные отчисления; <9₃ — расходы на текущий ремонт; Э_л — заработная плата обслуживающего персонала.

Можно учесть и другие статьи эксплуатационных расходов (освещение,, охрана и другие), но они мало влияют на конечный результат и излишне осложняют задачу. Если в резервуаре хранится легкоиспаряющицся нефтепродукт, то

1) Э_х = с^згл²,

где a_i — стоимость нефтепродуктов, теряемых с 1 м² поверхности испарения, в руб.

с — стоимость единицы веса нефтепродукта в руб./^кг* ^т — количество нефтепродуктов, теряемых с 1 м² поверхности испарения в год [принимается согласно действующим нормам в кг/(год-м²)];

2) 9₂ = a^K_it