Вместимость резервуарного парка нефтебазы

Теплофизические свойства нефтепродуктов

1.1. Плотность нефтепродуктов ρ в зависимости от химического состава и температуры изменяется в пределах 700-1100 кг/м³ . Пересчет плотности с одной температуры на другую может проводится по формулам:

ρ_т = ρ₂₉₃ + ξ (293-Т), (11.1.1)

Менделеева

ρ_т = ρ₂₉₃ / [1 + β (Т -293)], (11.1.2)

где ρ_т , ρ₂₉₃ – плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293К; β – коэффициент объемного расширения (табл.11.1); ξ – температурная поправка, находится по таблице или рассчитывается по формуле

ξ = 1,825 - 0,001315· ρ₂₉₃ . (11.1.3)

1.2. Вязкость нефтепродукта ν является одной из наиболее важных свойств, влияющих на гидравлические сопротивления. Зависимость кинематической вязкости от температуры описывается формулами:

Вальтера

lg lg (ν + 0,8)= а+ b lg Т, (11.1.4)

где ν – кинематическая вязкость, мм²/с ; Т – абсолютная температура, К; а и b – эмпирические коэффициенты, находятся по формулам:

а= lg lg (ν₁ + 0,8) - b lg Т; b = lg [ lg (ν₁ + 0,8) /[ lg (ν₂ + 0,8)]/ lg (Т₁/Т₂),

где ν₁ и ν₂ - значения кинематической вязкости при температурах Т₁ и Т₂.

Рейнольдса-Филонова

ν = ν _* ехр [ -u (Т – Т_* )], (11.1.5)

где u – показатель крутизны вискограммы,1/К; υ_* - кинематическая вязкость при известной температуре Т_*.

Таблица 11.1

Средние температурные поправки, плотность и коэффициент объемного расширения для нефтепродуктов

1.3. Давление насыщенных паров Р_sдля нефтепродуктов в интервале температур (-30÷100) ⁰С при температуре t с достаточной точностью определяется по формуле Рыбакова

Р_st = Р₃₈ · 10 ^{(4,6 – 1430/t)}, (11.1.6)

где Р₃₈ – давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду.

1.4. Удельная теплоемкость нефтепродуктов С_р изменяется в пределах (1600÷2500) Дж/(кг·К). Для расчетов пользуются формулой Крегоили принимают среднее значение С_р = 2100 Дж/(кг·К).

1.5. Коэффициент теплопроводности нефтепродуктов λ_низменяется в пределах 0,1…0,16 Вт/(м·К). Для температур (273÷472) К коэффициент теплопроводности определяется по формуле Крего-Смита или принимается среднее значение λ_н =0,13 Вт/(м·К).

Таблица 11.2

Свойства некоторых нефтепродуктов

Вместимость резервуарного парка нефтебазы

Полезный объем резервуарного парка для i-ого нефтепродукта определяется:

- для распределительных железнодорожных нефтебаз

V_i = Q_i ·T_ц ·К_нц· К_нп· (1+ ΔV_i^ст /100)/30; (11.2.1)

- для речных перевалочных и распределительных нефтебаз с незамерзающими путями

V_i = 1,15· Q_i · К_нп· (1+ ΔV_i^ст /100); (11.2.2)

- для речных нефтебаз с замерзающими путями

V_i = 1,15· Q_i ^мп · (1+ ΔV_i^ст /100); (11.2.3)

- для трубопроводных нефтебаз

V_i = 1,1· Q_i ^от · К_нп· (1- Q_i ^от / 8760 · q_max) / N_i , (11.2.4)

где Q_i - среднемесячное потребление i-го нефтепродукта, м³; Т_ц – продолжительность транспортного цикла поставок нефтепродуктов, сутки (табл. 11.3); К_нц - коэффициент неравномерности подачи цистерн с нефтепродуктом, К_нз =1,1…1,3; К_нп - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (табл. 11.4); Q_i ^мп - межнавигационная потребность в i–ом нефтепродукте; Q_i^от – объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу, м³/год; N_i – годовое число циклов, с которым работает отвод; q_max – максимальный из возможных расходов нефтепродукта в отводе, м³/час.

Таблица 11.3

Зависимость продолжительности транспортного цикла

от удаленности поставщика

Таблица 11.4

Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов

Для более точного определения вместимости резервуарного парка нефтебазы необходимы графики фактического поступления и отгрузки нефтепродуктов за 2-3 года с учетом страхового запаса. Тогда необходимый объем резервуаров находится для каждого нефтепродукта

V_i = Q_i^год · (ΔV_i^max - ΔV_i^min + ΔV_i^ст )/100 , (11.2.5)

где Q_i ^год – годовая реализация i-го нефтепродукта, м³; ΔV_i^min, ΔV_i^max - минимальные и максимальные остатки i-го нефтепродукта за год, %; ΔV_i^ст - страховой запас i-го нефтепродукта, %.

Нормы страхового запаса для распределительных нефтебаз зависят от географического месторасположения, транспортных связей и принимаются в процентах от среднемесячной потребности нефтепродуктов (табл. 11.5).

Таблица 11.5

Нормы страхового запаса нефтепродуктов

Для каждого нефтепродукта должно предусматриваться не менее двух резервуаров.

Геометрический объем резервуара определяется:

V_рi = V_i / k_и , (11.2.6)

где k_и – коэффициент использования резервуара, принимается по табл. 11.6.

Таблица 11.6

Рекомендуемые значения коэффициента использования

Примеры расчетов

Пример 11.1.Определить вместимость резервуарного парка нефтебазы по бензину А- 93 при заданном графике поступления и отгрузки (в процентах от годовой реализации):

Среднемесячное потребление бензина составляет 1000 м³.

Решение

1. Рассчитываются месячные остатки и их сумма нарастающим итогом:

2. Величина страхового запаса нефтепродукта принимается 10% от среднемесячного потребления ΔV_i^ст = 10%.

3. Необходимый полезный объем резервуаров находится по формуле (11.2.5) и с учетом того, что ΔV_i^min = -10%, ΔV_i^max = 27%, определится:

V_i = 12000 ∙ [27 - (-10) + 10] : 100 = 5640 м³

4. Принимается два резервуара типа РВС- 5000. Тогда необходимый геометрический объем резервуаров с учетом коэффициента использования емкости k_и = 0,85 составит

V_рi = V_i / k_и = 5640/0,85 = 6635,3 м³.

Пример 11.2.Определить необходимый полезный объем резервуарного парка речной перевалочной нефтебазы, расположенной южнее 60⁰ северной широты в районе, где промышленность потребляет 50% нефтепродуктов. Среднемесячное потребление дизельного топлива составляет 7000м³.

Решение

1. По таблице 11.4 методом интерполяции находится значение k_нп = 1,35.

2. По формуле (11.2.2), принимая ΔV_i^ст = 15%, находится значение полезного объема резервуарного парка для дизельного топлива

V_дт = 1,15· 7 000 ·1,35· (1+ 15 /100)= 12 497,6 м³.