I сплошным земляным валом шириной поверху не менее 0,5 м и стеной,
I рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.
Это сооружение называется обвалованием. Обвалование подземных
I резервуаров предусматривают только при хранении в этих резервуа-
I рзх нефти и мазутов в случае, предусмотренных СНиП П-106- 79.
М?жду резервуарами разных конструкций и размеров следует
принимать наибольшие расстояния из указанных выше.
По границам резервуарных парков и между отдельными группами
резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5 м.
Вертикальные стальные цилиндрически? резервуары (типа РВ£).
Наибольшее распространение в условиях нефтебаз и перекачивающих
станций получили вертикальные стальные цилиндрические резервуа-
ры низкого давления со щитовой, конической или сферической кров-
лей (рис. 14.1), так называемые атмосферные резервуары с плавающи-
ми крышами и понтонами. Это в основном типовые резервуары.
Применение крыши резервуара той или иной конструкции дик-
туется свойствами хранимых нефтепродуктов и климатическими
условиями.
Резервуары изготовляют на заводах в виде рулонов, а в условиях
нефтебазы или перекачивающей станции их монтируют на подготов-
ленном фундаменте. Эти резервуары рассчитаны на внутреннее избы-
точное давление до 2000 Па и вакуум до 250 Па. Такие резервуары
сооружают объемом от 10 до 120000 м3.
Корпуса и днища резервуаров изготовляют из стальных листов
размером 1,5 х 6 м, толщиной 4-25 мм. Для покрытий резервуаров
 применяют стальные листы толщиной 2,5-3 мм, размером 1,25 х 2,5 м.
При изготовлении корпуса резервуара листы располагают длинной
стороной горизонтально. Один ряд сваренных листов по окружности
резервуара называется поясом. Пояса резервуара по отношению друг к
другу можно располагать ступенчато, телескопически и встык.
Доставленный в виде рулонных заготовок резервуар монтируют на
I специально подготовленный фундамент, который состоит из подсып-
ки, насыпаемой из местных грунтов, не содержащих растительных
остатков, и песчаной подушки толщиной 15-20 см. Для предотвраще-
ния коррозии днища его укладывают на изолирующий слой, предс-
тавляющий собой смесь песка с битумом. Насыпные основания имеют
вокруг резервуара бровку шириной 0,7 м. Откос основания выполняют
|с уклоном 1:1,5.
Резервуары с плавающей крышей и понтоном используют для
I нефтей и легкоиспаряющихся нефтепродуктов. Корпуса этих резервуа-
ров представляют обычную цилиндрическую оболочку атмосферных
I резервуаров.
На нефтебазах и нефтепродуктоперекачивающих станциях широко
распространены резервуары с понтоном, который представляет собой
225
1 — корпус;^ — покрытие:^ - -nq идя стойк4; 4 — лестница;5. — длине
диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понто-
ном и стенкой резервуара оставляют зазор шириной 100-300 мм во
избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки.
Зазор перекрывают уплотняющим герметизирующим затвором, кото-
рый крепят к периферийному кольцу жесткости. От герметизирующих
свойств зазора зависит эффективность понтона в сокращении естест-
венной убыли нефти и нефтепродуктов от испарения. В крайнем
нижнем положении на высоте 1,8 м от днища резервуара металличес-
кий понтон опирается на стойки, расположенные по окружности.
По применяемым материалам различают металлические пен тоны и
из синтетических или пластмассовых материалов.
226
Понтоны сооружают в резервуарах со стационарной кровлей,
I которая предотвращает попадание атмосферных осадков на поверх-
I ность понтонов, что и позволяет применять облегченные конструкции
понтонов из пластмасс и синтетических материалов.
Для хранения нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктов на
I перекачивающих станциях магистральных нефтепроводов и сырьевых
I и товарных парках нефтеперерабатывающих заводов в последнее
I время все шире применяют резервуары с плавающей крышей. Эти
резервуары не имеют стационарного покрытия, роль крыши у них
I выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности
жидкости. Для создания плавучести по контуру диска крыша снабже-
на кольцевым понтоном, разделенным переборками на герметичные
отсеки (короба). Зазор между крышей и стенкой резервуара перекры-
I вают как и в резервуаре с понтоном специальным затвором, который
выполняют жестким для достижения большей плотности. Чтобы
К плавающая крыша не вращалась в горизонтальной плоскости вокруг
I вертикальной оси, в резервуаре обычно устанавливают вертикальные
I направляющие из труб, которые одновременно используют для разме-
щения устройства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепро-
I дукта. В короба, через которые проходят направляющие устройства,
I вваривают патрубки. Для возможности смещения плавающей крыши
между патрубками и трубами сохраняют зазор, который герметизи-
руют специальными уплотнениями.
Для осмотра и очистки плавающей крыши предусмотрена спе-
циальная катучая лестница. Одним концом она опирается через
шарнир на верхнюю площадку резервуара, а второй конец при верти-
кальном перемещении крыши движется горизонтально по рельсам,
уложенным на настиле плавающей крыши. Предельное нижнее поло-
I жение крыши фиксируют специальными опорными стойками. Дожде-
I вая вода, попадающая на плавающую крышу, стекает к центру послед-
I ней и через водоприемник и отводящую шарнирную трубу выводится
I через дренирующий патрубок (в нижнем поясе корпуса резервуара)
наружу в канализационную сеть парка.
Для обеспечения нормальной работы при заполнении и опорож-
нении резервуара с плавающей крышей, находящийся в крайнем
положении, ее оборудуют дыхательными клапанами. Замерный люк,
I люки-лазы, дыхательные клапаны, водоприемник дренажной системы,
направляющие катучей лестницы, устройства для заземления, патруб-
I ки для крепления опорных стоек, как правило, монтируют непосредст-
I венно на настиле плавающей крыши.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с пространст-
венными днищами широко применяют на нефтебазах как отстойники.
| Их устанавливают на высоких кольцевых фундаментах. Такая конст-
рукция создает большие преимущества в эксплуатации. Они имеют
меньшую массу.	227
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары высокого
давления предназначены как и резервуары с понтоном и плавающей
крышей для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщен-
ных паров. Эти резервуары состоят из цилиндрического корпуса,
сферической кровли и плоского днища. Во избежание возможного
поднятия периферийной части днища под действием избыточного
давления при небольшом заполнении нижний пояс корпуса закреп-
ляют в грунте анкерными болтами и железобетонными плитами. Эти
резервуары разработаны объемом 400, 700, '000 и 2000 м на избыточ-
ное давление до 0,025 МПа и объемом 5000 мэ на избыточное давление
до 0,1’2 МПа. К настоящему времени сооружено около 200 резервуаров
на нефтебазах объемом 70( и 1 000 м3 на внутреннее избыточное давле-
ние 0,018 МПа.
Каплевидные резервуары различных типов также предназначены
для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных
паров под избыточным давлением. Такие резервуары разработаны
объемом 2000, 3000, 5000 и 10000 мэ на избыточное давление до
0,07 МПа. Резервуарам придана форма капли (рис. 14.2), что позволяет
максимально использовать технические возможности материала
оболочки и обеспечивает минимальный расход стали на их изготовле-
ние. Однако сложность изготовления таких резервуаров и сокращение
естественной убыли от испарения в основном только при хранении
огранииили их использование.
С 1948 г. до настоящего времени в нашей стране сооружено менее
10 каплевидных резервуаров.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в
отличие от вертикальных изготавливают, как прас ило, на заводах и
Рис. 14.2. Каплевидный резервуар объемом 2000 м :
1 — опорное устройство,2 — корпус резервуара;.? — лестница
228
поставляют на место установки в готовом виде (это их преимущество,.
Они широко распространены на нефтебазах и автозаправочных стан-
циях для хранения различных нефтепродуктов в малых количествах.
По сравнению с вертикальными они более металлоемки, но и хранить
нефтепродукты в них можно под высоким избыточным давлением (до
0,07 МПа) и вакуумом (до 0,0п1 МПа). Изготовляют их объемом 3-
100 м3. Габариты их принимают с учетом возможности транспортиров-
ки в готовом виде железнодорожным транспортом. Горизонтальные
резервуары устанавливают под землей на глубину не более 1,2 м от
поверхности площадки. При необходимости самотечного отпуска
нефтепродукта или когда затруднена подземная установка из-за
высокого стояния грунтовых вод, их монтируют на опорах и фунда-
ментах. При высоких фундаментах для удобства обслуживания уста-
навливают обслуживающие площадки с лестницами. Таким образом,
их преимуществом являются также высокие избыточные давления и
возможность подземной установки.
Железобетонные резервуары ^типа ЖБР) используют для хранения
мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. По геометрической
форме железобетонные резервуары разделяют на цилиндрические и
прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распростране-
ние получили цилиндрические резервуары, удобные в эусплуатации и
имеющие конструктивные преимущества: в них больше высота, мень-
ше площадь поверхности при одинаковом объеме с прямоугольными,
меньше расход металла, они лучше работают на температурные воз-
действия.
Наиболее экономичны резервуары цилиндрические, но прямо-
угольные более просты в изготовлении.
Железобетонные резервуары, как правило, изготовляют сборными
(рис. 14.3): стенки из предварительно напряженных железобетонных
панелей, швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном.
На стенку цилиндрического резервуара навивают кольцевую арматуру
при помощи арматурно-навивочной машины. Перекрытие резервуаров
выполняют из сборных железобетонных предварительно напряженных
ребристых плит, опирающихся на кольцевые балки (при цилиндричес-
ком резервуаре) или по контуру и безбалочными (при прямоугольном
резервуаре). Днище может быть монолитным бетонным толщиной
5и см, связь днища с железобетонными стенками достигается заклад-
кой стержней-коротышей. Чаще днище изготовляют железобетонным с
утолщением под стенками и колоннами.
При хранении в железобетонных резервуарах масел и светлых
нефтепродуктов внутреннюю поверхность стен и днища следует
офактуривать тонким стальным листом или синтетическими пленками
из-за фильтрации светлых нефтепродуктов через бетон и разрушающе-
го действия масел на бетон.
229
A-A
Pi r 14 3- Цилиндрическим железобетонные per .рву ip:
J — колонны;2 - смотровой люк.З — отверстия для вытяжной труиы,4 — сливной люк
Цилиндрические резервуары сооружают объемом 100-30000 мэ (в
отдельных случаях до 100000 мэ).Они рассчитаны на избыточное давле-
ние около 0,002 МПа и вакуум около 0,001 МПа.
При выборе резервуаров целесообразно учитывать, что с увеличе-
нием их объемов уменьшается удельный расход материалов, т.е
удешевляется строительство.
§ 69. Оборудование резервуаров
Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивает-
ся специальным оборудованием, монтируемым на них (рис. 14.4,
рис. 14.5), и поддержанием этого оборудования в рабочем состоянии.
230
Гис. 14.4. Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов;
1 — люк световой; 2 — предохранитель огневой; 3 — клапан дыхательный; 4 — люк замер-
ный^ - прибор для замера уровня; 6 - люк лаз; 7 — кран сифонный; 8 - хлопушка; 9 —
приемо-раздаточный патрубок, 10 - перепускное устройство; 11 — управление хлопушкой;
12 — клапан предохранительный
231
/
Риг. 14.5. Оборудование резервуар□ для темных нефтепродуктов:
1 — вептиллципнный патрубок; 2 — подъемная труба
Для периодического осмотра оборудования б соответствии с
Правилами технической эксплуатации резервуаров, отбора проб и
контроля уровня нефтепродукта резервуары имеют лестницу. Лестни-
цы сооружают прислонными, спиральными (вверх по стенке резервуа
ра) и шахтными. Лестницы должны иметь перила высотой не менее 1 м
шириной не менее 0,7 м, шаг ступеней не более 0,25 м, наклон к гори
зонту марша не более 60’.
У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагают
замерную плошадку, снабженную перилами высотой 1 м в обе стороны
от лестницы не менее чем на 1,5 м. На этой площадке устанавливают
замерный люк, замерные приспособления и дыхательные клапаны.
232
Приемо-раздаточные патрубки предназначены для присоединения
। к ним приемных и раздаточных трубопроводов снаружи резервуара и
хлопушки или шарнирной подъемной трубы изнутри. Их устанавли-
вают на нижнем поясе в количестве от одного до четырех (при боль-
шом расходе закачки и выкачки продукта 3000 м3/ч и более). Диамет-
ры приемо-раздаточных патрубков составляют от 150 до 700 мм.
Замерный люк служит для ручного замера в резервуаре уровней
нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при
^омощи ручного пробоотборника. Крышку замерного люка закрывают
герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для
обозначения постоянного места замера внутри люка расположена
направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную
ленту с лотом. Колодку обычно изготовляют из меди или алюминия,
чтобы предотвратить искрообразование. Оснащение резервуаров
дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборниками типа
ПОР вытеснило ручной замер и отбор прЪб, отпала необходимость
операторам часто взбираться на резервуар, но земерный люк при этом
остался как запасной вариант.
Люк-лаз устанавливают на нижнем поясе резервуара. Он предназ-
начен для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при
его ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при
[проведении этих работ. Резервуары с понтоном и плавающей крышей
снабжают дополнительным люком-лазом на уровне третьего пояса
резервуара. Он служит для осмотра и ремонта понтона и плавающей
[крыши в предельном нижнем положении их на стойках.
Световой люк вертикальных резервуаров устанавливают на крыше
резервуара над приемо-раздаточными патрубками. При открытой
крышке люка через него проникает внутрь резервуара свет и прово-
дится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку
прикрепляют запасной трое управления хлопушкой на случай обрыва
рабочего троса.
Хлопушка предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуара
при повреждениях приемо-раздаточных трубопроводов и их задвижек.
При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления
приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка
хлопушки под действием силы тяжести опускается на свое место,
закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счет гидро-
статическою давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепро-
дукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно
при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него
«росом. При дистанционном управлении перекачкой нефтепродуктов
на резервуарах устанавливают электроприводные механизмы для
Открывания хлопушки. Хлопушки большого диаметра при заполнении
открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба
233
нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить
открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для вырав
нивания давления до и после хлопушки.
Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри
резервуара с атмосферой. Он представляет собой литую коробку (чугун
ную или алюминиевую), в которой размещены два клапана (рис. 14.6).
Клапан 2 открывается при повышении давления до расчетного внутри
резервуара и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу,
клапан 1 открывается при разряжении и дает возможность воздух}
войти в резервуар.
На нефтебазах, АЗС и перекачивающих станциях применяют
клапаны типов ДК и КД пропускной способностью до 600 мэ/ч, а также
клапаны типов СМДК и НДКМ. В клапане типа СМДК кассета огневого
предохранителя встроена в корпусе клапана. Он рассчитан на давле
ние 2 кПа и вакуум 0,25 кПа.
В настоящее время на вертикальных стальных и железобетонных
резервуарах большого объема устанавливают дыхательные клапаны
типа НДКМ, рассчитанные на повышенную пропускную способность и
исключающие возможность примерзания тарелок к седлам в осенне
зимний период эксплуатации.
Клапан типа НЦКМ (рис. 14.7) состоит из соединительного патрубка
1 с седлом 2, тарелки 3 с мембраной 4, зажатой между Фланцамя
нижнего 5 и верхнего 6 корпусов, верхней мембраны 8 с дисками 9 и
Fnc. 14.6 Дыхательный (мьзиимческии) хлапам:
1 — клапан вакуума; 2 — клапан давления; 3 — крышка; 4 — прокладка; 5 — сетка; € "
обойма сетки
234
9 JO fj
Рис. 14.7. Непримерэчюции мембранный дыхательный клапан типа НДКМ:
I — соединительный патрубок; 2 — седло; 3 — тарелки; 4 — мембрана; 5 — фланец нижнего
корпуса; 6 - фланец верхнего корпуса; 7 — боковой люк; 8 — мембрана; 9 — диски; 10 —
регулировочный груз; 11 - крышка; 12 - трубка; 13 — амортизирующая пружина; 14 —
цепочка; 15 — импульсная трубка; 16 — кольцевой огневой предохранитель
регулировочными грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в
которой имеются отверстия для сообщения камер под крышкой с
"Тмосферой при пимоши трубки 12. Лиски 9 и тарелки 3 соединены
цепочками 14. Межмембранная камера сообщается через импульсную
трубку 15 с газовым пространством резе'рвуа >а. В нижнем корпусе
размещен кольпевой огневой предохранитель i 5. Для удобства обслу-
живания клапан имеет боковой люк 7. Амортизирующая пружина 13
предназначена для устранения колебаний затвора. Мембрану изготов-
ляют из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость тарел-
ки к седлу обеспечивается покрытием соприкасающихся поверхностей
фторопластовой пленкой.
Клапан рассчитан на давление 2 кПа и вакуум 0.4 кПа (для железо-
бетонных резервуаров допускается вакуум 1 кПа).
Работа клапана происходит следующим образом. Если в резервуа-
ре образуется вакуум, то и в межмембранной камере будет вакуум.
Когда разность усилий, действующих с двух сторон на мембрану,
Превысит вес тарелки, она поднимется и в газовое пространство
резервуара поступает атмосферный воздух. Если в резервуаре со?
дается избыточное давление, превышающее расчетное, то оно пер<
дается в межмембранную камеру, преодолевает суммарный вс
тарелки 3, дисков 9 и грузов 10, при помощи цепочки 14 приподнимаем
тарелку. Паровоздушная смесь выходит в атмосферу.
Гидравлические предохранительные клапаны предназначены для
ограничения избыточного давления или вакуума в газовом прост-
ранстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а
также если сечение дыхательного клапана окажется недостаточных
для быстрого пропуска газа или воздуха- Клапан заливают низкози
мерзеющей и слабоиспаряюшейся маловязкой жидкостью - дизел>
ным топливом, соляровым маслом, водным раствором глицерин
этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравли
ческий затвор.
J 9
Рис. 14 8. Предохраните *ьяы£ (гядршимчоскнй) кланам типа КПП
1 — шпилька;? — трубка;3 — крышка;4 — огневой предохранитель;5 — экран; 6 - верх»1
корпус; 7 - чашка; 8 — корпус; а, б, в — полость
236
В комплексе с дыхательным клапаном типа НДКМ устанавливают
предохрани «ельные гидравлические клапаны типа КПГ, работа кото-
рых основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора
(рис 14.8). Клапан состоит из корпуса 8 с соединительными фланцами,
дешки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, экрана 5,
Предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, верхнего
корпуса 6 с патрубком для создания столба жидкости гидравлического
мтвора, огневого предохранителя 4, крышки 3 для зашиты от атмос-
ферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан
амеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внут-
реннюю часть- Горизонтальное положение клапана выверяют по
ееркалу жидкости в чаше с помощью шпилек 1. Работа клапана осу-
ществляется следующим образом. При повышении давления в резер-
туаре и в полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при
достижении предельно допустимого значения давления жидкость
выбрасывается на экран, отражаясь от которого, скапливается в коль-
цевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из
патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки
<орпуса, по которым стекает в кольцевую полость в Площадь коль-
девого зазора между патрубком и перегородкой не превышает двух
площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости нз этого зазора на
фишку чашки и затем на стенки корпуса клапана. Выброшенная
смдкость сливается через сливные штуцеры и используется для
ювторной заливки.
I Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и
дехательным предохранительным клапаном. Они предотвращают
проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуа-
ра Огневой предохранитель состоит из питого корпуса с фланцами,
Нутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фоль-
•л), образующая каналы малого диаметра.
I Принцип действия огневого предохранителя заключается в том,
то пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на
лдельные потоки Поверхность соприкосновения пламени с предох
««ителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов и
Иамя гаснет.
I Для спуска из резервуара подтоварной воды применяют вода-
чускной (сифонный) кран (рис. 14.9), представляющий собой трубу,
'|рпущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специаль-
ной рукоятки 5 сифонный край можно устанавливать в рабочее поло-
гие - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и
велением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопив-
шаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в
^рабочее положение трубу поворачивают горизонтально или верти-
ально вверх. Вода из трубы удаляется выпуском ее до появления
237
Рис. 14.J Гифов ми  р*ж
I - ш_..лым чехол, - гальвик >вое уплотнение; 3 — патрубок; 4 — гзшитная диафрагм.
5 — поворотная рукоятка; 4 — проб* ’выи кран
нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонньы
кран защищен специальным кожухом.
Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помопп
пены, которая изолирует поверхносп нефтепродукта от кислорода
воздуха. При применении химической пены (на старых резервуара
она вводится в резервуар через пенос.швные камеры, монтируемые в
верхнем поясе резервуара по нормам Н-712-54. Резервуары, для туш<
ния пожаров в которых применяют воздушно-механическую пен
оборудуют стационарной установкой генераторов высокократной пени
типа ГВПС (рис. 14.10).
При хранении нефтепродуктов классов Ш и IV на отпускных
трубе проводах внутри резерву ара вместо хлопуь ки устанавливаю’
подъемные трубы, позволяющие забирать нефтепродукт из верхи, •
слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, так ка’-
грязь и вода, оседая под действием силы тяжести, стираются в нил
них слоях. Подъемные трубы поворачиваются на шарнирах. Бел*
поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предо?
раш шлея утечки из резервуара при повреждении отпускных rpyf-T
проводов или их задержек.
В верхней точке кровли резервуаров, предназначенных д;
хранения высоковязких нефтепродуктов и масел, устанавлива, '
вентиляционный патрубок для сообщения газового пространст
пезервуара с атмосфе~пй. Сечение патрубка затянуто сеткой с разк
238
 14 11. Установка ГВПС20М жа ретиуяудра;
пенсгемсратэр; 2 - стенки резервуара; 3 - фланец специальный с воротником, 4 - люк
1i осмотра; 5 - пенокамера; б - площадка с ограждением для обслуживания; 7 - встав
б - трубопровод подачи раствора пенообразователя
ром ячейки 0,5-0,7 мм. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком.
Диаметр вентиляционного патрубка 150-250 мм.
Кроме перечисленного оборудования резервуары оснащают конт-
рольно-измерительными приборами и средствами автоматики для
замера и учета нефти и нефтепродуктов.
§ 70. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
При заданном объеме V резервуар может быть выполнен в не-
скольких вариантах - различной высоты Н и соответствующего ег
радиуса/?. Из всех возможных вариантов необходимо найти такой,
который был бы наиболее экономичным, т.е. ему соответствовало бы
наилучшее сочетание капитальных и эксплуатационных затрат. Затра
ты на резервуар зависят от ряда факторов: расход материала, стой
мость строительных и монтажных работ, естественная убыль нефтепро
дуктов от испарения, занимаемая площадь, теплопотери при хранешп
подогреваемых нефтепродуктов и т.п. Для определения технико-эко-
номически обоснованных оптимальных размеров резервуаров с
учетом всех перечисленных факторов необходимо минимизировать
уравнение приведенных расходов при ограничениях на объем резер-
вуара, прочность элементов его конструкции и т.д.
Определение оптимальных размеров с учетом всех факторов
весьма сложно, но решения получены с помощью ЭВМ. Сравнительна
просто эта задача решается, если учесть только основной фактор -
затраты металла на резервуар. Впервые в такой постановке задачу
решил академик В.Г. Шухов.
Резервуары с постоянной толщиной стенки. Толщина боковых
стенок резервуара ограничивается определенным минимальным
значением б0 из условия устойчивости, т.е. недопущения самопроиз-
вольного смятия стенок резервуара без нефтепродукта. Для применяе-
мых в резервуаростроении сталей эта минимальная толщина равна
4 мм. Если размеры резервуара таковы, что в заполненном состоянии
напряжения у нижней кромки корпуса резервуара не превышают
допустимых для листов металла с минимальной толщиной б0, то такие
резервуары сооружают с постоянной толщиной стенки.
В объем метал па Ум, необходимого для строительства резервуар а
входят:
объем металла днища и кровли
Уд.к - л№(йд + 6К) = ЛЯП,	(14.1)
где X = бд + бк; бд, бк - соответственно толщина листов днища 11
кровли;
объем металла боковых стенок (корпуса) резервуара (рис. 14.11, с'
= 2лЛЯб0.	(14 2)
240
Рис. 14.11. Реэервужр с постоянной (в) и пе-
ременной (б) толщин зч стенок корпуса
Тогда объем металла
Ум - 2лЯ2Л + 2лЯЯб0.
Так как радиус
R-y/V/nH,
тс
I VM-Vv*2«0l/nVW.
п
(14.3)
(14.4)
(14.5)
Высоту резервуара заданного объема V, имеющего минимальный
dK,
об ьем металла, находят из условия---» 0:
j	dH
- V — +бп
ш °
(14.6)
(14.7)
^-0.
н
После преобразований
У“60/лИ?.
Л у
Сопоставляя выражения (14.7) и (14.5), нетрудно заметить, что
сражение в левой части равенства (14.7) - это объем металла днища и
ровли, а в правой - половина объема металла боковых стенок
к зервуара. Следовательно, резервуар с постоянной толщиной стенки
1меет наименьший об >ем (или массу) металла, когда объем металла
шища и кровли в дга эаза меньше объема металла стенок.
241
Из уравнения (14.7) находят оптимальную высоту резервуара
(14.8)
а из выражения (14.4) - оптимальный радиус резервуара
/
/?-3
J пЛ.
(14.9)
Подставив в уравнение (14.3) значения Н и R из выражений (14.8) и
(14.9), получим объем металла в резервуаре с оптимальными парамет-
рами
Ум = Зэ5АтЛб20Уа.	(14.10)
Максимальный объем оптимального по металловложениям резер
By ара с постоянной (минимальной) толщиной стенки б0 определяют из
условия достижения максимально .допустимых напряжений у нижней
кромки корпуса резервуара.
Условие прочности для вертикальных тонкостенных цилиндричес-
ких сосудов (резервуаров) на основании уравнения Лапласа
•	(14.11)
°	[о] а
где а 	; р - плотность продукта; [о] - расчетное напряжение ма-
Pg
териала стенок; g - ускорение свободного падения.
Подставив в уравнение (14.11) значения Н и R из выражений (14.8)
и (14.9), после несложных преобразований получим
VraKC0M,-n«2o® /f-
Резервуары с переменной толщиной стенок. Если объем резер-
вуара больше определяемого формулой (14.12), то его целесообразно
выполнять из поясов с разными толщинами стенок (рис. 14.11, б). При
этом верхние пояса общей высоты Нх выполняют постоянной толщины
в0> а толщина нижних поясов возрастает по мере увеличения нагрузки
(глубины погружения пояса под уровень жидкости). Теоретическая
эпюра толщины стенок представляет прямоугольный треугольник. Это
работающая часть металла. Кроме того, в каждом поясе (высота /?п
которых принимается одинаковой) имеется неработающая (незаштри-
хованная на рисунке) часть металла.
242
Весь обьем металла VM резервуара с переменной толщиной стенки
складывается из следующих объемов:
объем металла днища и кровли, как и для резерву аров с постоян-
ной толщиной стенки
(14.13)
объем работающего металла, воспринимающего нагрузку от гид-
ростатического давления продукта в резервуаре
| Jp»2nR~,	(14.14)
так как б «HR/а, то
I Vp«nR2H-^« V^-\	(14.15)
объем неработающего металла в верхних поясах с толщиной б0
И.
Кр1-2лй-^-.	(14.16)
И < уравнения (14.11)
I	(14.17)
Е 1едовательно,
I Унр1-^2о«;	(14.18)
объем неработающего металла в остальных поясах резервуара
(с)мма объемов тел вращения с треугольным поперечным сечением
cmk, см. рис. 14.11, б)
I V«p3-n2nR-!y-,	(14.19)
где n а (Н - Hx)/hn ~ число поясов с переменной толщиной стенки; е -
газность толщин листов двух смежных поясов, е  const.
Из подобия треугольников (см. рис. 14.11, б) adf и стк
е бп
— Л I
в н ’
1куда
. Лп hr hn	Rftn
е О — ------------
Я	а И	а
(14.20)
243
Подставив в уравнение (14.19) значения n, и е из выражений
(14.17) и (14.20), получим
би	1
(14.21)
Учитывая, что nRsH • V, после несложных преобразований имеем
V Vhn А к / *v
^нр2 “	~ °о^п /
F а	V Н .
Тогда полный объем металла резервуара
vu - V| * V И- ♦ л6»« ♦ V^- ~ t^J
(14.22)
(14.23)
Оптима ъная по затратам металла высота резервуара определяется
и? условия
dVu
dH
0;
v—+ у—+- —
И1 а 2Н
(14.24)
Это уравнение можно решить относительно Н методом последо-
вательных приближений. В явном виде оно решается, если пренеб-
речь последним членом в уравнении (14.23), который для резервуаров
большого объема мал по сравнению с другими членами. Тогда
Л
И3
V
а
или
V— - V—
Н а
(14.25/
В левой части уравнения (14.25) - объем металла днища и кровли,
а в правой - объем работающего металла корпуса резервуара.
Следовательно, резервуар с переменной толщиной стенок имеет
наименьший объем (массу) металла, когда объем металла днища и
кровли равен объему работающего металла корпуса.
Из выражения (14.25) получаем оптимальное значение высоть
резервуара
Я-Да.
(14.26)
244
Таблица 14.1
Нзмеяеяме высоты резервуаров
Номинальный объем резервуара. мэ	Высота цилиндрической части по типовому проекту, м	
	старому	новому
1000	8.94	11,92
5000	11.94	14,9
10000	11г94	17,92
20000	11,94	17,92
Последнее уравнение позволяет сделать два важных вывода:
высота резервуара с переменной толщиной стенки не зависит от
объема резервуара; она определяется только конструктивными (не-
расчетными) элементами резервуара (толщиной днища и покрытия),
качеством материала (его прочность) и свойствами продукта (его
плотностью).
Методику определения оптимальных параметров, разработанную
В.Г. Шуховым, применяют без существенных изменений до настояще-
го времени при проектировании резервуаров с постоянной толщиной
стенки и переменной толщиной стенки до определенного объема.
При проектировании резервуаров большого объема учитывают все
факторы, перечисленные в начале параграфа, и технико-экономически
обоснованная высота резервуара получается больше высоты, рассчи-
танной из условия минимума расхода металла.
Из-за этого (в типовых проектах с 1966 г.) были увеличены высоты
вертикальных цилиндрических резервуаров объемом 1000. 5000,
10000 м3 и выше (табл. 14.1).
§71. Подземные хранилища для нефти
и нефтепродуктов в горных выработках
Подземные хранилища предназначены главным образом для
хранения больших запасов нефти и нефтепродуктов. В зависимости от
схемы устройства и способа сооружения различают следующие основ-
ные типы подземных хранилищ: ледогрунтовые, шахтные, хранилища,
создаваемые способом камуфлетного взрыва, и хранилища, сооружае-
мые в толще каменной соли способом выщелачивания.
Наибольшее распространение в нашей стране для хранения нефте-
продуктов получили хранилища в отложениях каменной соли. Отло-
жения каменной соли благоприятны для создания в них подземных
емкостей вследствие ее малой проницаемости и плотности из-за
текучести ее при продолжительном действии давления. Образование
245
Рассол
Рис. 14.12. Подземная емкость в пласте камегаой
соли, размываемая циркуляционным методом:
I — пласт каменной соли; 2 — колонна труб рас-
солоподъемная (рабочая); 3 — колонна труб для
подачи води; 4 - оголовок скважины, 5 — це-
мент затрубного пространства; 6 — колонна об-
садных труб; 7 нерастворитель; 8 — камера раз-
мываемая; 9 — контур емкости проектный
подземных хранилищ в отложениях каменной соли осуществляю,
двумя способами - циркуляционным и струйным.
Циркуляционное выщелачивание заключается в поэтапном раство
рении соли водой, нагнетаемой через скьажину с одновременным
выдавливанием образующегося при этом рассола на земную поверх-
ность. Для управления формообразованием емкости при выщелачи
вании солей в пласт вводят нерастворитель, - как правило, это нефте-
продукт, для которого предназначено хранилище (рис. 14.12).
Струйный способ заключается в одновременном размыве соли по
всей емкости струями воды, разбрызгиваемыми специальным ороси
телсм. Рассол откачивают из размываемой камеры погружным насосом
или выдавливаю г сжатым воздухом.
При необходимости из одной скважины можно размыть несколько
емкостей галерейного типа.
При эксплуатации емкостей в соляном пласте нефтепродукт
отбирают, выдавливая рассолом, последний подают по колонне под
нефтепродукт из специального рассолохранилища, а при заполнении
емкости рассол замещают нефтепродуктом.
Шахтное хранилище представляет собой отдельные тоннели или
246
систему взаимосвязанных горизонтальных выработок высотой 4-12м
и шириной 4-11 м, расположенных на расстоянии 3-5 кратной ширины
емкости друг от друга и имеющих уклон 0,002 в направлении к месту
установки откачивающего насоса.
Их сооружают при помощи вертикальных или наклонных скважин,
с последующими горизонтальными выработками — штольнями для
вскрытия пласта, в котором намечено создать хранилище.
Весьма эффективно использовать заброшенные горные шахты под
хранилище для нефтепродуктов.
Хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва (взрыв-
ные хранилища), представляют собой скважину, оборудованную
обсадной колонной, заканчивающуюся в полости сфероидальной
формы с уплотненными стенками. Для создания \зких емкостей
наиболее благоприятны пласты суглинков и глин.
Нефтепродукт в шахтные и взрывные хранилища можно подавать
самотеком или при помощи насоса. Выкачивание проводят погружны-
ми насосами.	*
Минимальную глубину залегания подземных емкостей опреде-
ляют, исходя из геологических условий, физических свойств нефти и
нефтепродуктов, давления насыщенных паров.
Контро. гьные вопросы
1.	Назначение, типы и конструкции резервуаров.
2.	Назначение понтонов и плавающих крыш резервуаров.
3.	Каплевидные резервуары.
4.	Железобетонные резервуары.
5.	Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов.
6.	Оборудование резервуаров для темных нефтепродуктов.
7.	Из какого условия определяются размеры вертикальных цилиндрических
металлических резервуаров.
8.	Способы сооружения подземных хранилищ в отложениях каменной соли.
Глава 15. ПОТЕРИ НЕФТИ И НЕФТЕЛРОЛУКТОВ
§ 72. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и
полученных нефтепродуктов к потребителю, а также хранение нефти и
нефтепродуктов связаны с потерями их. Потери нефти и нефтепродук*
тов наносят большой ущерб экономике страны, приводят к затратам
овеществленного труда, к снижению эффективности производства,
это потери ценнейших энергоносителей. Кроме того, потери нефти и
нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву,
грунтовые воды и водоемы, а при испарении - атмосферу.
247
Поэтому борьба с потерями - чрезвычайно важная и актуальная
задача. Для борьбы с потерями необходимо знать причины их вызы-
вающие.
Потери происходят при авариях, от утечек, испарения, загрязне-
ния и смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.
Аварии и утечки приводят к потери количества нефти и нефте-
продуктов, смешение и загрязнение - к потери качества, а испаре-
ние - к уменьшению количества и ухудшению качества.
Аварии происходят из-за несоблюдения правил обращения с
нефтью и нефтепродуктами как взрыво- и огнеопасными веществами,
нарушения правил технической эксплуатации сооружений и техноло-
гического оборудования, неисправности контрольно-измерительного
оборудования, стихийных бедствии и недостаточно внимательного
отношения к своим обязанностям обслуживающего персонала, до-
пускающего переливы резервуаров и транспортных емкостей. Кроме
того, аварии возникают при несоблюдении строительных норм и
правил при проектировании, сооружении и ремонте средств транс-
порта и хранения, при заводских дефектах труб, резервуаров и тран-
спортных емкостей и износе их в процессе эксплуатации. Потери от
утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов,
задвижек, при случайном разливе и т.п. Потери от утечек предотвра-
щают своевременным проведением профилактических ремонтов и
специальных организационно-технических мероприятии, разрабаты-
ваемых в каждом от цельном случае.
Загрязняются нефтепродукты при попадании механических
примесей и воды из атмосферы, попадании продуктов коррозии, обра-
зовании нерастворимых веществ в результате химических и биологи-
ческих процессов в нефтепродуктах, при хранении и перевозках в
незачищенных транспортных емкостях, перекачках по незачищенным
трубопроводам.
Продукты коррозии являются катализаторами и поэтому ускоряют
процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осад-
ков в нефтепродуктах. Для предотвращения ухудшения качества
нефтепродуктов кроме проведения организационно-технических
мероприятий должны соблюдаться регламентированные сроки их
хранения.
Потери от смешения происходят при последовательной перекач-
ке нефтепродуктов и при случайном смешении их в резервуарах.
Мероприятия по сокращению объема смеси при последовательной
перекачке описаны в гл. 6. Случайное смешение нефтепродуктов в
резервуарах можно предотвратить четкой организацией эксплуатации
резервуарного парка.
Если не использовать специальные технические средства для
уменьшения естественной убыли нефти и лекоиспаряющихся нефте-
218
продуктов, потери от испарения их в системе транспорта и хранения
могут достичь 75 % от псех видов потерь.
Потери от испарения. В резервуаре, нефтеналивном судне, желез-
нодорожной и автомобильной цистерне, а также в топливном баке
автомобиля, содержащих некоторое количество нефти или нефтепро
дукта, пространстве над жидкостью - газовое пространство - запол-
нено паровоздушной смесью. Количество нефтепродукта в этой паро-
воздушной смеси
(15.1)
М-српУ,
где с - объемная1 концентрация паров нефтепродукта в паровоздуш-
ной смеси; рп - плотность паров нефтепродукта; V - объем газового
пространства.
Всякое вытеснение паровоздушной смеси из газового пространства
емкости2 в атмосферу сопровождается Потерями нефтепродукта,
испарившеюся в газовое пространство, - это и есть потери от испа-
рения. Иногда их называют естественной убылью нефти и нефтепро-
дуктов от испарения. Естественная убыль от испарения обусловлена
физико-химическими свойствами нефти и нефтепродуктов, их склон-
ностью улетучиваться с открытой поверхности. В наибольшей степени
это относится к бензинам и нефтям, в меньшей степени - к реактив-
ным топливам, еще в меньшей - к тракторному и осветительному
керосинам и дизельному топливу. Масла, мазуты, печное топливо и
смазки практически не испаряются.
Поскольку из бензинов улетучиваются наиболее легкие углево-
дороды, понижаются октановое число бензинов и давление насыщен-
ных паров, повышаются плотность, температуры начала кипения и
выкипания различных фракций, что ухудшает пусковые качества
бензинов, увеличивает расход горючего и износ двигателя.
Предельно допустимые значения характеристик качества для
товарных нефтепродуктов регламентируются стандартами, а контро-
лируются по паспорту качества. Паспорт качества первоначально
составляют по результатам испытания нефтепродуктов в лаборатории
нефтеперерабатывающего завода, а далее по пути * следования - в
лабораториях перекачивающих станций и перевалочных нефтебаз.
В частности в паспорт качества бензинов наряду с другими харак-
геристиками включают плотность, октановое число, давление насы-
ценных ларов и фракционный состав.
’В пределах применимости закона Авогадро объемная концентр идя р^внз мольной.
Механизм потерь от испарения одинаков для резервуара, в котором хранится
нефтепродукт, и транспортной емкезти, в которой нефтепродукт перевозится, поэтому
испильсуют более общий терчиъ емкость.
249
Из за потерь легких фракций в пути испаряемость нефтепродуктов
уменьшается с удалением от НПЗ, а нефти - с удалением от промысла
Очевидно удельные потери данного легкоиспарягощегося нефте
продукта при одних и тех же технологических операциях и одинако
вом оборудовании будут больше в начале и меньше в конце пути.
Рассмотрим причины потерь нефти и нефтепродуктов от испаре
ния.
1.	Потери от ’’большого дыхания” происходят вследствие вытес-
нения паровоздушной смеси из газового пространства емкостей
наливаемым нефтепродуктом (нефтью). Нефтепродукт, поступая в
герметизированную емкость, сжимает паровоздушную смесь до дав
ления, на которое установлена дыхательная арматура. Как только
давление достикает расчетного давления дыхательного клапана
клапан открывается и из емкости начинает вытесняться паровоздуш-
ная смесь, содержащая пары нефтепродукта, начинается ’’большо-
дыхание” (’’выдох”). Чем больше давление, на которое огрегулиро
ван дыхательный клапан, тем позднее начнется ’’большое дыхание”.
При выкачке нефтепродукта из емкости происходит обратное
явление. Как только разряжение в емкости станет равно вакууму, нг
который установлен дыхательный клапан, в газовое пространств'
начнет поступать атмосферный воздух - произойдет ’’вдох”.
2.	Потери от ’’обратного выдоха” происходят вследствие насыще
ния парами нефтепродукта поступившего при ’’вдохе” воздуха.
При насыщении воздуха растут концентрация (парциальное дав
ление) паров нефтепродукта в паровоздушной смеси и общее давле
ние в газовом пространстве. При достижении расчетного давления
дыхательный клапан открывается, поэтому по окончании ’’вдоха’
спустя некоторое время из емкости может произойти ’’обратные
выдох” - вытеснение насыщающейся паровоздушной смеси.
3.	Потери от ’’малых дыханий” происходят в результате следую
щих причин:
а)	из-за повышения темпера гуры газового пространства и нефте
продукта в дневное время. В дневное время газовое пространстве
емкости и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет действия
солнечной радиации на кровлю и стенки емкости. Паровоздушная
смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаря-
ются наиболее легкие углеводороды, концентрации паров нефтепро
дукта в газовом пространстве повышается, общее давление растет
Когда избыточное давление в емкости достигнет расчетного давле
ния, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается, из
емкости вытесняется паровоздушная смесь - происходит ’’выдох”. F
ночное время из-за снижения температуры вследствие охлаждения
емкости через с тенки и кровлю часть паров конденсируется, паровоз*
душная смесь сжимается, в газовом пространстве образуется разряже-
250
ние, дыхательный клапан открывается и в емкость входит атмосфер-
ный воздух - происходит "вдох”. Это так называемые суточные
температурные ’’малые дыхания”;
б)	из-за колебания барометрического давления. При снижении
барометрического давления разность давлений в газовом простран-
стве емкости и атмосферного может превысить перепад давления, на
который установлен дыхательный клапан, он откроется и произой-
дет ’’выдох” (барометрические ’’малые дыхания”). При повышении
барометрического давления может произойти ’’вдох”.
4.	Потери от насыщения газового пространства происходят при
попадании нефтепродукта в емкость, не содержащую пары нефтепро-
дукта. Если в емкость, содержащую только воздух, залить небольшое
количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать
газовое пространство, концентрация (парциальное давление) его в
паровоздушной смеси будет расти, общее давление в газовом прост-
ранстве увеличится, по достижении расчетного давления дыхатель-
ный клапан откроется и часть паровоздушной смеси уйдет из резер-
вуара - произойдут потери от насыщения.
Вышеперечисленные виды потерь от испарения происходят при
операциях со стабильными нефтями и нефтепродуктами и использо-
вании герметизированных емкостей.
Резко могут возрасти потери от испарения при несоблюдении
Правил технической эксплуатации резервуаров и магистральных
нефтепроводов.
Так называемые потери от вентиляции газового пространства
фоисходят через открытые люки резервуаров, цистерн путем просто-
го выдувания нефтяных и бензиновых паров ветром.
Например, при наличии двух или нескольких отверстий в кровле
или в стенке резервуара в газовом пространстве, расположенных на
разных уровнях, вследствие разности плотности воздуха и паровоз-
душной смеси образуется газовый сифон (рис. 15.1).
Паровоздушная смесь начинает вытесняться через нижнее отверс-
тие. а воздух поступает в резервуар через верхнее. Объемный секунд-
ный расход паровоздушной смеси по формуле истечения
>ис. 15.1. Образование газового сифона
t де рр - коэффициент расхода при истечении через отверстие; / -
площадь отверстия; Др - разность давлений столба паровоздушной
смеси и воздуха высотой h,
Др = £Ьс(рп“ Рв);	(15.3)
РСм “ плотность паровоздушной смеси,
Рсм = сРп + (1 - с)рв,	(15.4
где с - средняя по высоте концентрация паров нефтепродукта в
газовом пространстве резервуара; рп - плотность паров нефтепродук
та (нефти); рв - плотность воздуха.
Используя формулы (15.2) - (15.4) для объемного секундной
расхода, имеем
Q ’РрА
2ghc (рп - р^)
сРп + (1 “с)Рв
(15.5)
Потери нефтепродукта от вентиляции газового пространства
через каждое отверстие начиная со второго за время т
М = срп5ь
(15.6)
При ориентировочных расчетах цр = П,58, плотность паров бензи-
нов рб = 2,6 кг/м3, нефтей рн зе 2,2 кг/м3, средняя концентрация паров
бензина в средней климатической зоне летом сл = 0,3, зимой с3 = 0,1.
При наличии только двух отверстий площадью примерно по
1 см2, расположенных по высоте на расстоянии 0,5 м, годовые потери
от вентиляции газового пространства составят примерно 1,5 т. Это
дополнительно к потерям от ’’больших и малых дыханий” и от ’’обрат-
ного выдоха”. Поэтому резервуары и транспорт ные емкости следуе'
тщательно герметизировать как того требуют Правила технической
эксплуатации.
В последние годы из-за повышения температурных уровней,
нефтепроводах и резервуарах и ухудшения условий подготовки нефти
на промыслах в систему транспорта и хранения иногда стали поступать
нестабильные нефти и бензины, температура которых близка или выш^
температуры начала кипения их по ГОСТ 2177- 82 (СТ СЭВ 758-77).
В таких условиях в нефти и легкоиспаряющихся нефтепродуктах
пары образуются не только па поверхности, но и в объеме жидкости,
т.е. они кипят в емкостях. Потери от испарения для таких нестабиль-
ных нефтей и нефтепродуктов в три-шесть раз превышают потери для
обычных стабильных нефтей и нефтепродуктов. Нельзя допускать
попадания нестабильных нефтей и нефтепродуктов в систему транс-
порта и хранения.
§ 73. Упрощенная теория потерь от испарения нефтепродуктов
из емкостей
Упрощенная теория потерь от испарения нефтепродуктов осно-
вана на исследованиях П.В. Валявского, В.И. Черникини и Н.Н. Кон-
стантинова, которые для получения простых расчетных соотношений
ввели следующие допущения:
емкость герметична;
паровоздушная смесь подчиняется законам идеальных газов;
концентрация паров нефтепродукта одинакова во всех точках
газового пространства в данный момент времени;
температура нефтепродукта в емкости значительно ниже темпе-
ратуры начала кипения его по ГОСТ 2177-82 (СТ СЭВ 758-77).
Пусть в начальный момент времени в газовом пространстве ем-
кости установились следующие параметры: объем Vx, абсолютная
температура Гх, абсолютное давление рх и объемная концентрация
паров испаряющегося нефтепродукта в паровоздушной смеси сх. В
конечный момент времени вес параметры соответственно стали рав-
ны V2, Т2, р2 и с2, причем изменения шли в сторону вытеснения
части паровоздушной смеси из газового пространства.
Массу воздуха М1г содержащегося d газовом пространстве емкости
до начала процесса вытеснения, можно определить по уравнению
состояния с использованием закона Дальтона и понятия парциального
объема
V, (1 - сх)рх =МХЯТХ =МХ — Гх,	(15.7)
Ив
где R, R - соответственно газовая постоянная воздуха и универсаль-
ная газовая постоянная; цв - молярная масса воздуха.
Из выражения (15.7)
*	(15-8)
/ J	к
Аналогично масса воздуха в газовом пространстве в конце про-
253
Масса воздуха, вытесненного в атмосферу за время процесса
через дыхательный клапан,
Pt	Ря мв
y.fl-cj —- V3(l-ca)—
* t	* а п
(15.9)
а
Вместе с воздухом в паровоздушной смеси из емкости уйдет и
некоторое количество паров нефтепродукта.
Масса паров нефтепродукта Мп, вытесненных с паровоздушной
смесью, определяется из соотношений
УВРЕ
Wn Уп₽п
(15.10)
и
Ув 1 —с
(15.П)
(15.12)
РЕ Ив
₽п ~ Мп ’
где VB, Уп “ объемы соответственно воздуха и паров нефтепродукта в
ушедшей из резервуара паровоздушной смеси; с - (сх + с2)/2 - сред-
няя объемная концентрация паров нефтепродукта в паровоздушной
смеси; Мп - молярная масса паров нефтепродукта.
Используя выражения (15.10) - (15.12), получаем
с Мп
Мп=Мв-----------.	(15.13)
1 -с Мв
Подставляя Мв из уравнения (15.9) в выражение (15.13), найдем
Мп
1Г*
(15.14)
При насыщенном в каждый момент газовом пространстве объем-
ные концентрации паров можно выразить чепез давления насыщен-
ных паров р41 ир;2:
^2 = р521ръ	(15.15)
а при ненасыщенном - через парциальные давления с.  рп /р
са-Рп2/Рз-
354
Непосредственно после ’’вдоха”
Pi ш Pai Рк.в	'' • Л 1
при ’’выдохе”
₽2вРа2 + Рк.в>	(15.17)
где pai, pd2 - абсолютное барометрическое давление соответственно в
начальный и конечный моменты времени; рк.д., рк.в - соответственно
избыточное давление и вакуум в емкости, при которых срабатывает
Вдыхательный клапан. Таким образом, заменяя в уравнении (15.14)
концентрации давлениями в соответствии с выражениями (15.15) -
(15.17), а также учитывая, что R„ = R/ gn и» принимая ps я 1/2 (рп +
+ Р«)» Р — 1/2 (Pi + р2), Получаем
(Pai ~ Рк.в ~ Psi) ~ (Раг + Рк.в ” Рзг) у
*1	*2 .
[ Ps
I (P-Ps)«n ’
(15.18)
где Rn - газовая постоянная паров нефтепродукта.
Потери от "большого дыхания”. В герметизированных резервуарах и
транспортных емкостях, рассчитанных на работу под избыточным
давлением, ’’большое дыхание” не начинается сразу в момент начала
закачки нефтепродукта. Вначале нефтепродукт, поступающий в
емкость, сжимает паровоздушную смесь. ’’Выдох” начинается только
тогда, когда давление в газовом пространстве достигает давления
срабатывания дыхательного клапана.
Объем газового пространства, при котором начнется ’’большое
дыхание”, можно найти из уравнения (15.18) приМп в О
I	(|5Л9)
Рая +рк.д “Psa Л
Если объем закачиваемого нефтепродукта Ун больше (Ух - V*), из
резервуара будут происходить потери от ’’большого дыхания”. Число
’’больших дыханий” в год равно коэффициенту оборачиваемости
Данной емкости.
Потери за одно ’’большое дыхание” можно определить из уравне-
ния (15.18), в котором следует принять У2« У, - Ун-
При объеме закачиваемого нефтепродукта Ун = У1 - У£ = Д У
255
j
потери от ’’большого дыхания” не происходят. ДУ- часть объема
газового пространства, которая может быть заполнена нефтепродук-
том без потерь от ’’большого дыхания”.
Если считать, что при ’’большом дыхании” изменяется только
объем газового пространства емкости, а остальные параметры остают-
ся неизменными (7\ = Т2 * Т, рЬ1 а рв2 = ра и psl a pJ2 a ps), то по-
лучим
* Рк.д+ Рк.в	.
Д У = Ух - У^ = Ух-------------.	(15.2i I)
Ра + Рк.д ”Ps
Масса паров нефтепродукта, вытесняемых из резервуара за одно
’’большое дыхание”,
Мб.д = (Ун“ ДЯРпС,	(15.211
где
Р4>
Рп*--.	(15.22)
ТРП
Таким образом,
Мб.д “ Ун “ h
Рк.д + Рк.в
Ра + Рк.д “ Ps
Ps
TRn *
(15.23)
Избыточное давление для резервуара, при котором потери от
’’большого дыхания” будут отсутствовать, можно получить, прирав-
няв нулю выражение (15.23).
Потери от "малых дыханий". ’’Малые дыхания” происходят при
неподвижном хранении нефтепродукта, т.е. при Ух а У2 а у.
Из уравнения (15.18) получим соотношение для расчета потерь от
одного ’’малого дыхания”
Ра» Рк.в “ Рщ Раз + Рк.д “ Рда \ Ps
Л	Та / (Ра ~Ps)Hn
(15.24)
Из уравнения (15.24) можно получить выражение для давления
срабатывания клапана, при котором потери от ’’малого дыхания’
отсутствуют (Л/М.д = 0)
Г2
Рк.д (Pai “ Рк,ь “ Рщ )~ (Ра2 — Рпа)-	(15.2-
256
В наземных резервуарах потери от ’’малых дыхании” в основ-
ном происходят за счет температурных колебаний.
В подземных достаточно заглубленных (примерно на 0,5 м до
кровли) резервуарах суточные колебания температуры газового
пространства практически отсутствуют, поскольку суточные колеба-
ния температуры атмосферного воздуха затухают в почве на этих
глубинах. ’’Мальте дыхания” в таких резервуарах могут происходить
за счет изменений барометрического давления, которые невелики и
носят нерегулярный характер.
Потери от насыщения газового пространства атмосферных резер-
вуаров. Потери от насыщения происходят из-за испарения нефтепро-
дуктов в газовое пространство чистой, сухой емкости при наливе.
За некоторый промежуток времени парциальное давление (кон-
центрация) паров нефтепродуктов в газовом пространстве объемом V
увеличивается на величину dp (de), следовательно увеличивается
общее давление в газовом пространстве р и по достижении им абсо-
лютного значения давления, йри котором открывается клапан, из
емкости вытесняется паровоздушная смесь. При этом при неизмен-
ной температуре в газовом пространстве Т согласно уравнению сос-
тояния изменения массы вытесняемого воздуха
dM, = ----dpB,	(15.26)
где dpB - изменение парциального давления воздуха в газовом прост-
ранстве.
Масса воздуха в 1 м3 паровоздушной смеси в газовом пространст-
ве по уравнению состояния
Лв Рв
т’"—’^7-	(,5'27)
Так как рв в р - Рп, то
Р “Рп
(15-28)
Пр/
Разделив уравнение (15.26) на выражение (15.28), получим изме-
нение объема паровоздушной смеси в газовом пространстве (вытес-
ни нный объем паровоздушной смеси) при насыщении
dMB d(p-pn)
I ---------= - у--------.
Л1В	Р Рп
Вместе с паровоздушной смесью уйдут пары нефтепродукта dMn.
257
(15.29J
Использовав выражение (15.29), получим
Рп
----
RnT
dV~-
РпУ
R„T
d(p-Pn)
Р-Гп
(15.30)
Проинтегрировав выражение (15.30) в пределах изменения пар-
циального давления от нуля до давления насыщенных паров рг.
найдем полные потери от насыщения за один раз
AfH» —- pin--------
P~~Pf
(15.31)
Потери от ’’обратного выдоха” Мо6л можно получить из выраже-
ния (15.30) при интегрировании в пределах от Рщ до рщ
V /	Р-Гщ	I
^об-в^-Т-Т. Pin----+ Рм -Ptj >
КПТ \	р-рт	I
(15.32)
где Pni “ среднее парциальное давление паров нефтепродукта в
газовом пространстве в момент начала ’’обратного выдоха”; рпа - то
же, в момент, когда ’’обратный выдох” прерывается заполнением
продукта в резервуар. Если до начала заполнения резервуара про-
дуктом газовое пространство успело насытиться парами нефтепродук-
та, то рП2 “ р, и по формуле (15.32) получим полные потери от одного
обратного выдоха”. Приравняв нулю выражение (15.32), получим усло-
вие, когда потери от ’’обратного выдоха” отсутствуют.
§ 74.	Мероприятия по сокращению потерь от испарения
Из анализа формул (15.1), (15.23), (15.24), (15.31) и (15.32) следуют
методы сокращения потерь от испарения.
1.	Из формул (15.1) и (15.24) видно, если объем газового просг
рамства V “ 0, то потери от ’’малых дыханий” Мил “ 0, поэтому вся-
кое уменьшение газового пространства является одним из эффектив-
ных методов борьбы с потерями от испарения.
Совершенно отсутствует газовое пространство в подземных хра*
нилищах в соляннх пластах при хранении нефти и нефтепродуктов на
рассоле (см. рис. 14.12). Потери от испарения из таких хранилищ не
происходят.
Уменьшение в резервуаре объема газового пространства осущест'
вляется путем разобщения его и свободной поверхности нефти и
нефтепродукта.
С этой целью применяют текучие вещества (эмульсии, микроша'
258
рики) или жесткие и полужесткие конструкции (плавакицие крыши,
понтоны) из материалов, стойких к воздействию нефти или нефте-
продуктов.
При таком способе сокращения потерь от испарения вещества или
конструкции плавают на свободной поверхности нефти и нефтепро-
дуктов, перемещаясь вдоль корпуса резервуара при изменении в
нем уровня жидкости. Текучие плавающие вещества к настоящему
времени не получили применение в промышленности ни в нашей
стране, ни за рубежом вследствие недостатков ь разработанных рецеп-
турах или технологических недостатков при использовании их.
Так, эмульсии не используют в промышленности из-за их непро-
должительного срока службы, а микрошарики из-за следующих своих
недостатков: унос их в трубопровод в процессе выкачки нефтепродук-
та, нарушение целостности защитного слоя вследствие размыва его
струей нефтепродукта при заполнении резервуара, смерзание микро
шариков на свободной поверхности нефти или нефтепродукта при
отрицательных температурах и оседание их на днище резервуара.
Широкое распространение в промышленности получили понтоны и
плавающие крыши.
Процент сокращения потерь понтонами и плавающими крышами
зависит от объема реезервуара, коэффициента оборачиваемости и
плотности (герметичности) затвора, поэтому колеблется в широких
пределах от 60 до 90 %.
2.	При расчете "малых дыханий" по формуле (15.24) Tt < Т3,
где 7V - температура паровоздушной смеси в газовом пространстве
резервуара до восхода солнца;- Т3 - то же. в конце ’’малого дыха-
ния", как правило в 14-16 ч.
Если в формуле (15.24) Tt s Т2, то уменьшаются потери от испа-
рения, т.е. сокращение амплитуды колебания температуры газового
пространства уменьшает естественную убыль от испарения нефти и
нефтепродуктов.
Для уменьшения амплитуды колебания температуры защищают
резервуары от нагревания солнечными лучами.
Наиболее радикальш im мероприятием является заглубление
резервуаров на 0,5 м. В таких резервуарах суточных колебаний тем-
ператур практически не наблюдается, температурнпв ’’малые дыха-
 ия” отсутствуют.
Наиболее простое мероприятие - затенение небольших резервуа-
юв путем насаждения лиственных деревьев. Сюда же относятся
крашивание резервуаров лучеотражающими светлыми красками
наружи и внутри и устройство лучеотражающих экранов из асбофа-
еры, шифера и других материалов. Эти экраны, расположенные на
асстоянии 0,1-0,5 м от корпуса и крыши резервуара, - отражатель-
о-тепловая изоляция. Эффективность ее зависит от степени экрани-
259
Таблица 15.1
Эффективность сиражазелыкгтешювой изоляции
в сокращении "малых дыханий"
Степень экранирования и наполнения резервуара
(окрашение
потерь, %
Экранирована только крыша, степень наполнения 0,8	-91
Крыша экранирована полностью, боковые стенки — на 80 %,	47
степень наполнения 0,8
Ьоковые стенки экранированы на 83 %, крыша не экранирована,	0
степень напо тения 0,3
Крыша и боковые стенки экранированы полностью, степень	57,6
наполнения 0,8
Крыша экранирована полностью, боковые стенки -ч на 53 %,	-47,3
степень наполнения 0,5
Боковые стенки экранированы на 53 %, крыша — полностью,	87
степень наполнения 0,95
Примечание. Знак " — " перед процентом сокращения потерь означает увеличение
потерь от "малых дыханий” при частичном экранировании на указанные значения.
ронания крыши и корпуса резервуара, а также от степени наполнения
резервуара. В частично экранированном резервуаре скорость расп-
ространения паров в газовом пространстве увеличивается по сравне-
нию с незащищенным резервуаром, и, следовательно, амплитуда
колебания парциального давления (рП2 - рП1) возрастает, что ведет к
увеличению потерь от испарения [формула (15.24)]. Эффективность
отралательно-тепловой изоляции показана в табл. 15.1.
Простейшим мероприятием для южных районов страны также
является устройство на резервуарах водяного орошения. При ороше-
нии резервуара вода, покрывая тонкой пленкой его поверхность,
аккумулирует и уносит часть солнечной энергии, из-за чего умень-
шается нагрев крыши и стенок и, следовательно, газового простран-
ства резервуара. Оросительные установки монтируют на кровле
резервуара и обычно выполняют в виде ссгнерова колеса. Водяное
орошение летом снижает потери от ’’малых дыханий” резервуаров на
25-30%.
3.	При увеличении нагрузки клапана давления р^д (хранены
под давлением) можно сократить потери от ’’больших дыханий”
[формула (15.23)] и ликвидировать потери от ’’малых дыханий” [фор-
мула (15.25)]. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары с
обычной крышей не пригодны для хранения под давлением, так
как конструкция их рассчитана лишь на небольшие избыточные
давления и вакуум.
260
4.	Для сокращения потерь большое значение имеет уменьшение
парциального давления (концентрации) паров нефтепродуктов и
нефтей в газовом пространстве [формулы (15.1), (15.23)]. Применение
понтонов кроме сокращения до минимума объема газового прост-
ранства между поверхностью продукта и понтоном приводит также к
уменьшению парциального давления (концентрации) паров нефтепро-
дукта в пространстве между понтоном и кровлей резервуара, что
сокращает потери из этого пространства в атмосферу.
Установка диска-отражателя под монтажным патрубком дыха-
тельного клапана (рис. 15.2) не дает струе входящего при опорожне-
нии резервуара воздуха быстро распространяться вглубь газового
пространства, уменьшая тем самым перемешивание воздуха с ниже-
лежащими насыщенными слоями паровоздушной смеси. Это приводит
к уменьшению парциального давление (концентрации) паров нефте-
продукта в верхних, вытесняемых при ’’большом дыхании” слоях
газового пространства и, следовательно, к сокращению потерь от
испарения.
Диски-отражатели нашли применение как временное средство
сокращения потерь от ’’больших дыханий” из резервуаров с бензином
и нефтью, имеющих большой коэффициент оборачиваемости. Конст-
рукция их очень проста, позволяет монтировать диски как во вновь
строящихся резервуарах, так и в эксплуатирующихся, без примене-
Рнс. 15 Л. Днск-отраж«гель.
1 — дыхательный клапа*<; 2 — огневой
предохранитель, 3 — монтажник пат-
рубок, 4 — диск-отражатель
Рис. 15-3 Графи» ижрзщени»: потерь бензм
на а от "больших дыханий** при использо-
вании джков-отражателем в резервуарах
РВС-5000 в зависимости от времени простоя
тп и выкачки тв
261
к*мс. 15.4 При _ 'эшм. Jn » схема газовой
оЬвглеи рсм-рвуаров:
1 — резервуары с нефтью (нефтепродук-
том); 2 — обвязка; 3 — газосб^рники; 4 —
канализационный колодец
ния огневых работ и какой-либо предварительной подготовки. Сок-
ращение потерь нефги и нефтепродуктов дисками-отражателями
зависит от объема места расположения и типа резервуара, характе
ристики нефтепродукта и времени простоя.
Из рис. 15.3 видно, что для сокращения потерь от испарения бен-
зина а, при использовании дисков-отражателей должно соблюдаться
следующее условие: время простоя резервуара тп от момента оконча-
ния выкачки тв до момента закачки продукта не должно превышать
в среднем 3-4 сут.
5.	Потери от испарения можно сократить улавливанием паров
нефтепродуктов. В сфере транспорта и хранения довольно широкое
распространение получили газовые обвязки (рис. 15.4). Из-за отсутст-
вия надежного промышленного образца газосборника газовые обвяз-
ки сокращают потери только при совпадении операций закачки и вы-
качки в группе обвязанных резервуаров. Такие группы резервуаров
без газосборника называют газоуравнительными системами (ГУС).
На данном этапе развития техники транспорта и хранения большое
значение приобретают совместные ГУС резервуаров с транспортными
емкостями и системы отвода паровоздушной смеси из топливных
баков, заправляемых автомобилей в резервуаре АЗС.
Весь объем нефтепродуктов по пути от НПЗ до потребителя неод-
нократно переваливается с одного вида транспорта на другой, поэтому
проходит как через резервуары так и через транспортные емкости.
Важность обвязки транспортных емкостей ГУС объясняется тем,
что резервы сокращения потерь в системе транспорта и хранения
нефтепродуктов переместились в транспортные емкости. Двадцать лет
назад основная доля потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов
приходилась на резервуары, так как они не были оборудованы сред-
262
стьами сокращения потерь. В настоящее время большая чисть резер-
вуаров для легкоиспаряющихся нефтепродуктов и нефти оборудова-
ны средствами сокращения естественной убыли от испарения: понто-
ны, плавающие крыши, ГУС и др. Применение средств и способов
сокращения потерь в резервуарах и отсутствие их на транспортных
емкостях уменьшило долю потерь из транспортных емкостей.
6.	Потери нефтепродуктов от испарения можно в значительной
степени уменьшить путем рациональной организации эксплуатации
резервуарных парков в соответствии с Правилами технической экс-
плуатации нефтебаз и резервуаров: герметизация резервуаров, регу-
лярная ревизия дыхательной арматуры, хранение легкоиспаряющихся
нефтепродуктов в заполненных резервуарах, сокращение до мини-
мума количества внутрибазовых перекачек, организация перекачки
на магистральных продуктопроводах ”из насоса в насос”, налив
нефтепродукта в транспортные емкости под уровень жидкости, ниж-
ний налив железнодорожных и автомобильных цистерн, автомати-
зация процессов налива в транспортные емкости.
Контрольные вопросы
1.	Классификация потерь нефти и нефтепродуктов.
2.	Потери от "больших дыхании".
3.	Потери от "обратного выдоха”.
4.	Потери от "малых дых-кий".
5.	Потери от насыщения газового пространства.
б.	Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения.
7.	Мероприятия по сокращению потерь от испарения нефтепродуктов.
Глава 16. СЛИВНО-НАЛИВНЫЕ ОПЕРАЦИИ НЕФТЕБАЗ
Наибольшее распространение для доставки больших количеств
нефтепродуктов наряду с трубопроводным транспортом получили
железнодорожные и водные перевозки в специальных нефтеналив-
ных судах и железнодорожных вагонах-цистернах.
§ 75.	Сведения о железнодорожных цистернах
Перевозки нефтепродуктов по железной дороге осуществляют в
вагонах-цистернах или таре. Масла, расход которых обычно мал,
часто перевозят в бочках, бидонах, контейнерах, в обычных открытых
или закрытых вагонах, а мазуты, бензины, керосины, дизельные
трплива и другие нефтепродукты - в железнодорожных цистернах.
Железнодорожные цистерны характеризуются следующими тех-
нико-экономическими показателями: грузоподъемность - масса
263
груза, допускаемого к перевозке в цистерне; масса цистерны - собст-
венная масса тары (порожней цистерны); коэффициент тары /ст -
отношение массы тары к грузоподъемности, ° 0,4 - 0,7; осность -
число колесных осей цистерны; нагрузка на ось - нагрузка (не эолее
205 кН), передаваемая осью (колесной парой) на рельсы; нагрузка (не
более 80 кН) на 1 м пу ги.
В настоящее время заводы нашей страны выпускают стандарт-
ные цистерны и бункерные полувагоны грузоподъемностью 40; 45,6;
50; 60; 120 т. Однако в эксплуатации еще находится значительное
число разнотипных цистерн старых выпусков, что затрудняет работу
железнодорожного транспорта и нефтебазового хозяйства.
Все цистерны, находящиеся в эксплуатации, вписываются в га-
барит подвижного состава.
Котлы цистерны изготовляют сварными из листовой стали. Они
имеют цилиндрическую форму со сферическими днищами. Котел
снабжают колпаком, рассчитанным на вмещение расширяющегося от
колебания температуры нефтепродукта. Объем колпаков современ-
ных цистерн не превышает 2 % от объема цистерны. Во избежание
гидравлических ударов при изменении скорости движения цистерны
уровень продукта всегда должен находиться выше основания колпа-
ка. Цистерны, не долитые на 200 мм до верхней образующей котла,
нельзя включать в маршрут. Колпаки цистерн имеют люки, которые
закрывают круглыми крышками со сферической поверхностью. Люки
служат для налива груза и доступа ипутрь котла цистерны.
Цистерны испытывают гидравлическим давлением 0,4 МПа. При
нормальных эксплуатационных условиях внутреннее давление не
превышает 0,15 МПа.
При использовании вагонов-цистерн наибольшей грузоподъем-
ное ги увеличивается пропускная способность железных дорог и
возрастает экономичность работы их. Для повышения грузоподъем-
ности цистерн их выпускают с увеличенным до 3 м диаметром котла.
При этом колпак убирают и оставляют только верхнюю горловину с
люком. Это приводит к значительному уменьшению аварийно-запас-
ного объема на случай расширения нефтепродукта при повышении
температуры, усиливает возможность превышения уровня налива,
установленного правилами перевозок грузов, что приводит к уве-
личению потерь при перевозках. В летнее время из-за расширения
вследствие нагрева нефтепродукт может перели] tai ься через верхний
люк цистерны.
По конструкции цистерны разделяют на цистерны общего и спе-
циального назначения. Цистерны специального назначения исполь-
зуют для перевозки сжиженных газов, кислот, вязких и застывающих
нефтепродуктов. Вагоны-цистерны (рис. 16.1, а) для перевозки вязких
нефтей и нефтепродуктов выпускают с пароподогревательной рубаш-
264
Рис. 16.1. Жемэяодорожвд i тгтераз груэоподъсмвоаыо 50 т U) и бункеры системы
А-А. Скорбящеиского (ь)
кой. В эксплуатации имеются цистерны в виде вагонов-термосов с
тепловой изоляцией, вагонов с вмонтированными внутрь котла
цистерны подогревательными аппаратами. Пароподогревательная
рубашка для быстрого разогрева и олива состоит из приваренного к
нижней части котла-цистерны каркаса (из уголков) и прикрепленного
к нему стального листа толщиной 3 мм. Расстояние между поверх-
ностью котла и листом 36 мм.
Для перевозки битума используют двух- и четырехосные бун-
керные полувагоны (рис. 16.1, б). Эти вагоны состоят из опрокиды-
вающихся бункеров с паровой рубашкой, которая позволяет перед
разгрузкой битума подплавлять его у стенок бункера.
Вагоны-цистерны оборудуют наружной лестницей с площадкой у
колпака, лестницей внутри котла и сливным прибором. На вагонах-
цистернах новой конструкции монтируют универсальные сливные
приборы и предохранительно-выпускные клапаны, которые отрегу-
лированы на давление 0,15 МПа и вакуум 0,02 МПа для впуска воздуха •
и выпуска газовой смеси из котла цистерны.
§ 76.	Железнодорожные пути нефтебаз
Погрузку нефтепродуктов в железнодорожные цистерны и ваго-
ны и выгрузку из них проводят в специально оборудованных желез-
265
нодорожных тупиках. Железнодорожный путь на нефтебазу отходит от
ближайшей станции или полустанка. Железнодорожные тупики жела-
тельно располагать в наиболее высоком месте на нефтебазах, осущест-
вляющих преимущественно выгрузку, и в наиболее низком - на
нефтебазах, осуществляющих преимущественно погрузку, чтобы
обеспечить самотечный слив или налив. Пуги тупиков на нефтебазе
должны быть прямолинейными и строго горизонтальными во избе-
жание самопроизвольного движения вагонов.
Железнодорожные пути нефтебаз разделяют на рабочие (сливно-
наливные) для слива и налива нефтепродуктов, маневровые и обгон-
ные для маневров и установки маршрутов и вывода составов при
пожаре или занятости других путей, а также на пути для обслужи-
вания тарных складов и вспомогательных сооружений.
Расстояние между параллельными сливно-наливными усгроист-
вами должно быть не менее 15 м, а расстояние между сливнс-наливны-
ми устройствами и обгонным пу тем - не менее 20 м (СНиП И-106-79).
На нефтебазах категории I сливно-наливные устроис гва для
нефтепродуктов классов I-II и Ш-IY сооружают раздельными.
На нефтебазах категорий II и III строят один железнодорожный
путь с общим расположением сливно-наливных устройств для всех
нефтепродуктов, но при сохранении расстояния между концами
сливно-наливных устройств нс менее 20 м В случае невозможности
устройства на этих нефтебазах обгонного пути допускается сооруже-
ние отдельных тупиковых сливно-наливных путей с увеличением их
длины на 20 м для осуществления расцепки состава в случае пожара.
Для стока ливневых вод и случайно пролитых нефтепродуктов
территорию тупиков планируют с уклоном 0,005-0,01 в направлении,
перпендикулярном к оси железнодорожного полотна.
§ 77.	Схемы слива и налива железнодорожных цистерн
Поступающие на нефтебазу нефтепродукты имеют различные
физико-химические параметры (вязкость, температура застывания,
упругость паров и др.), которые обусловливают необходимость при-
менения различных способов и устройств для слива и налива нефте-
продуктов. Так, например, слив светлых нефтепродуктов требует
повышенной герметичности сливных устройств, по сравнению ио
сливом темных; темные нефтепродукты в большинстве случаев тре-
буют перед сливом предварительно подогрева и т.д.
Нефтепродукты всех классов наливают через шланги или разд-
вижные телескопические и шарнирно соединенные трубы, опускаемые
в открытые или закрытые люки цистерн (верхний налив), а также
через сливной прибор (нижний налив).
Разработано несколько типов сливне-наливных стояков и эста-
кад как для верхнего, так и для нижнего слива и налива.
266
Применяют три способа верхнего налива нефтепродуктов:
налив самотеком при благоприятном рельефе местности за счет
разности отметок уровня нефтепродукта в резервуаре f верхней точке
эстакады;
принудительный налив при помощи насосов;
налив через буферную емкость; он представляет собой комбина-
цию первых двух способов; его применяют на нефтебазах с благо-
приятным рельефом местности при отпуске нефтепродуктов большого
ассортимента; этот способ позволяет сократить числл насосов нефте-
базы; для легкоиспаряющихся нефтепродуктов его нельзя рекомен-
довать из-за увеличения потерь от испарения.
Все перечисленные способы можно применять и для нижнего
налива через сливной прибор.
Нефтепродукты из железнодорожных цистерн сливают по следую-
щим схемам.
1.	Верхний или нижний слив при помощи насосов. При этом вдоль
железнодорожных путей сооружают всасывающий коллектор, к
которому при верхнем сливе присоединяют сливной стояк с гибким
шлангом. Этот шланг опускают в люк цистерны. Для нижнего слива к
сливным приборам вагонов-цистерн присоединяют трубопроводы,
отходящие от коллектора. Если сливают более одной цистерны, то
сливные стояки устанавливают на расстоянии 6-12 м друг от друга. От
середины всасывающего коллектора отходит отводная труба к насосу.
Часто для создания разряжения в сливном стояке к верхней его части
присоединяют линию для отсоса воздуха, связанную с вакуум-насо-
сом через всасывающий коллектор. При сливе одиночных вагонов-
цистерн вакуум-насос устанавливают прямо на стояке.
2.	Слив при помощи погружных насосов, смонтированных на конце
отпускного трубопровода или гибкого шланга. Вместо погружного
насоса можно применять эжектор.
3.	Самотечный слив сифоном. Если позволяет рельеф местности
(резервуар расположен ниже железнодорожных путей (’’нулевой'”
резервуар)), то иногда применяют самотечный слив цистерн. В этом
случае сливной стояк работает как сифон.
4.	Открыт ый сами генный слив применяют для темных нефтепро-
дуктов. При этом нефтепродукт через сливные приборы вагоно-цис-
терн по переносным лоткам попадает в желоб, расположенный вдоль
железнодорожного пути. По желобу нефтепродукт стекает к отвод-
ной трубе, а по ней - в ’’нулевой” резервуар, объем которого прини-
мают равной объему маршрута. При сливе высоковязких или высоко-
застывающих нефтепродуктов желоб и отводную трубу оборудуют
паровыми подогревателями.
5.	Слив под давлением применяют для сокращения времени слива.
При этом в котле вагона-цистерны над поверхностью нефтепродукта
267
создают повышенное давление подачей воздуха от компрессора. Лик
колпака цистерны закрывают специальной герметичной крышкой со
штуцером для подачи сжатого воздуха. Значение избыточного дав-
ления для котлов цистерн в этом случае не должно превышать
0,05 МПа.
6.	Закрытый самотечный нижний слив применяют для свеыых
нефтепродуктов и нефтей для сокращения потерь от Испарения.
§ 78.	Сливно-наливные эстакады и стояки
Для железнодорожного слива и налива нефтей и нефтепродуктов
на нефтебазах предусматривают специальные сливно-наливные уст-
ройства, рассчитанные на маршрутный, групповой и одиночный слив
(налив) цистерн.
Для одиночных цистерн применяют - сливно-наливной стояк
(рис. 16.2), на который имеются типовые проекты. Стояк состоит из
верхней поворотной трубы и нижней неподвижной, прикрепленных к
Рис. 16-2. Слмвисгналивном стояк:
1 — зздвижка; 2 — поворотный сальник; 3 — опорная стойка; 4 — накладка; 5 — стопор
ограничители; 6 — хомут; 7 - косынка; 8 — стояк; 9 — зачистная труба; 10 — устройство для
соединения рукавов с трубами; 11 — резиновый рукав; 12 — резиновый рукав для зачистки,
13 — наконечники к рукавам; 14 — патрубок для нижнего слива
268
опорной стойке, заделанной в бетонный фундамент. Стояк соединен
трубами со сливным резервуаром или насосной. К верхней поворот-
ной части стояка присоединяют гибким шланг или раздвижную те-
лескопическую трубу для налива или слива нефтепродукта. Поворот
стояка 8 осуществляется благодаря поворотному сальнику 2. К ос-
новной трубе присоединяют зачистную трубу. Грузовая (основная) и
зачистная трубы имеют задвижки. Диаметр грузовой лц ии стояка
составляет 80-100 мм. При сливе через горловину в цистерне остает-
ся остаток нефтепродукта. Полный слив обеспечивается установками
нижнего слива (налива) АСН-7Б, АСН-8Б, СЛ-9, СЛ-9-1М, УСН, УСНП,
УСНПЭ.
Для налива и слива нефтепродуктов из вагонов-цистерн приме-
няют сливно-наливные эстакады и установки и пунктг. группового
налива, которые сооружают из несгораемых материалов. Они бывают
открытыми и крытыми, одно- и двухсторонними. Крытые эстакады
используют для масел, реактивных топлив и других нефтепродуктов,
в которых не допускают наличие врды. Во всех остальных случаях
применяют открытые эстакады, установки и пункты группового
налива.
На эстакадах (рис. 16.3) проводится одновременный для всех
цистерн налив (слив) нефтепродуктов. Эстакады сооружают в виде
длинных галерей с эксплуатационными площадками, расположен-
ными на высоте 3-3.5 м, считая от головки рельса. Для перехода на
цистерны их снабжают откидными мостиками, которые могут опус-
каться на котел. В торцах сливно-наливных эстакад, а также вдоль
эстакад на расстоянии не более 100 м друг от друга устанавливают
несгораемые лестницы, угол наклона которых не должен превышать
60 ’. Ширина прохода на эстакаде - не менее 1 м.
Разработаны типовые эстакады для налива светлых (НС), темных
нефтепродуктов (НТ) и масел (НМ), а также типовые комбинирован-
ные эстакады для слива и налива светлых (КС) и масел (КМ).
За последние 20 лет в системе транспорта нефтепродуктов выпол-
нена большая работа по созданию и внедрению в промышленность
автоматизированных систем налива и слива (АСН, САН, УНЖ) и авто-
матизированных пунктов налива типа ’’Кпант”, АПНС, снабженных
ограничителями уровня и значительно сокративших потери нефтепро-
дуктов от разбрызгивания и переливов при сливпо-иаливных опе-
рациях.
В основу принципа действия пунктов налива в отличие от эстакад,
заложена идея поочередного налива группы железнодорожных цис-
терн поданного маршрута ог раниченным числом наливных устройств.
Трубопроводы и арматура на эстакадах, установках и пунктах
налива размещают так, чтобы не мешагь проходу обслуживающего
269
J б
Рис. 16-3. Эстакада комбинированная для светлых нефтепродуктов:
1 — вагон цистерна; 2 — откиднсй мостик; 3 — рукав резинотканевый; 4 — светильник: 5 -
железобетонная рама эстакады; 6 — ролик, 7 - трос, 8 — укосина; 9 — лебедка для подъема
и опускания рукавов; 10 — эксплуатационная площадка; 11 — противовес; 12 - наливной
стояк; 13 — заземлитель, 14, 16, 17 - т }пливные коллекторы; 15 — коллектор для слива
неисправных вагонов-цистерн
персонала. Трубопроводы прокладывают с уклоном в сторону отвод-
ной трубы для возможности их опорожнения.
Для предупреждения застывания вязких и парафинистых неф-
тепродуктов и нефтей в трубопроводах их утепляют. Для подогрева
нефтепродуктов в цистернах и трубопроводах эстакады оборудуют
паропроводами или системой электрообигрева и местами хранения
подогревателей.
Расчет количества сливно-наливных устройств ведут по Нормам
технологического проектирования нефтебаз.
§ 79.	Сведения о танкерах и баржах
Водный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют в неф-
теналивных судах - морских и речныхтанкерах и баржах.
Нефтеналивные суда должны соответствовать классу перевози-
мых нефтепродуктов, установленному правилами перевозок.
Нефтеналивное судно состоит из жесткого металлического карка-
са, к которому крепят металлическую обшивку: снаружи - корпус
судна и изнутри - танк судна, куда заливают нефть или нефтепродукт.
Баржи и многие речные танкеры внутренней обшивки не имеют.
Корпус судна (рис. 16.4) состоит из продольных и поперечных жестких
связей, которые называют продольно поперечным судовым набором.
Корпус судна делится продольными и поперечными непроницаемыми
перегородками на ряд отсеков, называемых танками, в которые нали-
вают нефтепродукты. Наличие танков обеспечивает непотопляемость
судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает
пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Объем
одного танка составляет от 600 до 1500 м3 в зависимости от грузо-
подъемности судна. Между собой танки соединяют при сливе и нали-
ве отверстиями, расположенными в переборках у днища, которые
герметично закрывают клинкетами при движении судна. Управление
клинкетами выведено на палубу судна. Доступ в танки осуществля-
ется через люки. Грузовые танки отделяют от остальных судовых
помещений двумя непроницаемыми переборками, установленными на
Рис. It1.4. Корпус танкера
271
расстоянии 1-1,5 м одна от другой. При перевозке нефтепродуктов
класса I пространство между переборками заполняют водой.
В носовой части судна размещают сухогрузный трюм, в середи-
не - насосное отделение, а на корме - машинное отделение, топлив-
ные баки, жилые помещения.
Танкеры подразделяют на речные и морские. В настоящее время
объем танкеров достигает 500 000 м3.
Баржи строят трех типов: рейдовые, речные и системные.
Мореходные и рейдовые баржи используют для коротких морских
рейсов, доставки нефтепродуктов на береговые нефтебазы с морских
танкеров, лишенных возможности из-за большой осадки подходить
близко к берегу или входить в устья мелководных рек. Рейдовые
баржи имеют повышенные борта и усиленные корпуса, рассчитанные
на возможность плавания ь открытом море. Водоизмещение их до
4500 м3.
Системные баржи предназначены для прохода через шлюзы плотин
и каналов. Их объем не превышает 2000 м3.
Речные баржи имеют объем до 12 000 м3. Корпус их менее прочен,
чем рейдовых.
Налив и слив нефтепродуктов проводят через специальные пог-
рузочно-разгрузочные трубопроводы, которые имеются в каждом
танке и подключены на палубе к общему коллектору. На танкерах
имеются насосные отделения с насосами подачей до 2000 м3/ч. Насос-
ные отделения оборудованы грузовыми и зачистными насосами.
Слив и налив барж осуществляют с помощью береговых и плавучих
насосных установок.
Баржи объединяют в караваны объемом до 411000 м3.
Суда характеризуются следующими технико-экономическими
показателями:
водоизмещение - масса воды, вытесняемой груженым судном;
дедвейт - масса поднимаемого груза, транспортного и хозяйст-
венного;
грузоподъемность - масса транспортного груза;
осадка при полном грузе;
скорость хода при полном грузе.
В последние годы за рубежом для перевозки нефти и нефтепро-
дуктов используют плавучие эластичные баллоны из различных
пластмассовых и синтетических материалов. Предполагают, что при
увеличении их объема и транспортировки группами стоимость пе-
ревоза будет на 50 % ниже по сравнению со стоимостью перевоза с
обычными танкерами.
§ 80.	Нефтяные гавани и причалы
Для налива и разгрузки нефтяных судов строят специальный
гавани с причалами. Водная поверхность нефте!авани, называемая
акваторией, должна быть укрыта от волнзния. В нефтегавани должны
отсутствовать сильные течения, ледоходы и донные наносы, должна
быть обеспечена'пожарная безопасность.
Для размещения гавани выбирают естественные укрытия - бух-
иты, заливы, затоны. Если нет естественных укрытий, то сооружают
искусственные оградительные стенки, волноломы, дамбы и т.д.
Акватория нефтегаваней и ил глубина дблжны быть достаточны*
I ми для плавания и размещения нефтеналивных судов и обслуживаю-
ишх буксиров.
Минимальная глубина воды у причалов
^Anin “ Hq +	+
где Но - максимальная осадка судна; /7Н - наибольшая высота волны.
Для речны к гаваней Нт1П £ 5 м и для морских Hmir] 11 м.
Для обработки нефтеналивных судов в гаванях сооружают при-
чалы Причалы можно размещать параллельно набережной (обычно
речные причалы) и на пирсах (морские причалы) - искусственных
[Сооружениях, расположенных перпендикулярно или под углом к
набережной.
Причалы для слива и налива на судоходных реках и каналах,
щояжны, как правило, размещаться ниже (по течению): крупных
рейдов и мест постоянной стоянки флота - на расстоянии не менее
1000 м; пристаней, мостов и водозаборов - на расстоянии не менее
300 м. Сливно-наливные причалы допускается располагать выше (по
течению): рейдов и мест постоянной стоянки флота - на расстоянии не
менее 5000 м; мостов, водозаборов и других причалов - на расстоянии
не менее 3000 м. Расстояние между сливно-наливными причалами, а
также от них до сухогрузных, пассажирских и служебных причалов
регламентируются пи СНиП П-106-79 в зависимости от класса нефте-
продукта.
Причальные сооружения строят из огнеупорных материалов
иамень, бетон, железобетон). Размеры причальных сооружении долж-
ен соответствовать ра- ‘ерам судов.
Для обслуживания нефтебаз сооружают причальные устройст-
ва разнообразных конструкций в зависимости от колебания уровня
воды, геологических условий дна и берега и других условий.
Береговые причалы бывают стационарными и плавучими. Плаву-
чие причалы металлические или железобетонные применяют для
Нефгебаз, расположенных на реках и озерах с пологим дном и с боль-
173
шим колебанием уровня воды. В большинстве случаев сооружают
причалы стационарные. Они бывают: железобетонными в виде от-
дельных устоев и швартово-отбойных пал (центральный устой соеди-
няют с берегом мостом); в виде каменной или железобетонной верти-
кальной стенки, представл яющей собой набережную; эстакадные,
металлические или из сборного железобетона; косяковые, состоящие
из металлической тележки, перемещающейся по наклонным рельсам в
зависимости от уровня воды в реке.
Нефтепричалы соединяют с нефтебазой трубопроводами: грузовы-
ми для выкачки и закачки нефтепродуктов, топливными для снабже-
ния топливом силовых установок танкеров, водяными и пенопрово-
дами для тушения пожаров. Трубопроводы на нефтепричалах должны
допускать полное опорожнение их после слива или налива.
Ширина причала должна обеспечить прокладку по нему всех
необходимы* трубопроводов, а также устройство пожарного проезда.
Причалы должны иметь ограждения со стороны берега и устройство
для заземления судов. На причалах или около них предусматривают
помещения для обслуживающего персонала и для хранения инвента-
ря, инструментов и материалов, необходимых для эксплуатации.
Конструкции пирсов различны. Наибольшее распространение
получили свайного и эстакадного типов.
На пирсах и береговых причалах прокладывают грузовые трубо-
проводы, рассчитанные на обеспечение своевременного налива любо-
го танкера. Сроки слива и налива судов на нефгебазах СССР прини
мают в соответствии с нормами, установленными пароходством для
данного пункта.
За последние 15-20 лет в нашей стране выполнены и внедрены
разработки по автоматизации и механизации процессов погрузки,
выгрузки и бункеровки судов. Для слива и налива нефти и нефтепро-
дуктов, слива балластных вод и отвода паровоздушной смеси из
танкеров и нефтеналивные морских, речных-и озерных судов приме-
няют специальные устройства - стендеры. Стендер - это конструкция,
состоящая из шарнирно-сочлененных трубопроводов, концевая част
которой (соединитель) служит дл соединения береговых коммунм к г
ций с приемо-сливными патрубками трубопроводов на танкере (неф
теналивном судне). Стендеры изг отовляют двух типов: PC - с ручные
перемещением подвижных звеньев стендера; АС - с автоматизиро-
ванным управлением.
В настоящее время эксплуатируют оборудованные стендерами
автоматизированные установки АСН-6А-1, АСН-6А-16 для слива и
налива крупнотоннажных и средних танкеров и установку "Ле-
бедь-16” для слива и налива речных, озерных и морских танкеров.
Установка АСН-6А-16 (рис. 16.5) скомпонована из шести стенде-
ров, расположенных на причале по три с каждой стороны от кабины с
274
Рис-163. Уставкилл ЛСН-6А-16:
I — кабина; 2 — стендер; 3 — фалыппатруСок; 4 — причал: 5 — масЛинапгрная станция; 6 —
идрскгммунмкации
ультом управления. От маслонапорной станции, включающей на-
эрный агрегат и азотный аккумулятор, к стендерам и пульту управ-
ения проложены гидрокиммуникации. В пульте управления сосре-
эточсны блок золотников для управления стендерами, гидроприво-
ами стендеров, электрическим пульт для управления маслонапорйОй
ганцией и осуществления аварийной сигнализации.
Установка ’’Лебедь-16” (рис. 16.6) также включает шесть стендеров
те же основные звенья, что и установка ‘’АСН-6А-16”.
275
Рис. 16.6. Установка "Лебедь-16 :
1 — приемо-«-апивнги патрубок танкера; 2 — танкер, 3 — причал; 4 — блок управлени; 1 1 —
кабина; 6 — стендер; 7 — фальшпатрубок; 8 — маслонапориая станция
Новые установки с продуктовым селектором (УПС) для слива и
налива нефти и нефтепродуктов в танкеры имеет ряд преимуществ по
сравнению с рассмотренными автоматизированными установками. В
них снижены потери от утечек, розливов и смешения вследствие
отсутствия на причалах постоянно соединенных между собой трубо-
проводных коммуникаций для нефтепродуктов различных сортов.
УПС позволяют осуществлять в любой последовательности слив и на-
лив в танкеры нефтепродуктов и нефтей различных сортов, а также
выполнять бункеровку танкеров и откачку балластных вод.
На практике широко распространены рейдовые причальные буи
для швартовки танкеров с глубокой осадкой. В эюм случае для
перекачки нефте^уза ответные фланцы судна посредством гибких
шлангов соединяют со сливно-наливными трубопроводами, уложен-
ными по дну водоема от буя к резервуарам нефтебазы. Причальные
буи фиксируют в определенной точке рейда при помощи якорей.
276
Контрольные вопросы
1.	Хлрсктгриетики железнодорожных цистерн для перевозки нефти и неф-
тепродуктов.
2.	Железнодорожные пу га нефтебаз.
3.	Схемы слива я налива железнодорожных цистерн:
4.	Конструкции эстакад и стояков для слива и налива.
5.	Танкера и баржи, их характеристики.
6.	Прича-ш и гавани для обслуживания нефтебаз, их оборудование.
Глава 17.КОЯИЧЕСТВЫШЫК УЧЕТ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА
Для коммерческих целей и оперативного контроля за количеством
транспортируемого или хранимого нефтегруза и газа, борьбы с поте-
рями. своевременного обнаружения крупных аварий необходим
точный и своевременный учет нефти, нефтепродуктов и газа на нефте-
перекачивающих и компрессорных станциях, нефтебазах- АЗС и ГРС
при операциях приема-отпуска, хранения и реализации.
§ 81. Количественный учет нефти и нефтепродуктов на нефтебазах,
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах и автозаправочных
стыпнял
Массу нефти и нефтепродуктов определяют одним из следующих
методов:
объемно-массовый динамический с использованием узлов учета, в
которых объем измеряют счетчиком, плотность - автоматическим
плотномером, а содержание воды - влагомером. При отсутствии
автоматических приборов плотность и содержание воды определяют
по пробе, отобранной из трубопровода в период перекачки;
объемно-массовый статический с применением градуированных
комбинированных емкостей, измерителей уровня и температуры, при
этом объем определяют по полному объему автоцистерны или трубо-
провода, а также в градуированных резервуарах, железнодорожных
цистернах и танках судов с помощью градуировочных (калибровоч-
ных) таблиц по измененным уровням продукта и подтоварной воды;
массовый с применением весов и массовых расходомеров;
гидростатический с применением информационно-измерительных
систем, обеспечивающих точность измерений по ГОСТ 26976-86.
Метрологическое обеспечение измерений при
количественном учете
По ГОСТ 26976-86 относительная погрешность измерения массы
должна быть не более + 0,8 % при измерении массы нетто продукта до
1000 т и не более 0,5 % при измерении 10-) т и выше.
277
Такая погрешность может быть обеспечена сочетанием различных
средств измерения.
Для определения объемного расхода используют турбинные и
камерные (винтовые, лопастные и т.д.) счетчики, дополненные плот-
номерами. которые позволяют получить результат в единицах массы.
Вибрационные счетчики дают результаты без дополнений сразу в
массовых единицах.
Из сопоставления технических характеристик, эксплуатационных
расходов и расходов на техобслуживание рекомендуется следующей
области применения этих счетчиков:
камерные для высоковязких жидкостей и средних расходов (не
более 250 м3/ч);
турбинные для маловязких жидкостей и больших расходов (более
250 м3/ч);
вибрационные для высоковязких жидкостей и малых расходов.
Имея физические и химические характеристики пpoдvктa, диапа-
зон расходов, температур жидкости и окружающей среды, продолжи-
тельность работы (непрерывная или с интервалами), местоположение
измерительной системы, а также тип управления ею, можно выбрать
счетчик (табл. 17.1) , обеспечивающий необходимую относительную
погрешность.
Таблица 17-1
Технические характеристики счетчиков
Показатель	Вибрацион- ный	Турбинный типа НОРД	Объемный		
			Винтовой типа ВЖУ	Лопастной типа ЛЖ	С оваль- ными шес- тернями типаШЖУ
Условный проход, мм	50	4-700	100; 150 100; 150; 40; 65; 25 200 Рабочее давление, МПа	10 Любое воз- 1,6,6,4 0,6; 1,6; 4	0,6; 1,6 можнее в трубопро- воде Вязкость v, мма/с	0.2-10 (с 0,55—300 0,55-300 0,55-300 коррек- цией до 100) Максимальная потеря	0.1	0,05 (при	0,05	0,05	0,05 давления при (?ном, МПа	v - 1 мма/с) Наименьшее учитываемое Qminx	2®	5; 10	5; 21; 21	0,2 количестве жидкости с х 2 мин сохранением погреш-					
Нести, м3
278
Продолжение табл. 17.1
П эказатезд	Вибрацион- ный	Турбинный типа НОРД	Объемный		
			Винтовой типа ВЖУ	Лопастной типа ЛЖ	С оваль- ными шес- тернями типаШЖУ
Ди а изон рабочих темпе- ратур, К: окружающей среды	223-373	223-323	223-323	223-323	223-323 контролируемого	278-353	278-353	223-323	223-353	233-353 продукта Основная погрешность	± 0,5	± 0,25;	± 0,25; -0,25; 10,5 ± 0,5; А, %	± 0,5	± 0,5	± 0,25 Дополнительная темпера- ± 1'.04	-	±0,1	± 0,1	- турная погрешность на каждые 283 К, % Выходной сигнал	Чигло-им- Частотный; Импульс- Импульс-	— пульсный кодовый ный 12 В; ный код 15 В, 12 В (по 1 • 10‘J А частота ГОСТ 26013- импульса 81) 50 мс Максимальная скорость	3	10	—	-	- течения жидкости, м/с Pmix^'min	10:1;	5:1;	3:1;	6:1; Д-±0.5% Д-±0,25% Д-±0,2% Д-0,25 % ± 0,25 % 20:1;	10:1;	10:1;	3:1; Д=±0,8% Д*-±0,5% Д-±0,5% Д-0,2 % ±0,25%					
Примечание. (?Ном — номинальный расход жидкости; 2ndn “ минимальный рас-
ход жидкости; (?тах - максимальный расчет жидкости.
Широкое распространение нашли счетчики, действующие по
принципу прямого измерения объема потока. В них поток разделяется
на отдельные порции механическим способом при помощи эксцентрич-
но укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых
ротором (рис. 17.1, о). Количество порций в единицу времени опреде-
ляется частотой вращения ротора. Действующие на этом принципе
объемные счетчики применяются для учета нефтепродуктов при
малых расходах.
В других конструкциях счетчиков объем измеряют косвенными
методами. Из них наибольшее распространение получили турбинные
счетчики, в которых частота вращения турбины счетчика зависит от
279
Pju. 17.1. Схема объемного счетчика с овальными цистернами (а) к с*тчика "Турбоквант"
((f):
1 — измерительная камера; 2 — корпус; 3 — подшипник; 4 — ротор счетчика; 5 — катушка
индуктивности; 6 — сердечник; 7 — постоянный мсгнит; а — опорное кольцо
скорости потока, что позволяет определять расход в трубопроводе.
Для преобразования частоты вращения ротора в потоке используют
магнитные или магнитно-индукционные датчики. К таким счетчикам
относится ’’Турбоквант” (рис. 17.1, б).
Объем продукта в емкостях хранения и транспорта определяют
через измерение уровня с помощью градуировочных таблиц.
Уровень продукта измеряют уровнемерами, рулетками и метро-
штоками (табл. 17.2).
Наиболее совершенны поплавковые измерители уровня типа УДУ,
позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и переда-
вать показания в операторную (уровнемеры по ГОСТ 15983-81).
280
Таблица 17.2
Техянчеоок характеристики средств измерения уровня
Средство измерений	Стандарт	Пред< лы изменил	Погрешность
Уровнемеры	ГОСТ 15983-81	0-14 м, 0-20 м	Согласно ГОСТ 15983-81 14 мм
Ру тетки с грузом 2-го или 3-го класса TO’ nrttiH	ГОСТ 7402-84	0-10 м, 0-20 м	Согласно п. 1.11, ГОСТ 7502-80 для класса 1 и 3 точности
Метроштоки типа Mir и составные типа М1ПС	ГОСТ 18987-73	0-3300 мм	По всей длине ± 2 мм, от начала до середины шкалы ± 1мм
Принцип работы уровнемера УДУ-5 (рис. 17.2) основан на измере-
нии длины ленты, соединенной поплавком, плавающим па поверх-
ности нефтепродукта. При изменении уровня нефтепродукта и соот-
ветствующем перемещении поплавка ленга наматывается на барабан,
вращая мерный шкив с счетным устройством. Оборот мерного шкива
Рис. 17.2. Схема уровнемера УДУ-5:
1,9 — 1 ента стальная; 2,3 — барабан; 4 —
шкив мерный; 5 — гидрозатвор; 6 — ро-
лик; 7 — крепл ние направляющих ст-
рун; 8 — струна направляющая; 10—поп-
лавок УДУ
28»
Рис. 17-3- Пробоотборник ПСР-4
соответствует изменению уровня на 500 м. Погрешности уровнемера
типа УДУ находится в пределах от 3-10 мм в зависимости от диапазо-
на измерения, составляющего 0-12 или 0-20 м. В настоящее время
282
промышленность серийно выпускает уровнемер УДУ-10 повышенной
надежности, позволяющих вести оперативный контроль и товарные
операции по отпуску и приему нефтепродуктов в резервуарах разных
типов.
Стационарные резервуары, транспортные средства и технологи-
ческие трубопроводы градуируют в соответствии с ГОСТ и требова-
ниями нормативно-технических документов.
Порядок проведения градуировок, составления и утверждения
градуировочных таблиц, а также периодичность поверки повторных
градуировок регламентируются Правилами и Инструкциями по учету-
нефти и нефтепродуктов. Погрешность градуировки должна соответст-
вовать указанной в стандартах.
Для определения средней плотности и проверки соответствия
ГОСТ качественных показателей нефти и нефтепродуктов необходимо
отбирать среднюю пробу из резервуара или трубопровода.
Плотность нефтепродуктов и нефти в резервуаре и транспортных
средствах определяют по пробам, отбираемым по ГОСТ 2517-85. В
стационарных резервуарах для отбора проб применяют сниженные
пробоотборники типа ПСР или ручные пробоотборники.
Пробоотборник типа ПСР позволяет автоматически отбирать из
резервуара среднюю пробу, соответствующую составу нефтепродукта в
резервуаре. Применяют три типа таких пробоотборников: ПСР-4 для
отбора средней пробы из вертикальных наземных резервуаров с
нефтью и нефтепродуктами, кинематическая вязкость которых не
превышает 0,12 см2/с при температуре 323 К; ПСР-5 для отбора средних
проб маловязких нефтепродуктов из подземных резервуаров; ПСР-6
для отбора средних проб вязких нефтепродуктов из подземных резер-
вуаров и ПСР-7 для отбора средних проб нефтепродуктов из резервуа-
ров с понтонами.
Пробоотборник ПСР-4 (рис. 17.3) состоит из трех основных узлов:
верхнего люка 3, пробоотборной колонны и узла управления отбором
и сливом пробы 6. Пробу отбирают и отделяют от основной массы
нефтепродукта пробоотборной колонной, которая состоит из концевой
трубы 2 с одним клапаном и двух или трех клапанных секций 7,
соединенных между собой фланцами 4. Воздушные полости клапанных
секций связаны между собой и насосом панели управления воздуш ной
трубой 5.
Для отбора пробы в воздушной трубе 5 пробостборной колонны
ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормаль-
но закрытые клапаны открываются и нефтепродукт начинает поступать
в пробоотборную колонну. После заполнения и смешения нефтепро-
дукта в пробоогборной колонне давление в системе при помощи
спускною клапана понижается до нуля, закрывая клапан и отсекая
столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба поступает
в специальну ю пробоотборную посуду.	283
Пробоотборники типа ПСР для подземных резервуаров в отличие
от ПСР-4 оборудуют пневмокамерой, позволяющей вытеснять пробу
вверх при помощи насоса, создающего давление в пневмосистеме.
Узел управления отбором и сливом пробы для них располагается на
крышке люка резервуара.
Ручным пробоотборником можно отобрать индивидуальную пробу,
характеризующую качество Нефтепродукта в определенном месте. При
пользовании ручным пробоотборником среднюю пробу получают
смешением не .менее чем трех индивидуальных проб.
Пробы нефтепродуктов, находящихся в технологических трубо-
проводах, отбирают через пробоотборные краны.
Плотность продукта в отобранных пробах определяют ареометра-
ми стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими
погрешность измерения ± 0,5 кг/м3.
Температуру продукта измеряют ртутными стеклянными лабора-
торнь’чи термометрами ТЛ-4 группы 4Б № 1 и 2 или приборами, обеспе-
чивающими точность измерения не ниже 0,5 К.
Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы товар-
ные общего назначения грузоподъемностью 3000 кг, шкальные и
циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешивают на весах
настольных с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.
Автоцистерны с нефтепродуктами взвешивают на весах автомо-
бильных стационарных и передвижных общего назначения грузо-
подъемностью от 10 до 6 • т.
На автозаправочных станциях для измерения объема отпущенного
количества нефтепродукта применяют отечественные топливно-разда-
точные и маслораздаточные колонки, а также импортные, по парамет-
рам соответствующие отечественным стандартам.
Все системы и средства измерений должны проходить государст-
венные приемочные испытания или первичную метрологическую
аттестацию, а также периодическую госповерку или аттестацию в
органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ.
Проведение и змерений при учегно-расчегных операциях
В соответствии с ГОСТ 26976-86 основным методом измерения
массы при коммерческих операциях является динамический объемно-
массовый. Принятая или отпущенная масса продукта
M = Vp(l+36f)(l+vM‘	(ил)
где V - объем нефти или нефтепродукта за вычетом содержания виды-
хлористых солей и механических примесей; р - плотность продукта
(нефти и нефтепродукта); Р - коэффициент объемного расширения
продукта; &t “ (/р + /у) - разность-температур продукта при измерении
плотности /(| и объема у - коэффициент сжимаемости от давления;
284
" (Ру ~ Рр) ~ разность давлений при измерении объема (pv) и плот-
ности (рр).
В связи с тем, что при наливе и сливе нефтепродуктов давление не
превышает 0,3 МПа, то сжимаемостью продукта от давления пренебре-
гают.
Статический объемно-массовый метод используют при оператив-
ном контроле и коммерческом учете.
При этом методе объем определяют по градуировочным таблицам
по измеренному уровню; в резервуарах - стационарными уровнемера-
ми или вручную рулеткой с грузом (лотом), в транспортных емкос-
тях - вручную рулеткой и метрош током. Объем нефтепродуктов в
автомобильной цистерне определяют по планке, установленной в
горловине котла цистерны на уровне, соответсз вуюшем фактическому
объему.
Измерения необходимо проводить при установившемся уровне
продукта и отсутствии пены. Поэтому отбор пробы по ГОСТ 2517-85 и
уровень измеряют после окончания заполнения и отстоя продукта в
резервуарах в течение не менее 2 ч, в танках судов - 30 мин, в желез-
нодорожных цистернах - 10 мин в соответствии с Правилами и Инст-
рукциями по учету нефти и нефтепродуктов.
Измерение уровня нефтепродукта рулеткой с лотом осуществляют
в следующей последовательности:
проверяют базовую высоту (высотный трафарет) как расстояние по
вертикали между днищем в точке касания лота рулетки и риской
планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с нанесен-
ной на емкости базовой высотой - они не должны отличаться на
значении более, чем допустимая погрешность рулетки (см. табл. 17.2).
В случае расхождения выявляют причину и устраняют ее;
опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом
днища, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не
задевая зз внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние
поверхности продукта;
поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону,
чтобы избежать искажения линий смачивания на ленте рулетки;
отсчет на ленте рулетки проводят с точностью до 1 мм немедленно,
т.е. сразу после появления смоченной части ленты рулетки над замер-
ным люком.
Аналогично измеряют уровень метроштоком. Измерение проводят
не менее двух раз, при получении расхождения в отсчетах более 1 мм
измерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов принимают
среднее значение.
Для измерения уровня подтоварной воды водочувствительную
ленту фабричного производства в натянутом виде прикрепляют к
поверхности лота с двух противоположных сторон или к нижнему
285
концу метроштока, а водочувствительную пасту наносят тонким слоем
(и,2-0,3 мм) на поверхность лота или нижний конец метроштока
полосками с двух противоположных сторон. При соприкосновении с
водой водочувствительный слой ленты или пасты в течение 2-3 мин
полностью растворяется и резко выделяйся грань между слоями
воды и продукта.
По измеренному уровню подтоварной воды и градуировочной
таблице резервуара или транспортного средства находят объем
подтоварной воды. Для определения объема продукта из объема,
отвечающего уровни продукта, вычитают объем подтоварной воды.
Для расчета массы продукта пр имеющемуся объему определяют
плотность его при средней температуре в резервуаре или транспорт-
ном средстве в соответствии с Правилами по учету нефтепродуктов.
При массовом методе измерения массу продукта определяют как
разность между массой брутто и массой тары.
Основы балансового учета количества нефти и нефтепродуктов
Управления или предприятия (объединения, нефтебазы) осуществ-
ляют взаимный прием и отпуск нефти и нефтепродуктов, прием их от
нефтеперерабатывающих предприятии и нефтеперерабатывающих
заводов, территориальных управлений, а также их транспортировку.
При этом предприятия, сдающие нефть или нефтепродукты, являются
поставщиками. Предприятия, принимающие нефть или нефтепродук-
ты, являются покупателями. Поставщик или покупатель, оформляю-
щий транспортные документы, является грузоотправителем.
На магистральных трубопроводах прием и сдачу нефти и нефте-
продуктов по массе и качеству осуществляют на приемо-сдаточных
пунктах (ПСП) при НПЗ, головных, конечных и других перекачиваю-
щих станциях (ПС), наливных пунктах, нефтебазах и складах ГСМ.
Бухгалтерский учет принятых и сданных нефти и нефтепродуктов
в количественно-суммовом выражении осуществляют бухгалтерии
поставщика и покупателя.
Оперативный учет нефти и нефтепродуктов и их остатков осу-
ществляют товарно-транспортные отделы (ТТО), диспетчерские или
другие службы поставщика и покупателя. Сведения по приему и сдаче
записывают в суточные диспетчерские и операторные листы, а также
ведут журнал учета планов приема, транспорта и сдачи нефти и нефте-
продуктов. ПО или другие службы ведут отдельный учет движения
по каждому сорту нефтепродукта и составляют оперативный баланс в
объемных единицах за каждые 2 ч и 1 сут в целом по каждому нефте-
продуктопроводу.
По данным оперативных измерений определяют объемы закачанно-
го и поступившего на конечный пункт каждого нефтепродукта при
средней его температуре за. период составления оперативного баланса.
286
Таблица 17.3
г оэффициепы объемного расширения нефтепродуктов
р, кг/м3	₽. ire	р, кг/м3	₽, гс
700-719	0,001255	860-879	0,000782"
720-739	0,001183	• 880-899	0,000734
740-759	0,001118	900-919	0,000688
760-779	0,001054	920-939	0,000645
780-799	0,000955	940—959	0,000694
800-819	0,000937	960-979	0,000564
820-839	0,000882	98О-Ю00	0,000526
840-859	0,000831		
Сведения за 1 сут о приеме, сдаче и наличии нефтепродуктов
передают в вышестоящую организацию по составлению на 6 ч московс-
кого времени. Объемы нефтепродукта до и после транспортировки
приводят к стандартной температуре 20 *С по формуле
V2o = Vjl+₽(20-f)],	(17.2)
где V20, Vt - объем нефтепродукта при температуре соответственно 20
и 0’С.
Значение коэффициента объемного 0 расширения нефтепродукта
принимают в зависимости от плотности р по табл. 17.3.
Если температура нефтепродукта до и после транспортировки не
превышает 20 *С, рекомендуется приводить объем нефтепродукта до
транспортировки к температуре после транспортировки по формуле
Vxnp«V1[l^(r2-f1)],	(17.3)
где V1Tp - объем нефтепродукта до транспортировки, приведенный к
температуре t2; tit t2 - температура нефтепродукта соответственно до
и после транспортировки.
Определенная с учетом норм естественной убыли разница объемов
нефтепродукта до и после транспортировки, приведенных как указано
выше к одной температуре, - расхождение оперативного баланса Д V -
не должна превышать максимального значения погрешности опреде-
ления объема нефтепродукта ДУтах с помощью отградуированных
резервуаров. Максимальное значение погрешности определения
объема нефтепродукта Д Vmax с помощью отградуированных резервуа-
ров находят по формулам
AVm,x = 0,01«V3o;	(17.4)
AVm.x,-0,01«V1"P.	(17.5)
где 6 - погрешность измерения объема нефтепродукта, определенная
287
как сумма погрешностей градуировки резервуара бгр и измерения
уровня нефтепродукта в резервуаре бур,
« - 1,Ц6’гр+«2ур.	(17.6)
По ГОСТ погрешность градуировки резервуаров в зависимости от
объема составляет не более:
± ,2 % для резервуаров объемом 100- 300 мэ;
± 0,15 % для резервуаров объемом 4000 м3;
± 0,1 % для резервуаров объемом 5000-50000 м?.
Погрешность измерения уровня нефтепродукта в резервуаре бур в
”± 0,1 %.
Если в результате расчета и сравнения получено, что расхождение
оперативного баланса превышает допустимую погрешность измерений
(Д V > Д Vnux), т.е. возник небаланс, то для выяснения причины рас-
хождения контролируют режим перекачки по трубопроводу с проведе-
нием измерений не реже 1 ч с обязательной сверкой часов.
Сведение баланса на нефтебазе проводят также по каждому сорту
нефтепродукта отдельно при инвентаризации для выявления правиль-
ности ведения технологического процесса, определения излишков или
недостач и принятия соответствующих мер.
Инвентаризацию нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, налив-
ных пунктах и автозаправочных станциях осуществляют не реже
одного раза в месяц, а также при смене материал!.но ответственных
лиц, установлении фактов ограблений, хищений и злоупотреблений,
после пижара и стихийных бедствий.
Автоматизация технологических процессов позволяет увеличить
частоту оператявного баланса.
Для нефтебазы, принимающей нефтепродукт тремя видами транс-
порта: по трубопроводу, из нефтеналивных судов, железнодорожных
цистерн и отпускающей в четыре вида: в трубопровод, в суда, в желез-
нодорожные и автомобильные цистерны, формула сведения баланса по
массе имеет следующий вид
Е М, + Е М. Е М. - Е М. - Е М, - Е М; -
*т *с ‘ж /т JC
«г ‘с ‘ж h Jc Ы
Е	Е^р-нк+	2	мтр.нк- Е	Мр.0к “ %	Mtp.ofc>	(17.7)
}л	к	к	к	к
где iy = 1	- соответственно масса /-й партии и число партий
нефтепродукта данного сорта, принятых на нефтебазу по трубопрово-
дам на момент сведения баланса; М, , ic = 1 . . .	- соответственно
масса нефтепродукта из i-го судна и число судов с нефтепродуктом
данного сорта, принятых на нефтебазу на момент сведения баланса;
288
М.ж, " 1 • • - ^Ж| “ соответственно масса нефтепродукта из f-й желез-
нодорожной цистерны и число железнодорожных цистерн, принятых
на нефтебазу на момент сведения баланса; MjT,jT е 1 • • • Nv- - соответст-
венно масса У-й партии и число партий нефтепродукта данного сорта,
отпущенных по трубопроводам; М)с, je в 1 . . . NQ - соответственно
масса нефтепродукта в )-м судне и число судов, налит ых на нефтебазе;
Муж>/ж • 1 • • • Njq - соответственно масса нефтепродукта в /-й железно-
дорожной цистерне и число цистерн, налитых нефтепродуктом данного
сорта на нефтебазе: М,а, Д  1 — Nv - соответственно масса нефтепро-
дукта в j-й автоцистерне и число автоцистерн, налитых нефтепродук-
том на нефтебазе; Мрм ь ^р.о £ “ соответственно масса нефтепродукта
в k-м резервуаре на начало приема (отпуска) нефтепродукта данного
сорта и момент сведения баланса; Мтр.н k, М, ,.о к “ соответственно
масса нефтепродукта, содержащаяся в трубопроводной обвязке кто
резервуара на начало приема (отпуска) и момент сведения баланса.
Любую массу в выражении (17.7) определяют по формуле
I M = VP2O[1+ 0(20-/)],	(17.8)
где V - соответствующий объем; р20 - плотность нефтепродукта
данного сорта при температуре 20 ’С в соответствующем месте; t -
температура нефтепродукта в соответствующем месте и в соответству-
ющий момент времени. Остальные обозначения даны к формуле (17.2).
Если транспортные связи нефтебазы ограничены по видам транс-
порта, формула (17.7) упрощается. Наипростейший вид она имеет при
поступлении нефтепродуктов одним видом транспорта и отгрузке
также только на один вид.
В случае использования плотномеров, когда объемы V и плотности
Р измеряются при одной и той же соответствующей температуре,,
формула (17.8) также упрощается: произведение р20(1 + 0(20 - f)]
заменяется на соответствующие pf.
Нижняя и верхняя границы интервала, в ротором находится
абсолютная погрешность измерения по массе, имеют вид
Д =М1Л)±ко(Д),	(17.9)
гд? М(Д) - математическое ожидание для абсолютной формы предс-
тавления погрешности измерений; о(Д) - среднее квадратичное
отклонение для абсолютной формы представления погрешности
измерений, ___________________
/п	п
О(Д)-У Е [о*(Д)( П Л(хР)],
i=l	k-i+1
где оДД) - среднее квадратичное отклонение абсолютной погрешности
I й измеряемой величины в рабочих условиях; / Дх) - производная от
статистической функции Дх) для k-й измеряемой величины.
(17.10)
289
При отсутствии сведений о виде закона распределения суммарной
погрешности измерения этот закон принимается нормальным. И при
вероятности Р = 0,95 в формуле (17.9) к  2, а при Р  0,997 к  3.
При сведении баланса математическое ожидание М(Д)а 0.
Поэтому границы интервала абсолютной погрешности сведения
баланса будут определяться только средним квадратичным отклоне-
нием
ДМ-± 30(A).	(17.11)
Исходя из выражений (17.7) и (17.8) формула для вычисления
погрешности измерений в резервуарном парке при сведении баланса в
единицах массы выглядит следующим образом (при определении
объема в резервуарах по градуировочным таблицам через измерение
уровня нефтепродукта, а объема трубопроводной обвязки по калиб-
ровке)
ДМр.„-V £ (2(ДМ„П + (ДМп>)2_0* + (ДМр)2р.„к +	”
_____________к	___________________________
+ (ДМр^р.о k + (ДМР )2р„ к + (ДМр)2р,0 к + 1ДМ()2р.н к ♦ (ДМ()р.о к +
+ 2(ДМр^ к + 'W»-o к + (ДМ₽)2,р.н к + (ЛМе)2гр.„ к +
+ 2(ДМ,Рч,.к] + Дт2,	(17.12)
где к - число резервуаров для данного сорта нефтепродукта, вклю-
ченных в технологические операции; (ДМн)к “ погрешность определе-
ния массы в к-м резервуаре, обусловленная погрешностью применяе-
мого метода измерения уровня нефтепродукта И; (ЛМГр)н-о к ” пог*
решность определения массы, обусловленная погрешностью определе-
ния объема заполняемой части k-го резервуара по градуировочной
таблице на начало приема (отпуска) и момент сведения баланса;
(ДмД.и(ДИД о к - погрешности определения массы, обусловлен-
ные погрешностью применяемого метода измерения плотности в к-м
резервуаре, соответственно на начало приема (отпуска) и на момент
сведения баланса: (ДМр)р.н к, (A^p)p.o к “ погрешность определения
массы, обусловленная погрешностью определения коэффициента
объемного расширения нефтепродукта в к-м резервуаре, соответствен-
но на начало приема (отпуска) и момент сведения баланса; (ДМг)р.н к»
(ДМJp.o к - погрешность определения массы, обусловленная погреш-
ностью измерения температуры в к-м резервуаре, соответственно на
начало приема (отпуска) и момент сведения баланса; (ДМрХр к ”
погрешность определения массы, обусловленная погрешностью опрс
деления плотности нефтепродукта в трубопроводной обвязке к-го
290
резервуара; (ДМк)н-ок ~ погрешность определения массы, обусловлен-
ная погрешностью калибровки трубопроводной обвязки k-го резервуа-
ра, на начало приема (отпуска) и момент сведения баланса; (ДМрХр.н к,
(Д^₽)тг.о к ” погрешность определения массы, обусловленная погреш-
ностью определения коэффициента объемного расширения нефтепро-
дукта в трубопроводной обвязке k-го резервуара, соответственно на
начало приема (отпуска) и момент сведения баланса; (ДЛ/^р к -
погрешность определения массы, обусловленная погрешностью изме-
рения температуры в трубопроводной обвязке k-го резервуара; Дт -
абсолютная погрешность обработки данных.
Погрешность измерений при приеме - отпуске нефтепродукта на
нефтебазе исходя из формул (17.7) и (17.8) для простейшего случая
। поступления нефтепродуктов по железной дороге и отгрузки в авто-
цистерны (при использовании объемных счетчиков) выражается:
ДМп.о -	Р2,0Г2.ж20 +2	7
I	I
Р’30Пж('ш - 20Р(Дв,? «•£ ^Ж201Л РзоР +
I
z Р2„ VW2O) +Z р’0»з,	+1 р’0	J2 +
I. _________L.	!
+ Х	+ Лт’-	(17л3>
j
где 6СЧП, 6Сч.о “ относительная погрешность объемного счетчика
соответственно на приеме и отпуске нефтепродукта; i, j - число соот-
ветственно принятых железнодорожных цистерн и загруженных
автоцистерн на момент сведения баланса; У1Ж, V;a - объем соответст-
венно i-й железнодорожной цистерны и j-й автоцистерны; Др , ~
абсолютная погрешность измерения плотности при температуре 293 ’С;
ДТ,, ДТ; - абсолютная погрешность измерения температуры соответст-
венно при приеме i-й железнодорожной цистерны и отпуске в j-ю
автоцистерну; tKi - температура продукта в i-й железнодорожной
цистерне;^ - температура отпускаемого в j-ю автоцистерну продукта;
Др - абсолютная погрешность коэффициента объемного расширения;
Дт - абсолютная погрешность центрального блока обработки и инди-
кации данных.
Погрешность измерений и расчетов разбаланса при сведении
баланса Де определяют по формуле
Ae’/ia.'fpn)2 tUA/.o»2-	<|7-14)
Значение погрешности сведения баланса может быть одного
порядка с нормой естественной убыли для легкоиспаряюшихся нефте-
продуктов и превышать норму естео венной убыли для слабоиспаряю-
щихся.
291
Наличие дебаланса, превышающего пределы абсолютной погреш-
ности, свидетельствует о нарушении технологического режима или о
неисправности средств измерений. Списание потерь в соответствии с
нормами естественной убыли необходимо выполнять, если значение
дебеланса превышает абсолютную погрешность сведения баланса.
Автоматизация и автоматизированная система управления
(АСУ) балансового учета нефтепродуктов на нефтебазах,
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах и
автозаправочных станциях
Автоматизация и АСУ позволяют увеличить частоту операций по
сведению баланса и таким образом внедрить ежедневное сведение
баланса, решить задачи контроля за утечками из резрвуарного парка и
автоматического выявления недопустимых погрешностей средств
измерения на основе использования избыточной информации в систе-
ме, например, определяя принятое (отпущенное) количество нефте-
продукта одновременно с помощью счетчиков и по замерам в ре-
зервуарах.
Так АСУ ’’Баланс” на распределительных нефтебазах может обес-
печить учетные операции при приеме - отпуске нефтепродуктов и
оперативное сведение баланса по продуктам. Для этого АСУ ’’Баланс
включает следующие технические средства:
комплекс управляющий регистрирующий специализированный-
’’КУРС”;
персональная профессиональная ЭВМ ’’ИСКРА-1030”;
установки верхнего и нижнего налива автоцистерн;
узлы учета при сливе железнодорожных цистерн на базе счетчи-
ков, фильтров и газоотделителей;
система измерения уровня типа УГР;
многоканальный цифровой измерительный преобразователь
111711/1И сигналов от термометров сопротивления ТСП-5081-01.
В основе определения абсолютной погрешности измерений и
расчетов разбаланса при оперативном сведении баланса лежит также
формула (17.14).
При использовании плотномеров для вычисления абсолютной
погрешности измерения массы нефтепродукта в резервуарном парке
применяют формулу
АМр.п = ^£RS3cpkPcpk(A^k)3 **• (^ifc ~ ^ak)3P3cpk^3rpfc *
+ № + У32к + 2 Утрк)ЛР2срк] + Ат2,	(17-15)
где к - число резервуаров для данного сорта нефтепродукта; Scpk г
среднее значение площади поперечного сечения k-го резервуара;
- текущая плотность нефтепродукта в k-м резервуаре; - абсолют-
292
ная погрешность применяемого метода измерения уровня нефтепро-
дукта k-го резервуара; v2* - объем нефтепродукта о к-м резер-
вуаре соответственно до начала и после окончания закачки (выкачки)
нефтепродукта в k-й резервуар; бгр* - погрешность определения
объема заполненной части k-го резервуара по градуировочной табли-
це; VTpfc- объем нефтепродукта в трубопроводной обвязке k-го резер-
вуара; ДРсрк ~ абсолютная погрешность измерения плотности.
При приеме - отпуске с использованием счетчиков и плотномеров
на потоке из выражения (17.13) получаем
дм„.о -	^ж(лр„)’ + 6’М.О I v%(aptf)a + д»?,	(17.16)
j
где ph, Рц - плотности нефтепродуктов, получаемых соответственно
из железнодорожных цистерн и отгружаемых в автоцистерны.
На АЗС минимальным интервалом времени сведения баланса
является продолжительность одной смены, результаты оформляют в
виде сменного отчета. Баланс в смежном отчете сводится по реальному
объему отпущенного и хранимого нефтепродукта. Для вычисления
всех составляющих баланса в единицах массы их умножают на сред-
нюю плотность продукта, приведенную к той же температуре, что и
объем.
Если АЗС входят в состав нефтебазы и связаны со службами пос-
ледней в части снабжения нефтепродуктами, оформления документов,
контроля, а цминистративного руководства, сменные отчеты сдаются в
машино-счетное бюпо (МСБ) бухгалтерии, из них ежедневно операторы
МСБ излишки и недостатки нефтепродуктов переносят в накопитель-
ную ведомость. На основании данных итоговой накопительной ведо-
мости за месяц оприходуются излишки и списываются недостачи.
Недостача в пределах норм естественной убыли списывается за счет
издержек нефтебазы, а сверх норм естественной убыли относится на
виновных лиц.
Система АСУ ’‘Баланс” на нефтебазе по данным сменного отчета
может контролировать работу каждого заправщика АЗС, а по данным
замеров в резервуарах АЗС при сливе бензовоза может контролиро-
вать работу каждого бензовоза.
§ 82. Учет газа на магистральных газопроводах
Определение количества газа, регистрацию измерений и передачу
данных в систему телемеханики для нужд диспетчерской службы
проводят на пунктах измерения расхода газа (ПИРГ). Пункты измере-
ния делят на хозрасчетные и контрольные. Для взаимных расчетных
операций между поставщиком и потребителем газа принимают данные
измерений хозрасчетных ПИРГ.
293
Пункты измерения газа размещают на границах между производст-
венными объединениями на обводе газопровода.
Для измерения больших количеств газа используют расходомеры с
сужающими устройствами, действие которых основано на измерении
переменного перепада давления. Основные положения и требования к
их исполнению изложены в Правилах измерения расхода газов и
жидкостей стандартными сужающими устройствами Госстандарта
СССР (РД 50-213-80) и в Международном стандарте ИСО 5167 измере-
ния расхода жидкостей и газов с помощью диаграммы, сопел и труб
Вентури» установленных в трубопроводы круглого сечения, полностью
заполненные измеряемой средой.
К стандартизованным сужающим устройствам относятся диаграм-
мы, сопла, сопла Вентури и трубы Вентури. При измерении расхода в
комплекте со стандартизованными сужающими устройствами приме-
няют дифференциальные манометры. Области применения различных
сужающих устройств по диаметрам от 50 до 1400 мм, при числах Рей-
нольдса выше 1 • 104.
Кроме расходоизмерительных систем с применением метода
переменного перепада давления используют промышленные расходо-
меры постоянного перепада давления и счетчики количества.
Расходомеры постоянного перепада давления отличаются высокой
чувствительностью и поэтому могут измерять малые расходы, в них
незначительны потери давления, постоянна относительная погреш-
ность измерения, они просты в автоматизации. Различают три конст-
рукции их: ротаметры, поршневые и поплавковые расходомеры. В
промышленности наиболее широко применяют ротаметры.
Счетчики газов используют для учета газа в пределах расходов от
4 до 30000 м3/ч, температур от 273 до 323 К и давлении не выше
1 • 103 Па.
Выбор средств измерения и их монтаж проводят с учетом Положе-
ния по измерению и учету газа на газодобывающих и газотранспорт-
ных предприятиях. Основных положений по комплексной автомати-
зации газотранспортных предприятий. Типизированного ряда техноло-
гических схем пунктов измерения расхода газа для систем магист-
ральных газопроводов, а также РД 50-213-8г.
Для определения расхода газа в пунктах измерения в основном
используют следующие средства измерения: диафрагма; самопишущий
дифманометр или измерительный преобразователь перепада; самопи-
шущий манометр или измерительный преобразователь избыточного
давления: барометр; самопишущий термометр или измерительный
преобразователь температуры; влагомер или измерительный преобра-
зователь влажности газа; измерительный преобразователь плотности
газа при нормальных условиях; планиметры (пропорциональный,
294
корневой, полярный); вычислительное устройство (при автоматичес-
ком учете газа при рабочих параметрах).
Контрольные вопросы
1. Методы измерения массы нефтепродуктов.
. 2. Типы счетчиков и области их применения.
3.	Уровнемеры, пробоотборники и их принципиальные схемы.
4.	Основы балансового учета количества нефтепродуктов.
5.	Погрешности измерений объема и массы нефтепродуктов.
6.	Возможности АСУ балансового учета нефтепродуктов.
7.	Расходомеры и счетчики газа, их краткая характеристика.
Глава 18. ХРАНЕНИЕ ГАЗА
§ 83.	Виды неравномерности газопотребления
и способы погашения ее
Система газоснабжения городов, населенных пунктов, промыш-
ленных и других объектов состоит из тесно связанных между собой
трех элементов: источник газоснабжения (газовый промысел или
газобензиновый завод), магистральный газопровод со всеми сооруже-
ниями и газораспределительная сеть потребителей с ГРС. Для повыше-
ния эффективности всего народного хозяйства необходимо, чтобы все
эти три элемента работали согласованно и с полной загрузкой.
Расходование газа промышленными и особенно бытовыми и
коммунальными потребителями, как правило, неравномерно и колеб-
лется в течение суток, недели, месяца и года. В дневные часы суток
(особенно утром и вечером) потребление газа больше среднечасового,
а ночью - меньше.
График суточного газопотребления (рис. 18.1) обусловлен режи-
мом работы потребителя. Избыток газа за ночные часы (площадь АВД)
равен недостатку газа в дневное время (площадь СВЕ). Следовательно,
необходимо в определенные часы суток каким-то образом где-то
накапливать газ, чтобы иметь возможность в течение дня покрывать
нехватку газа и выдавать в городские сети газ в количествах, больших
среднего расхода. Только при этом условии может быть надежное
газоснабжение.
В крупных городах существует большой разрыв между зимним и
летним потреблениями газа. Летом газа потребляется меньше в связи с
тем, что на этот период отключаются отопительные сети и многие
жители городов выезжают на отдых (так, например, летний избыток
газа для Москвы и Московской области составляет 2,5-3 млрд.м3).
Колебания i потреблении газа характеризуются коэффициентами
295
Рис. 18.1. График суточного гаэопотребления:
1 — средним расход raja
неравномерности. Различают следующие коэффициенты неравно-
мерности.
Коэффициент сезонной (месячной) неравномерности км - отноше-
ние расхода газа за данный месяц к среднемесячному (в течение года)
расходу. Коэффициент сезонной неравномерности гаэопотребления
рассчитывают в зависимости от доли газа на отопление и продолжи-
тельности отопительного сезона. Для центральных районов нашей
страны, для которых отопительный сезон по нормам проектирования
установлен в 212 дней, при 10 %-ной отопительной нагрузке коэффи-
циент сезонной (месячной) неравномерности fcM = 1,3, а при 50 %-ной
отопительной нагрузке км = 1,75.
Коэффициент суточной неравномерности кс рассчитывают как
отношение расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за
неделю. Для квартир, в которых газ используют только для приготов-
ления пиши, наибольший коэффициент суточной неравномерности
потребления газа кс = 1,96.
Коэффициент часовой неравномерности кч - отношение расхода
газа за один час к среднечасовому расходу за сутки. Значения коэф-
фициента часовой неравномерности для городских квартир в зависи-
мости от объема газоснабжения и характера газового оборудования
изменяются в пределах 1,6-2,2; наибольшее значение кч = 2,62 отно-
сится к коммунально-бытовым потребителям.
При составлении баланса подачи газа и расходования его городом
или каким-либо другим населенным пунктом всех потребителей
разделяют на пять категорий: 1) бытовое потребление (приготовление
пищи и горячей воды в домашних условиях); 2) коммунально-бытовое
потребление (бани, прачечные, больницы и поликлиники, столовые и
хлебопекарни, ясли и детские сады и т.д.); 3) промышленное потреб-
ление (расход газа на технологические нужды промышленных пред-
приятий); 4) потребление газа для отопления жилых и общественных
зданий; 5) потребление газа автотранспортом. В соответствии с норма-
ми расхода газа строят годовые графики i азопотребления, из которых
выделяют расчетную сезонную неравномерность гаэопотребления.
Для устранения суточной неравномерности гаэопотребления
можно использовать газгольдеры высокого и среднего давления или
296
хранить газ в трубах высокого давления. При многониточных и раз-
ветвленных газотранспортных системах появляется возможность
переброски (маневра) газа в часы пик из районов, где имеются излиш-
ки его, в районы, где газа не хватает (влияние поясного времени).
Наиболее часто в качестве аккумулятора газа используют сам газо-
провод, особенно, последний перед потребителем участок.
Газгольдеры, а также трубы высокого давления, предназначенные
для снятия суточной неравномерности газопотребления, должны быть
рассчитаны на достаточно высокое давление, чтобы можно было от них
питать газовую сеть населенного пункта. Таким условиям отвечают
газгольдеры с рабочим давлением (избыточным) от 0,25 до 2 МПа. Их
1 сооружают объемом 175 и 270 м3. Размеры газгольдера обусловлены
максимальными габаритами, установленными для железнодорожных
перевозок. Газгольдеры устанавливают и горизонтально, и вертикаль-
но на специальных основаниях (опорах) группами по нескольку штук
в каждой. Каждый газгольдер и каждая группа снабжены предохрани-
те льными клапанами, срабатывающими при превышении рабочего
давления на 10 %. Для отключения каждого газгольдера и группы в
целом предусмотрена отсекающая арматура.
Последний участок магистрального газопровода работает в усло-
виях, отличающихся от условий работы промежуточных участков.
Расход газа в начале последнего участка постоянен, а в конце -
переменен и равен меняющемуся в течение суток отбору газа потреби-
телем. Ночью, когда отбор газа из газопровода меньше поступающего
расхода газа в начальное сечение последнего перегона, в трубопроводе
будет происходить накопление газа. Начало процесса накопления бу-
• дет соответствовать точке А (см. рис.18.1), а в момент времени, выра-
жаемый точкой В, в последнем участке будет наибольшее количество
накопленного газа, а, следовательно, будут и наибольшие значения
давлений во всех сечениях участка. Распределение давлений в этот
момент времени будет изображаться кривой 1 на рис. 18.2. В дневные
часы, когда отбор газа в конце превышает его поступление в начале
Рис. 18.2. График к расчету аккуму пирую-
щей способности последнего участка ма-
гистрального газопровода
297
участка, количество газа в трубопроводе будет снижаться и наимень-
шее количество газа будет в момент времени С(Л) (см. рис. 18.1). Этому
моменту времени соответствует кривая 2 распределения давления по
длине последнего участка (см. рис. 18.2). Только в моменты времени А,
В, С(А) расходы газа в начале и конце последнего участка будут
одинаковы. Во все остальное время указанные расходы будут неоди-
наковыми и в газопроводе будет происходить сначала накопление
газа, затем излишний отбор (перерасход) газа, т.е. последний участок
будет работать как буферная емкость (компенсатор) с продолжитель-
ностью цикла в одни сутки. Диаметр последнего участка магистраль-
ного газопровода обычно принимают таким же, как и на остальных
участках, а длину последнего перегона определяют из условия
максимальной аккумулирующей способности по формуле
г » ншах клип
24Q2
Где 4 Л AZTcp/(16,7 • 10-* •цф.Е)3/)5’2 на базе формулы (9.22) или
А ,/(3.32-
на базе формулы (9.13).
Поскольку в последнем участке идет непрерывное изменение
давлений и расходов по длине, то расчет процесса аккумуляции
следует вести по уравнениям неустановившегося процесса. Однако
сама процедура расчета по формулам неустановившегося процесса
очень сложна. Поэтому для практических расчетов чаще пользуются
приближенными методами. Наиболее часто для расчета аккумулирую-
щей способности применяют метод последовательной смены стацио-
нарных состояний, который довольно прост, а погрешность не превы-
шает 15-20 % в сторону уменьшения фактической компенсации (т.е.
расчет дает запас в 15-20 %).
Последовательность расчета этим методом следующая. В моменты
времени, соответствующие точкам А к В графика суточного газолот-
ребления (см. рис. 18.1), расходы в начале и конце последнего участка
равны между собой и равны среднечасовому расходу газа. Следова-
тельно, можно предположить, что в эти моменты времени поток газа
близок к стационарному и в расчете можно использовать формулы
установившегося процесса. Точка 4 соответствует концу периода
интенсивного отбора газа из трубопровода; давление в этот момент
будет изображаться' кривой 2 (см. рис. 13.2). Положение указанной
кривой будет определяться значением pKmln, которое должно быть не
ниже минимально допустимого давления на входе ГРС- Принимая
Рктт» равным этому минимальному допустимому давлению, по любой
формуле расхода (9.9), (9.11), (9.13), (9.22) можно определить рнт1П, а
298
затем Pep mm (по формуле (9.34JJ и количество газа в последнем участке
в начальный момент периода накопления. Точка В соответствует
концу периода накопления газа в последнем участке; в этот момент
кривая падения давления занимает наивысшее положение (см. рис.
18.2). Давление Рнтах не должно превышать максимально допустимого
значения по условиям прочности трубопровода и оборудования КС.
Принимая Рнтах равным максимально допустимому давлению, анало-
гично рассчитываем давления рктах и рсртах» а затем количество газа
в последнем участке в конце процесса накопления (точка В).
Разница в количествах газа в последнем участке в моменты
времени В и 4 и будет определять возможную аккумулирующую
способность данного участка. Необходимую аккумулирующую способ-
ность последнего участка можно определить путем планиметрирова-
ния площади ABD или ВЕС (см. рис. 18.1) (эти площади должны быть
равны) и умножением полученного значения на- масштабный коэффи-
циент. Естественно, что расчетная аккумулирующая способность
должна быть не меньше необходимой. Если последнее условие не
выполняется, то следует применять дополнительное регулирование
(переменные режимы в течение суток, использование газгольдеров
для частичной компенсации неравномерности, отключение в опреде-
ленные часы части потребителей газа).
Сезонная неравномерность гаэопотребления компенсируется в
каждом конкретном случае на основании технико-экономических
расчётов. Газопровод может быть запроектирован на работу для
зимних и летних условий (зимой будет 100% загрузка, летом на
каждой КС часть компрессоров будет отключена). Естественно,что
данный метод регулирования приводит к удорожанию транспорта газа
вследствие простаивания части оборудования в течение значительного
времени. Иногда сезонную неравномерность потребления газа устра-
няют введением принудительного графика потребления. При этом
часть промышленных предприятий является буферными потреби-
телями*. летом их подключают к газовой сети, а в зимний период
буферные предприятия используют другой вид топлива (уголь, ма-
зут, дрова и т.п.). Такой способ регулирования обеспечивает прак-
тически 100% за1рузку газопровода в течение всего года, но создает
определённые трудности и неудобства для часги промышленных
предприятий. Можно, конечно, строить крупные газгольдгрные парки,
но сооружение громадных наземных хранилищ для покрытия сезон-
ных колебаний гаэопотребления (сезонная неравномерность дос-
тигает сотни и тысячи миллионов кубических метров) сопряжено
с большими техническими трудностями, зребует больших капитало-
вложений, создаст очаг пожароопасности и поэтому практически
неосуществимо.
299
§ 84.	Подземное хранение газа
Технико-экономические расчеты и практический опыт показыва-
ют, что наиболее целесообразным способом компенсации сезонной не-
равномерности потребления газа является создание подземных храни-
лищ вблизи конечных пунктов (у потребителя), в которых хранятся
летние избытки газа, а в зимний период из них покрывается нёхватка
газа.
Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления при-
меняют следующие основные типы подземных хранилищ: подземные
хранилища в истощённых газовых и нефтяных месторождениях;
подземные хранилища в водоносных пластах; подземные хранилища
в соляных куполах: подземные хранилища в искусственных выработ-
ках (заброшенных шахтах). Последние используют для хранения сжи-
женных газов.
Для хранения больших количеств природного газа в первую
очередь используют истощенные газовые, а также нефтяные месторож-
дения. Практически весь хранимый газ приходится на подземные
хранилища в истощенных газовых и нефтяных месторождениях.Если
они расположены на небольшом расстоянии ог районов потребления,
то такие хранилища являются самыми выгодными. Экономическая
эффективность подземных хранилищ зависит также от их объема;
чем больше полезный объем, тем более выгодным является подзем-
ное хранилище. Расчеты и опыт проектирования и эксплуатации
показывают, что объем подземного хранилища должен быть равен
нескольким сотням миллионов кубических метров.
Высокая эффективность подземных хранилищ в истощенных
газовых и нефтяных месторождениях определяется следующими
факторами: наличие истощенного месторождения гарантирует
100%-ную надежность при хранении газа; при обустройстве хранилища
отпадает необходимость проведения дорогих разведочных работ,
бурения скважин и т.п., возможность использования имеющейся
системы промысловых коммуникаций для транспорта газа; возмож-
ность принятия высокого давления при хранении газа (его можцо
принять равным первоначальному или даже несколько выше).
Проектирование, создание и эксплуатация газового хранилища
имеют свои особенности, но в основу положены принципы разра-
ботки газовых месторождений.
В истощенных нефтяных залежах при хранении газа часть тяжелых
углеводородов оставшейся нефти переходит в газообразное состоя-
ние и извлекается из пласта вместе с хранимым газом. В этом случае
необходимо запроектировать установки для выделения тяжелых
углеводородов из газов.
300
Пропускная способность газопровода от подземного хранил»,
потребителя должна соответствовать сумме отбора газа из подзе?? д<*
хранилища и пропускной способности основной части магистрат, ОГО
газопровода в часы максимального потребления (часы пик).
Хранилища газа, создаваемые в ловушках водоносных Пластовы
систем, являются искусственными газовыми залежами. Хранилища
создают путём вытеснения или оттеснения воды газом. При вытес-
нении вода из пласта удаляется через разгрузочные скважины, а при
оттеснении перемещается по водоносному пласту.
Пласт-коллектор, предназначенный для хранения газа, должен
быть расположен вблизи места потребления, чтобы избежать сооруже-
ния дополнительных газовых коммуникаций большой длины. Для
предотвращения потерь газа выбранный коллектор (ловушка) дол-
жен быть герметичным. Очень важно, чтобы кровля пласта была плот-
ной и прочной. Если кровля над хранилищем представлена плотными
пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами
при отсутствии трещин и разломор, то обычно мощность кровли в
5-15м на глубинах 300-1000 муже достаточна для предотвращения
утечек газа. Находящийся в ловушке газ снизу, как правило, и по
Рис. 18.3. Технологическая схема зъкатки и отбора газа из подземного хранилища в водо-
1 — пылеуловитель; 2 — газомотокомпрессор; 3 — холодильник; 4 — cenqpi op, угольный
здсорбеш, 6 - керамический фильтр; 7 - газораспределительный пункт; 8 - газос “ ратор,
у _ редуцирующий штуцер; 10 - эксплуатационные скважины; 11 - разгрузочные скважи-
ны; 12 ♦ контактор; 13 - трап высокого давления; Н - трап низкого давления; 15
б 'ссейн, 16 — насос
301
краям подпирается водой. Наиболее экономичными оказываются
хранилища на глубине 300- 500 м.
Технологическая схема подземного хранилища в водоносном
пласте показана на рис. 18,3.
Процесс закачки производится следующим образом. К подземному
хранилищу газ подаётся по отводу от магистрального газопровода под
достаточно высоким давлением (около 2-2,5 МПа). Газ поступает в
пылеуловитель 7, затем направляется на прием газомотокомпрессо-
ров 2 типа 10 ГК, где он компремируется в несколько ступеней дс
давления 11-12,5 МПа. После охлаждения в холодильниках Зили в
градирне газ очищают ст компрессорного масла, так как при попада-
нии масла в поры пласта ухудшается проницаемость призабойной зо-
ны и уменьшается продуктивность скважины. Установка по очистке
от масла состоит из циклонных сепараторов 4 (обычно две ступени),
угольных адсорбентов 5 и керамических фильтров б. В первой ступени
циклонных сепараторов улавливаются частицы сконденсированных
тяжелых углеводородов и масла. Во второй ступени, куда газ посту-
пает после охлаждения до температуры 320-325 К, улавливаются
сконденсированные легкие углеводороды и скоагулированные час-
тицы масла. Более легкие частицы масла (диаметром 20-30 мкм) по-
глощаются в вертикальных угольных адсорберах. Сорбентом является
активированный уголь в виде цилиндриков диаметром 3-4 мм и дли-
ной 8 мм. Сорбент регенерируют паром. Самая гонкая очистка от мас-
ляной пыли осуществляется в керамических фильтрах, состоящих из
трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец кото-
рых закрыт. Показателем загрязненности фильтра является повыше-
ние перепада давления до 20и(* Па. Регенерация трубок фильтра осу-
ществляется обратной продувкой и промывкой.
Пройдя все эти аппараты, охлажденный и очищенный г аз поступает
на газораспределительный пункт (ГРП) 7 для распределения газового
потока по скважинам и замера количества газа, закачиваемого в каж-
дую скважину.
Отбор газа из хранилища проводят следующим образом. Газ из экс-
плуатационных скважин поступает на газораспределительный пункт
по индивидуальным шлейфам. Для предотвращения гидратообразова-
ния в скважину и шлейфы подают мегиловый спирт. На ГРП проводят
двухступенчатую сепарацию газа от капельной влаги в циклонных се-
параторах (первая ступень до штуцера по ходу движения газа, вто-
рая - после штуцера). Редуцируют давление газа с помощью индивиду-
альных штуцеров (давление понижают до значения, необходимого по-
требителям газа). Далее газ направляется на диэтиленг .пиколевую
установку осушки, пройдя через пылеуловитель, а оттуда с точкой ро-
сы около 270 К поступает в магистральный газопровод и идет к потре-
бителю.
302
При эксплуатации хранилища газа в водоносном пласте (см. рис.
18.3) вытесняемая вода при закачке газа попадает в трапы высокого
13 и низкого 14 давления, оттуда в бассейн 15 и далее насосом 16 зака
чивается через поглотительные скважины в более удаленные пласты.
Весьма экономичным является сооружение подземных хранилищ
газа в соляных куполах, которые создаются вымыванием соли водой.
К сожалению, вблизи крупных промышленных центров, как правило,
отсутствуют подходящие по структуре залежи соли.
Возможны два способа отбора газа из хранилищ в соляных купо-
лах: вытеснение газа рассолом и сухой способ отбора газа. При эксплу-
атации хранилища с использованием рассола возможна подача потре-
бителю газа с постоянным давлением. Другим преимуществом этого
способа является возможность создания камер выщелачивания боль-
ших объемов.
Конструкция скважин при использовании рассола двухколонная:
снаружи располагается обсадная колонна, а внутри - эксплуатацион-
ная подвесная, опушенная почти до дна емкости. Кольцевой зазор
между подвесной и обсадной колоннами служит для закачки и отбора
газа. По подвесной колонне в емкость подается рассол, с помощью ко-
торого природный газ вытесняется из емкости в период отбора, а в пе-
риод закачки газа через эту колонну выдавливается рассол. Недостат-
ками такого способа эксплуатации являются: необходимость хранения
большого количества рассола и обводнение газа, вызывающее необхо-
димость сооружения дополнительных установок осушки газа.
При эксплуатации хранилища без рассола (сухой способ) отпадает
необходимость иметь установки осушки. Но при сухом хранении к ка-
мерам хранилища предъявляются более жесткие требования; при каж-
дом отборе и закачке давление в емкости меняется, а это приводит к
перераспределению напряжений в массиве, окружающем емкость, что
снижает устойчивость кровли. Поэтому приходится ограничивать раз-
меры отдельных камер (при применении рассола ограничения на объ-
ем практически нет). При сухом отборе емкость можно опорожнять до
атмосферного давления и не полностью - в ней будет оставаться бу-
ферный (мертвый) объем газа. Какой вид эксплуатации применить - со
снижением давления до атмосферного или с буферным объемом газа -
зависит от прочностных характеристик месторождения каменной соли
и окружающих пород.
При сухом хранении с оставлением в емкости буферного га-
за геометрический объем хранилища используют не полностью. Для
обеспечения устойчивости необходимо сохранять буферное давление
(остаточное давление буферного газа) до 2 МПа.
Сооружают сухие подземные хранилища в соляных куполах
также методом размыва водой. После того, как будет размыт задан-
ный объем хранилища в соляную емкость закачивают природный
303
!
газ, вытесняя им рассол. Затем подвесную колонну, используемую
при размыве, удаляют, а эксплуатационной становится обсадная
колонна. Природный газ закачивают в емкость компрессором, от-
бирают из емкости и подают в транспортную сеть за счет внутрен-
него давления в емкости.
Преимущества сухого способа хранения газа: простота и экономич-
ность эксплуатации; подача газа потребителю осуществляется
за счет давления газа в емкости; отпадает необходимость сооружения
установок по сушке газа.
Недостатки: уменьшенные объемы камер по сравнению с храни-
лищем, где газ вытесняют рассолом; выдача газа при переменном
давлении.
§ 85.	Хранение сжиженных газов
Горючие сжиженные газы, являющиеся товарным продуктом
нефтяной и газовой промышленности, бывают двух видов: сжижен-
ные нефтяные газы и сжиженный природный газ.
Сжиженные нефтяные газы (СНГ) - это углеводородные газы, кото-
рые при нормальной температуре сравнительно небольшим повышени-
ем давления могут быть переведены из газообразного состояния в жид-
кое. Так, чистый пропан при температуре 293 К при давлении 0,83 МПа
превращается в жидкость, а для н-бутана при той же температуре
достаточно давления 0,205 МПа для превращения его в жидкость.
Товарные СНГ представляют собой, как правило, смесь пропана и
бутанов (н-бутана и изобутана) с небольшими примесями этана и
более тяжелых алканов и алкенов.
Основными источниками получения сжиженных газов являются
нефтяной газ, природный газ газоконденсатных месторождений, при-
родный газ газовых месторождений с повышенным содержанием
тяжелых углеводородов, а также газ, вырабатываемый на нефтепере-
рабатывающих заводах.
Сжиженные газы находят широкое применение в химической
промышленности в качестве сырья для производства широкого
ассортимента продуктов, используются как моторное и бытовое
топливо для газификации населенных пунктов и предприятий.
Сжиженные нефтяные газы хранят в наземных и заглубленных
металлических резервуарах и в подземных выработках.
В металлических резервуарах СНГ можно хранить при температу-
ре окружающего воздуха и повышенном давлении либо при атмос-
ферном давлении и низких температурах.
Наземные резервуары рассчитывают на рабочее давление, соот-
ветствующее давлению насыщенных паров СНГ при максимальной
температуре воздуха в летнее время, но не ниже 323 К. Для заглуб-
304
ленных резервуаров за расчетную принимают максимальную тем-
пературу грунта в летнее время, но не ниже 298 К. Этим максималь-
ным температурам соответствуют давления насыщенных паров инди-
видуальных углеводородов, входящих в состав СНГ (от 0,4 до 1,7 МПа)
На рабочие давления в этом диапазоне и рассчитывают шаровые и
горизонтальные цилиндрические резервуары со сферическими дни-
щами, предназначенные для хранения СНГ.
Цилиндрические резервуары изготовляют объемом от 10 до 200 м3,
сферические - объёмом 600м?
Недостатки металлических резервуаров повышенного давления
(большой расход металла, высокая пожаро- и взрывоопасность) в зна-
чительной степени устранены в так называемых изотермических
резервуарах, где поддерживают низкую температуру. Это позволяет
хранить газы в жидком состоянии при атмосферном давлении.
Основными элементами низкотемпературного хранилища для СНГ
являются изотермический резервуар • и компрессорно-холодильная
установка. В тонкостенном теплоизолированном резервуаре СНГ
хранят под давлением, близким к атмосферному, при температуре,
обеспечивающей фазовый переход при этом давлении. За счет нагрева
резервуара теплотой из окружающей среды часть продукта испаряется.
Пары проходят через теплообменник, засасываются компрессором и
после сжатия поступают в конденсатор. Здесь проводится охлаждение
водой нагретого при сжатии пара, в результате чего он конденсирует-
ся. Сконденсированная жидкость подвергается дополнительному
охлаждению в теплообменнике встречными холодными парами и че-
рез дроссель, снижающий давление СНГ до давления в резервуаре,
поступает в резервуар.
Весьма выгодно хранить СНГ в подземных выработках, созданных
размывом в соляных пластах и куполах. Капиталовложения на созда-
ние таких емкостей в 8-15 раз меньше, чем на сооружение наземных
металлических резервуаров, а удельные затраты металла в 40-100 раз
меньше.
К подземным выработкам относятся и льдогрунтс вые резервуары,
представляющие собой выработку в искусственно замороженном
грунте. Такие резервуары можно создавать в любых грунтах, в том
числе и в болотистых, водонасыщенных грунтах; они обладают доста-
точной герметичностью, пониженной пожароопасностью, небольшими
удельными затратами металла для них.
На рис. 18.4. приведены удельные эксплуатационные расходы для
хранилищ СНГ различных видов. Эксплуатационные расходы склады-
ваются из амортизационных отчислений от стоимости оборудования и
соорум.ений, затрат на текущий ремонт, заработной платы обслуживаю-
щего хранилище персонала, стоимости перекачки сжиженных газов и
стоимости электроэнергии, топлива, воды и смазочных материалов.
305
Рис. 18.4. График удельных эксплуатационных расходов для хранилищ СНГ рчзлипвых
типов (без учета потерь от испарения):
/ — наземные стальные резервуары под давлением: 2 — наземные низкотемпературные
хрчилища; 3 — подземные хранилища в соляном пласте на глубине 10(ч) м; 4 — подземные
хранилища в соляном пласте на глубине 200 м
Из графика видно, что хранилища среднего и большого объёма в
соляных формациях наиболее экономичны, затем идут низкотемпера-
турные хранилища и далее наземные металлические резервуары.
Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой сжиженный
метан с весьма незначительными примесями других газев (азота и др.).
Поскольку критическая температура метана 191,2 К, для сжижения
его нужно охлаждать ниже этой температуры. Это осуществляется на
установках многоступенчатого охлаждения с применением несколь-
ких хладагентов (аммиак, этилен, метан).
Так как в 1 м3 СПГ содержится 600 м3 природного газа при стан-
дартных условиях, появляется возможность хранить большие количе-
ства газа в небольших по габаритам емкостях, что особенно ценно при
хранении запасов газа для компенсации неравномерности потребле-
ния вблизи крупных городов.
Сжиженный природный газ целесообразно хранить при низком
давлении, близком к атмосферному. Для сохранения в жидком сос-
тоянии температура СПГ должна быть не выше 111,9 К. Резервуары
для хранения СПГ должны иметь надёжную теплоизоляцию, а матери-
ал резервуаров должен быть стойким к воздействию низких темпера-
тур, иметь высокую ударную вязкость.
Металлические резервуары для хранения СПГ изгоговляюг двух-
стенными с внутренней оболочкой из никелевой стали (легирован-
ной 3,5% и более никелем) и межстенным пространством, заполнен-
ным теплоизоляционными материалами (пористые пластмассы, пер-
лит и др.).
306
Сжиженный природный газ также хранят в льдогрунтовых резер-
вуарах и железобетонных резервуарах с двойной стенкой. В обоих
случаях снимается проблема хладноломкости материала (в льдогрун-
товых резервуарах она остается для стальной кровли, поэтому кровлю
приходится делать из непод] «рженных хладноломкости цветных
металлов) и сокращаются затраты на теплоизоляцию, так как грунт и
особенно бетон обладают значительным тепловым сопротивлением.
Контрольные вопросы
1.	Суточная, недельная, месячная и годовая неравномерно.ти потребления
газа, способы погашения.
2.	Аккумулирующая способность последнего участка магистрального
газопровода.
3.	Подземные хранилища газа.
4.	Режимы работы подземных хракюшщ газа; "сухие” и "мокрые” спо-
собы эксплуатации.
5.	Хранение сжиженных газов.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1.	Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и
хранении /Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Ф. Новоселов и др. М., Недра, 1981,
248 с.
2.	Волков ММ., Михеев А.Л., Конев К.А. .Справочник работника газовой
промышленности. М., Недра, 1989,286 с.
3.	Галеев В.Б.,-Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродук-
топроводы. М., Недра, 1976, 358 с.
4.	Зайцев Л А. Регулирование режимов работы магистральных нефтепрово-
дов. М., Недра, 1982, 240 с.
5.	Нечвалъ М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Последовательная перекачка
нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам. М., Недра, 1976, 224 с.
6.	Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфт ахов ЕМ. Типовые расчеты при
проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие. М., Недра, 1982,
137 с.
7.	Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и гзза. Технологический
расчет нефтепродуктопроводов. Уфа, изд. УНИ, 1986, 94 с.
8.	Проектирование и эксплуатация нефтебаз /С.Г. Едигаров, В,М. Михайлов,
А.Д. Прохоров и др. М., Недра, 1982, 280 с.
9.	Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред.
А.К. Дерцакяна. Ленинград, Недра, 1977,519 с.
10.	Транспорт и хранение нефти и газа. Под ред. Н.Н. Константинова, П.И. Ту-
гунова. М.. Недра, 1975, 248 с.
11.	Трубопроводный транспорт нефти и газа /Р А. Алиев, В.Д. Белоусов,
А.Г. Немудрое и др. М., Недра, 1988,368 с.
12.	Тугунов П.И, Новоселов В Ф. Типовые расчеты при проектировании и
эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Недра, 1981,177 с.
13.	Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродук-
тов. М., Недра, 1984, 224 с.
14.	Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. М.,
изд. ЦИНТИхимнефтемаш, 1981,422 с.
15.	Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. Ленинград, Недра,
1978, 216 с.
16.	Экономика строительства магистральных трубопроводов. /Под ред.
В.Н. Семенова. М., Недра, 1977,422 с.
17.	Эксплуатация магистральных трубопроводов /П.И. Тугунов, М.В. Нечваль,
В.Ф. Новоселов л др Уфа, Башкнигоиздат, 1975, 160 с.
предметный указатель
А
Аварии на трубопроводах 207
Авогадро число 31
Аккумулирующая способность 298
Альтшуля формула 55
Асатурянс формула 84
ASTM формула 23
Б
Балансовый учет количества нефти и нефтепродуктов 286
Барг.и 271
Бингама уравнение 28
Блазиуса формула 54
Букингема уравнение 127
В
Вальтера формула 23
ВНИИГаза формула 144
Влияние профиля трассы на пропускную способность газопровода 146
Влияние неизотермичности потока на пропускную способность газо-
провода 149
Вредность паров нефтепродуктов 27
Вставка 58,165
Выбор наивыгоднейшего способа транспорта 16
Высоковязкие нефти 105
Высокозастывающие нефти 105
Вязкость газа 30
—	динамическая 30
Вязкость нефти и газа 23
—	кинематическая 31
—	ньютоновская 27
—	пластическая 28
—	эффек тивная 29
Г
Гавани 273
Газгольдеры 297
Газовая постоянная 32,33
Газомотокомпрессоры 136,175
Газопроводы высокого давления 178
309
-	многониточные с лупингами 167
-	параллельные 157
-	параллельные с перемычками 162
-	простые 154
-	рельефные 146
-	сложные 154
-	с лупингами 163
-	с подкачками 159,160
-	с путевыми отборами 159,160
-	среднего давления 133
Газораспределительные станции 139
Газотурбинный привод 173
Гидравлический уклон 56
—	вставки 57
—	лупинга 57
Гидраты 185
-	выявления зоны гидратообразования в газопроводе 187
-	методы предупреждения образования 187,188
—	состав 186
Гидротранспорт нефтей 108
Голубева формула 82
Горячий нефтепровод 116
Грасгофа параметр 121
Л
Давление, изменение по длине газопровода 151
-	критическое 32
-	приведенное 34
- среднее в газопроводе 153
Дарси - Вейсбаха формула 53
Депрессаторы 113
Деэмульсация нефти теплохимическая 183
---фильтрацией 182
— электро 183
Джоуля - Томсона эффект 150
Диффузии коэффициент 81
Диэтиленгликоль 188
Допустимая концентрация подмешивания 82
Е
Единая система трубопроводов 7
Ж
Железнодорожные пути нефтебаз 265
310
I Жидкости бингамовские 28
I - дилатантные 29
I - неньютоновские 28
I - ньютоновские 28
| - пластичные 29
I - псевдопластичные 29
3
[Задание на проектирование 16,17
Затраты капитальные 12
.— на линейную часть трубопровода 12
----перекачивающую станцию 173
-	приведенные 16
—	при водном транспорте 14
----железнодорожном транспорте 13
'---трубопроводном транспорте 12, 173
И
Изыскания 20, 21, 21
-	климатологические 22
—	выбору трассы 20
-	энергоснабжению 22
-	топографо-геодезические 21
Изменение давления по длине газопровода 142
Изменение концентрации по длине зоны смеси 82
-	температуры по длине трубопровода 117
Ингибиторы гидра! ©образования 188
Исаева формула 55
Испаряемость нефти 27
Исходные данные для технологического расчета нефтепроводов 50
К
Капиталовложения в водный транспорт 14
—	железнодорожный транспорт 13
— трубопроводный транспорт 13, 75, 76
Камера пуска и приема разделителей 102
Классификация нефтебаз 215
Классификация и состав газов 29
-	нефтепроводов 35,36
-	газопроводов 133
Компрессоры 135,136
-	поршневые 170,171
-	центробежные 170,171
-	электроприводные 170,171
Концентрация массовая 31	3j 1
-	объемная 31
Коэффициент 1 идравлического сопротивления 53,54
-	использования пропускной способности 143
-	оборачиваемости резервуаров 222
-	сжимаемости газов 33
-	теплопроводности нефти 24
-	эффективности газопровода 146
—	капитальных затрат 15
Крсго формула 25
Кривая течения жидкости 28
Критические параметры смеси газов 32
Л
Ламинарное течение 54
Лейбензона формула 56
Линейные сооружения трубопровода 36
Лупинг на газопроводе 164
— нефтепроводе 71,72
М
Масса смеси газов молярная 31
Менделеев 4
Мероприятия по уменьшению количества смеси 95
----потерь от испарения 258
Метанол 188
Методы контроля за последовательной перекачкой 92
Михеева формула 125
Миноэтаноламин 194
Н
Нагнетатели 137
-	характеристики 173
Насосно-тепловые станции 129
----расстановка 116
Насосные станции 37,44
—	ьспимо! ательное оборудование 43
—	мощность 47
—	основное оборудование 43
—	определение числа 62
—	расстановка 63, 64
—	технологические схемы 38
—	увеличение числа 67,68
Насоси основные 43
-	подпорные 46
312
Неравномерность газопотребления 295
Нефтепроводы, классификация 35
Нечваля - Яблонского формула 84
Никурадзе формула 55
Ньютона формула 27
Нуссельта параметр 121
О
Обвязка резервуарного парка 41
Обезвоживание и обессоливание нефти 180
------механическое 181
------теплохимическое 183
------тепловое 182
------химическое 182
------электрическое 183
Обессоливание нефти 180
Обнаружение места аварии 207
Оборудование нефтеперекачивающих станций 43
Обрезка рабочих колес 63
Объем смеси 81
Одоранты 195
Одоризаторы барботажные 196
-	капельные 196
Оборудование резервуаров 229
Одоризация газа 194
Окупаемости срок 16
—	нормативный 16
Операции, проводимые на нефтебазе 216
Оптимальное число циклов 91
ытимальные параметры газопровода 168
-	- нефтепровода 75
Основные объекты и сооружения магистральных трубопроводов 8
Осушка газа 188
—	абсорбционная (жидкими поглотителями) 190
—	адсорбционная (твердыми поглотителями) 189
—	низкотемпературной сепарацией 188
— охлаждением 188
— сорбентами 188,189
Отвод земель 20
Очистки газа от механических примесей 192
----сероводорода 194
----углекислого газа 194
Парафинистые
нефти
П
11
Пекле
параметр
81
313
Перевальная точка 61
Перемычки 162
Перекачивающие станции 38
Перекачка предварительно подогретых нефтей 115
Планка постоянная 122
Плотность газов 30
-	нефти 23
Поверхностно-активные вещества 106
Подготовка к транспорту газа 178
----нефти 178
Подземное хранилище газа 300
—	нефти 245
Подкачки 160
Подогреватели 131
-	огневые 132
Пожаровзрывоопасность нефти 25
Помпаж 175
Потери нефти и нефтепродуктов 247
Потери от испарения 258
—	упрощенная теория 253
Потери напора от трения 53
—	на местные сопротивления 58
Последовательная перекачка 78
Прандтля параметр (критерий) 121
Приведенные параметры газа 34'
Приведенные затраты 16
Привод компрессоров газотурбинный 100
—	электрический 100
-	насосов 46
Причалы 273
Присадки - стимуляторы потока 113
Пробоотборники 283
Профиль трассы 21
Пылеуловители 192,193
-	масляные 192
-	циклонные 1У4
Р
Рабочие чертежи 18
Разбавители 106
Разделители 99
-	комбинированные 101
-	манжетные 99
-	поршневые 100
-	шаровые 101
314
Раскладка смеси 85
Расстановка станций компрессор-
ных 173
— нефтепегека’швакл’киг 64
Расход массовый 53
Расход объемный 53
Расхода коэффициент 155,156
Расчетная длина трубопровода 61
Резервуары нефтебаз и НС 223
-------определение объема 218
-------железобетонные 229
-------каплевидные 228
Рейнольдса-Филонова формула 24
- число 54
Реологические свойства нефтей 27
it . Ж 1
С
Сбросы 158
Сдвига напряжение 28
— предельное динамическое
(предел текучести) 28
- скорость 29
Себестоимость перевозок 12
Сжиженный газ 250
Сепаратор 184
Сепарация нефти и газа 184
Системы перекачки 38,39
Системы слива - налива 266
Сливно-наливные операции
нефтебаз 263
Смесеобразование 81
Смеси газов 31
Смесь первичная 96
Смета сводная 19
Стабилизация нефти 184
Станция газораспределительная
139
- компрессорная 134
- - промежуточная 36
- насосно-тетовая 117
- перекачивающая 37
— вспомогательное 44
— генеральный план 21
— состав сооружений 3?
технологические схемы 38
- тепловая 117
Стокса формула 54
Съенитцера формула 84
Т
Танкеры 271
Тейлора формула 84
Температура вспышки 25
Температура кришческая 32
-	Приведенная 34
-	средняя 150
Температуропроводность
нефтей 121
Тепловой режим газопровода 149
Тепловые станции 117
Теплоемкость газа 150
-	нефти 25
Теплоотдачи коэффициент 120
Теплопередачи коэффициент 120
Теплопроводность грунтов 123
-	тепловой изоляции 120
-	нефти 121
Теплофизические характеристики
грунтов .122
— тепловой изоляции 120
Термообработка нефти 111
Технико-экономическое обосно
вание 16
Технический проект 18
Технологический расчет нефте
провода 16
Точка росы 185
Транспорт автомобильный
-	водный 14
-	железнодорожный 9
-	морской 10
-	речной 10
-	трубопроводный 8
Триэтиленгликоль 188
Трубопроводы, классификация 35
- прием и пуск в эксплуатацию
212
- расче1 на прочность 201
315
- состав сооружений 36
Трубопровод с переменной
толщиной стенки 203
Трубы бесшовные 197
-	прямошовные 198
-	спиральношовные 198
Турбулентное течение 53,54
У
Увеличение пропускной способ-
ности газопровода 163,164
-----нефтепровода 67, 68,69,70
Удвоение числа станций 66
Удвоение числа КС 166
Удельный объем газа 30
Удельная теплоемкость нефти 25
Уравнение баланса напоров 59
- движения 140
-	неразрывности 140
— состояния 33
Условия нормальные 34
-	стандартные 34
Утечки, методы обнаружения 207
Учет газа 293
-	балансовый 286
-	нефти 277
Ф
Фогеля - Фульчера - Таммана
формула 24
Формула массового расхода 141
Форхгеймера формула 122,123
Фролова формула 24
X
Характеристика насоса 47
- - сложение 47
-	горячего трубопровода 128
-	трубопровода 59
Ц
Цеолиты 189
Цикл при последовательной пере-
качке 88
Цистерны 263
Ч
Черникина формула 119
Число дней перекачки необход’* -
мое 88
Число циклов 92	-ч
Ш	q
Шероховатость стенок труб 55
Шухова формула 118
Шухов 4
э	7J
Экономика различных гидов
транспорта 12
Эксплуатационнне расходы 12
Электризация 26
Электродвигатели 44,45
Электроподогрев 115
Эмульсии 180
Эстакады 268
Этиленгликоль 190
Эффективности коэффициент 16 h
Эффективный коэффициент
смешения 83,84
Я ' F
11
Яблонского - Юфина формула НЬ
V
3
87
88
92
;’еТ. 95
’ываг0'
'•
►
К
порт и хранение - важнейшая отрасль нефтяной и
• • I 106е" стра1ВД..................................
• • •) «о ы транспорта < хренения нефти, нефтепродуктов и
'  • 1U......  • ..................................
...транспорту и хранения нефти, нефтепродуктов и
ь • • | '31Тансг'оР*иРовКИ н^и, нефтепродуктов и газа.. •
• * ” V ’Различных видов.............................
1.| 13,и'еГ0 спосо^а транспорта...................
.. !• | едения п проектиров нии трубопроводов и неф-
• чания трубопроводов и нефтебаз...............
> пасс магистральных трубопроводов и площадок нефтебаз,
I уомгоессорных станций................................
лдоко ехнические свойства нефтей, нефтепродуктов и газа....
Т Ь«технческие свойства нефтей и нефтепродуктов...........
иеск? свойства нефтей................................
техпеские свойства газов и газовых смесей............
Г"* 1ч£юиосгояния для идеальных и реальных газов и газовых
В1 зрой. бопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов..
V Состгооружений магистральных нефте- и нефтепродукто-
i|i.......................................................
Ык|Гифи,я нафте- и нефтепродуктопроводов.................
»вНЫе КТЫ и СООСУжения магистральных трубопроводов....
* ДОноЛоП ие схемы нефтеперекачивающих станций ........
Хзвное удование нефтеперекачивающих станций............
£чие > еристики насосных агрегатов и станции.........
.Техногский расчет магистральных нефтепроводов.......
едны ые для технологического расчета.................
гОзНЫ'УЛы для гидравлического расчета трубопровода...
чуактер трубопровода.................................
гадел<- четной длины трубопровода- Перевальные точки....
^деЛ'СЛз нефтеперекачивающих станций.................
Уно ийй, лупингов и вставок по трассе трубопровода....
- рав* расчет трубопровода при заданном размещении
< ста.............................................
личе»ускной способности нефтепроводов.............
(предЖонпмичвски наивыгоднеишето диаметра трубо-
3
3
8
12
16
16
16
20
23
23
27
29
32
35
Зэ
35
36
38
43
47
49
50
53
59
61
62
64
66
67
Посп|ьная перекачка нефтепродуктов.................
ос Я последовательной перекачки..................
Весюсть смешения при последовательной перекачке —
те’Ша смеси......................................
75
78
78
80
81
317
§ 28.	Гидравлический расчет трубопровода при последовательнг1
рекачке...................................................... к
§ 29.	Число циклов при последовательной перекачке............
§ 30	М годы контроля за лоследова льной перекачкой.......... 3*
8 31. Мероприятия по чмен1 тлению количс тва смеси при последое ,
......	1................... i-ч
ной перекачке.............................................. Г
Глава 7. Основные способы перекачки высоковязких и высокоззс'|
тих нефтей и нефтепродуктов...........-.................    •
§ 32.	Перекачка с разбавителями ...........................
$ 33 Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов.........
§ 34.	Перекачка гермообработзниых нефтей и 1 офт< продуктов
$ 35. Перекачка нефтей с при< здклми ......................
5 36 Перекачк i предварительно подогретых нефтей и нефтепродук г
Разде. । третгй. Ггу1 опровод.гмй травц.ixfh газа.-........
Глава F Состав соорух ений магистральног о газопровода ....
{ 37 Классификация газе проездов .. ................Л......
б 38. Основные объекты и сооружения магистрального газоПро
б 39. Оснс виое обо! удование и технологические схемы ком^ _
станций .............................................. i."
б 40. Газорас предолительоые станции.......................
Глава 9. Технологический расчет магистральных газопроводов. .
б 41 Уравнение неразрывности и уравнение движение . .
б 42. Практические формулы для гидраь.шчсскпго ра."ега газоюв<
б 43. Влияние профиля трансы на пропускную пособиость газоот
б 44. Влияние нею «тегмичногти потока на пр тусклую х<
газопровода ..........................................
б«45. Изменение давления по длине газопровода.........
б 46. Среднее давпеиие р газопроводе
б 47 Расчет елржных газопроводов*.....................
б 48. Увеличение пропускной способности газопровода....
б 49. Оптимальные параметр^ макстральных газопроводов
б 50 Расчет режимов работы магист] альчых газопроводов .
Раздел четвертый. Некоторые вопросы эксплуатации аиъд,
трубопроводов. .........................................
Глава 19- Основные виды подготовки нефти нефте> родукпо
транспорту ...............................................
б 51. Требовании по качеству нефти, не| «продуктов н газа. •
б 52. Обезвоживание и обессоливание нефти ............
6 S3. Разделение продукции скважин иа жидкую и гезовые фа
б 54 Условия образования гидратов и борьба с ними <кушка
б 55. Очистка гоза от механических прг-чесей .............../
б 56 Очистка газа от сероводорода н углекм лого газа....
б 57 Одоризация гзза ....... ..........................
1 ива 1L Проверочный расчет трубопроводов на прочность..
б 58 X арактерисгика трубных сталей. Расчет пр пред) льным
б 59 Трубопровод с переменной толщиной стенки.........'
Глава 12. Восстановление работа пособносгн магж грзль* f
водлв..................................................
б 60 Очи< гка трубопровода от отложений...............'
б Ы Аварии на грубопр >водах, их обнаружение и ликвидна
б 62. Прием и пуск в у -глуатацкю трубопровод i в et о обору.
318	/
.	3-
ЮР-
1
нефти, нефтепродуктов  газа.........
^рактеристика нефтебаз ........ ............
нефтебаз ...............................
одимые на нефтебазах...................... ;
и их размещение ..................... ,
объема резервуарных парков нефтебазы........
оборачиваемости резервуаров.....................
ры нефтебаз и перекачивающих насосных станций....
тлпн и конструкции резервуаров....... ..........
резервуаров.................................
вертикальных стальных резервуаров.......
для нефти и нефтепродуктов в горных
нефти и нефтепродуктов .................
теория Встерь от испарения нефтепродуктов из см-
по сокращению потерь от испарения..............
оливные операции нефтебаз......................
гелезиодорожных цистернах......................
Иые пути нефтебаз............................. ..
и налива железнодорожных цистерн................
. —„_анке эстакады и стоянки.............................
[ Ко танкерах и баржах.................................
К гавани и причалы...................................
| Hr ственный учет нефти, нефтепродуктов н газа........
 । енный учет нефти и нефтепродуктов на нефтебазах,
»JL лефте- и нефтепродуктопроводах н автозаправочных
магистральных газопроводах........................
fflwe газа...........................................
t Явчомерностн газопотребления и способы погашения
хранение г--	.
ижогк^ых гаэо
матель