Текст
С-С ЕДИГАРОВ, С.А. БОБРОВСКИЙ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЕБАЗ
И ГАЗОХРАНИЛИЩ
С. Г. ЕДИГАРОВ, С. А. БОБРОВСКИЙ .
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЕБАЗ
И ГАЗОХРАНИЛИЩ
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебного пособия
для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Ироектирование и эксплуатация
газонефтепроводов, газохранилищ
и нефтебаз»
КРАСНОЯРСКАЯ <
КРАЕВАЯ |
библиотвиаI
ИЗДАТЕ ЛЬСТВО «НЕДР А»
Москва 1973
УДК 622.691/2.004 (075.8)
Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефте-
баз и газохранилищ. М., «Недра». 1973, 180 с.
Книга состоит из двух частей. В первой части приведены материалы по
проектированию, расчетам и эксплуатации трубопроводов, резервуаров и на-
сосных станций для нефти и нефтепродуктов. Во второй части — материалы
по газораспределительным сетям и газохранилищам: газораспределительным
и газонаполнительным станциям, газгольдерам, емкостям для хранения сжи-
женных газов и магистральным газопроводам.
Книга является учебным пособием для студентов вузов по специальности
«Проектирование п эксплуатация газонефтёпроводов, газохранилищ и нефте-
баз». Она может быть также попользована инженерно-техническими работ-
никами, занятыми транспортом и хранением нефти и газа.
Таблиц 45, иллюстраций 180, список литературы — 15 названий.
0384-492
1 043 (01)—73
© Издательство «Недра». 1973
ПРЕДИСЛОВИЕ
Высокпе темпы развития промышленности, транспорта, сельскохозяй-
ственного производства и жилищно-коммунального хозяйства городов и сел
непосредственно связаны с высоким ростом потребления всех энергетических
ресурсов Советского Союза.
На XXR съезде КПСС указывалось на необходимость опережающего и бо-
лее эффективного развития топливно-энергетического комплекса за счет со-
вершенствования структуры входящих в него отраслей и прежде всего за счет
увеличения доли нефти и газа в топливном балансе страны.
Для хранения и распределения нефти и нефтепродуктов служат нефтебазы,
которые должны своевременно без качественных и количественных потерь обес-
печивать нефтепродуктами многочисленных потребителей, независимо от их
географического размещения и климатических условий. Эта большая задача
может быть успешно решена при условии непрерывного повышения техниче-
ского уровня нефтебаз и внедрения передовых методов организации труда.
Широкое развитие получили централизованные и транзитные поставки,
как прогрессивные методы снабжения нефтепродуктами потребителей. Все
большее чпсло мелких потребителей снабжаются нефтепродуктами через широ-
кую сеть автозаправочных станций, число которых с каждым годом растет.
Только в Москве к концу 1972 г. было 130 автозаправочных станций. Вновь
построенные нефтебазы оснащены новыми более совершенными образцами тех-
ники с автоматизацией и механпзапией основных трудоемких процессов.
Важнейшей задачей в работе нефтебаз является резкое повышение темпов
внедрения новой техники, комплексной механизации п автоматизации производ-
ственных процессов и на этой основе — непрерывное повышение производи-
тельности труда и снижение себестоимости.
Развитие народного хозяйства в современных условиях связано со значи-
тельным ростом потребления газа.
Природные горючие газы являются экономичным п универсальным тепло-
носителем. способным заменить твердое и жидкое топливо в быту, городском
и энергетическом хозяйствах, в промышленности п транспорте.
Широкий размах работ по газификации городов и населенных пунктов
определил необходимость создания нового вида хозяйства — газового.
Газовое хозяйство городов представляет собой сложную инженерную си-
стему. в которую входят газовые сети, установки для регулирования и распре-
деления потоков газа, а также установки для сжигания газа.
Применение газа для технологических нужд промышленности снижает
стоимость топлива, способствует повышению производительности и улучшению
3
качественных показателей работы агрегатов, а в химической промышленности
улучшает технико-экономические показатели производства и позволяет умень-
шить использование продуктов сельскохозяйственного производства.
Использование газа для промышленного и сельскохозяйственного произ-
водства в городах и населенных пунктах позволяет в значительной мере оздо-
ровить воздушные бассейны и улучшить санитарно-гигиенические условия тру-
дящихся. В результате газификации промышленности и ТЭЦ в Москве запы-
ленность и загазованность атмосферы за последние 10—15 лет снизились
в 3—4 раза.
Книга состоит из двух частей. Первая часть написана доц., канд. техн,
наук С. Г. Едигаровым, вторая часть — проф., докт. техн, наук С. А. Боб-
ровским.
Часть первая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ
Глава 1
ГРУЗОВЫЕ ОПЕРАЦИИ НА НЕФТЕБАЗАХ
§ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ
Нефтебазой называется комплекс сооружений и установок для приема,
хранения п отгрузкп нефтепродуктов п нефтей.
По своей значимости проводимые на нефтебазе операции делятся на основ-
ные и вспомогательные.
К основным операциям относятся:
1) прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных
вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобиль-
ным и воздушным транспортом п в мелкой таре (контейнерах, бочках);
2) хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;
3) отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге,
водным и трубопроводным транспортом:
4) реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные
станции, разливочные и тарные склады;
5) затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;
6) регенерация масел;
7) компоундированпе нефтепродуктов.
К вспомогательным операциям относятся: . --
1) очпстка и обезвоживание нефтепродуктов;
2) изготовленпе и ремонт нефтяной тары:
3) производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих
жидкостей;
4) ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;
5) эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.
Объемы основных и вспомогательных операций зависят от размеров нефте-
баз и программы их производственной деятельности.
Для наиболее удобного и бесперебойного проведения всех операций,
а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпоно-
ваны в семп зонах.
Зона железнодорожных нефтегрузовых опера-
ций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефте-
продуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещаются:
1) железнодорожные подъездные путп;
2) погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;
3) технологические трубопроводы различного назначения;
4) насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;
5) операторная для обслуживающего персонала эстакады.
5
Зона водных нефтегрузовых операций включает со-
оружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов,
перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются:
морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы);
насосные;
береговые резервуарные парки;
технологические трубопроводы;
операторные.
Зона хранения представлена следующими объектами:
резервуарными парками;
технологическими трубопроводами;
насосными;
операторными.
Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепро-
дуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет:
автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны;
разливочные для налива нефтепродуктов в бочки;
склады для затаренных нефтепродуктов;
лаборатория для анализа качества нефтепродуктов;
тарные склады;
цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;
цех по регенерации отработанных масел.
Зона вспомогательных сооружений, предназначенных
для обслуживания нефтебазы, включает;
механическую мастерскую;
котельную;
электростанцию или трансформаторную подстанцию;
цех по производству и ремонту нефтяной тары;
водопроводные и сантехнические сооружения;
материальный склад;
топливный склад для нужд нефтебазы;
объекты противопожарной службы.
Зона административно-хозяйственная, в которую
входят:
контора нефтебазы;
пожарное депо;
здание охраны нефтебазы;
гараж.
Зона очистных сооружений включает:
нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;
пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;
иловую площадку;
насосную при нефтеловушке.
В отдельной зоне вне территории нефтебазы размещается жилой поселок.
При проектировании нефтебаз необходимо строго руководствоваться утвер-
жденными Госстроем СССР нормами СНиП II—П.3-70.
Классификация нефтебаз
Согласно нормам проектирования (СНиП П-П.3-70) все нефтебазы делятся
на две группы. К первой группе относятся нефтебазы, являющиеся самостоя-
тельными предприятиями, а также товарно-транспортные и сырьевые цеха
6
нефтяных промыслов, нефтеперерабатывающих заводов п магистральных тру-
бопроводов, располагающих резервуарным парком общим объемом более
2000 м3 при хранении легковоспламеняющихся 1 нефтепродуктов и более
10 000 м3 при хранении «горючих» 2 нефтепродуктов. Ко второй группе отно-
сятся нефтебазы, входящие в состав предприятий п имеющие общий объем ре-
зервуарного парка для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов менее
2000 м3. а для хранения горючих нефтепродуктов менее 10 000 м3.
При хранении в подземных резервуарах указанные выше предельные
объемы резервуарного парка увеличиваются в 2 раза.
В зависимости от общего объема резервуарного парка нефтебазы делятся
на три категории:
I категория — общий объем парка более 50 000 м3;
II категория — общий объем парка 10 000—50 000 м3;
III категория — общий объем парка до 10 000 м3.
По прпнпппу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалоч-
ные. распределительные и прпзаводскпе (нефтезаводские и промысловые).
Перевалочные нефтебазы — самые крупные по объему гру-
зооборота. осуществляют перевалку нефтепродуктов для обеспечения примы-
кающего к ней района, а также выполняют поставки в другие районы страны
и отгрузку на экспорт.
Распределительные нефтебазы предназначены для при-
ема. хранения п снабжения нефтепродуктами потребителей, территориально
расположенных в районе обслуживания базы.
Прпзаводскпе нефтебазы осуществляют прием, хранение
и отгрузку продукции нефтеперерабатывающих заводов и промыслов.
§ 2. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА нефтебазы, !
ВЫБОР И ПЛАНИРОВКА ПЛОЩАДКИ
В соответствии с перспективным планом развития промышленности и сель-
ского хозяйства вопрос о целесообразности строительства нефтебазы в данном
районе решается на основанпп анализа технико-экономических показателей,
основными из которых являются:
1) грузооборот и объем реализации нефтепродуктов;
2) капитальные расходы;
3) эксплуатационные расходы;
4) коэффициент оборачиваемости;
5) производительность труда:
6) срок окупаемости капитальных расходов.
Основой для определения грузооборота перевалочных нефтебаз служат
разработанные схемы обмена нефтью п нефтепродуктами, учитывающие наи-
более эффективное размещение производительных сил и направления межрайон-
ных связей.
Грузооборот распределительных нефтебаз опре-
деляется потребностью в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов и опти-
мальными соотношениями в снабженпи потребителей через нефтебазы и тран-
зитом. Величина грузооборота значительно колеблется в зависимости от сезон-
1 К легковоспламеняющимся относятся такпе нефтепродукты, у которых температура
вспышкп паров ниже 45: С.
2 К «-горючим» относятся такие нефтепродукты, у которых температура вспышки паров
выше 45е С.
7
ности и неравномерности поставок и потребления. В связи с этим при определе-
нии месячного грузооборота вводится поправочный коэффициент, определяемый
отношением максимального месячного грузооборота к среднему месячному.
При анализе грузооборота выявляется количество отдельных сортов нефте-
продуктов, уточняются источники поступления, точки распределения и расстоя-
ния до них, а также выясняются частота и регулярность поставки, скорость
их транспортировки и продолжительность сливо-наливных операций.
Зная грузооборот и емкость нефтебазы, по действующим укрупненным
показателям определяют объем капитальных затрат. Наиболее
крупные капиталовложения в объекты производственного назначения соста-
вляют стоимости резервуарных парков (20—30%), технологических трубопро-
водов (7—10%) и насосных станций (5—10%).
С увеличением общей мощности нефтебазы (грузооборота в год, месяц,
сутки) капиталовложения на 1 т грузооборота падают.
Сумма эксплуатационных расходов, на основе которой
определяется себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов, устанавливается
сметой затрат, состоящей из амортизационных отчислений, заработной платы,
затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергию и т. д. Полу-
ченная по укрупненным показателям себестоимость сопоставляется с другими
наиболее прогрессивными проектами нефтебаз, находящихся в аналогичных
условиях. Если нефтебаза реконструируется, показатели также сравниваются
с ее отчетными данными до реконструкции.
Величина себестоимости также зависит и от внешних условий, создающих
конкретную экономическую обстановку, в которой происходит производствен-
ная и хозяйственная деятельность нефтебазы (цен на электроэнергию и топливо,
отдаленности от поставщиков и потребителей, величины транспортных тарифов,
продолжительности межсезонного потребления и др.).
Коэффициент оборачиваемости (к) определяется как
отношение всего грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы.
Расчетный показатель (к) должен быть сопоставлен с коэффициентом оборачи-
ваемости аналогичной или реконструируемой нефтебазы для оценки скорости обо-
рота резервуарной емкости. При известных к и числе дней в расчетном периоде т
можно определить продолжительность хранения нефтепродуктов по формуле:
Следующим технико-экономическим показателем деятельности нефтебазы
является производительность труда, которая определяется
величиной грузооборота, приходящегося на одного работника нефтебазы в еди-
ницу времени.
Расчеты эффективности капиталовложений согласно типовой методике осу-
ществляются на основе показателей удельных капиталовложений, себестои-
мости продукции, срока окупаемости дополнительных капитало-
вложений и производительности труда.
Оценка экономической эффективности капиталовложений должна произ-
водиться раздельно по новому строительству и реконструкции действующей
нефтебазы. В ряде случаев расширение и реконструкция нефтебазы позволяют
отказаться от строительства новой, обеспечивая большую экономию материаль-
ных и денежных ресурсов и создавая условия для ввода новых производствен-
ных мощностей в более короткие сроки.
8
Строительство новых нефтебаз экономически эффективно, если дополнитель-
ные капиталовложения по сравнению с реконструкцией действующих нефтебаз
окупаются в сроки, не превышающие нормативного срока, установленного для
данной отрасли промышленности. Сроки окупаемости для нефтебаз в значи-
тельной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проекти-
ровании нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района
и в соответствии с этим определить варианты и темпы строительства.
Сопоставление сроков окупаемости производят на основе соизмерения раз-
ности каппталовложений по различным вариантам и экономии по себестоимости.
Выбор площадки под строительство нефтебазы
необходимо, чтобы площадка,
строительства
определенным
особенно
Таблица 1.1
Разрывы между границами территорий
нефтебазы и соседними сооружениями
Объекты, до которых исчисляется разрыв Разрывы, м
для нефте- баз I ка- тегории для нефте- баз II и III категорий
Промышленные пред- приятия 100 40
Лесные массивы хвой- ных пород .... 50 50
Полосы отвода для железных дорог: на станцпях . . 100 80
на разъездах . . 80 60
на перегонах . . 50 40
Полосы отвода для автомобильных до- рог: I, II п III клас- сов ..... 50 30
IV п V классов 30 20
Жилые и обществен- ные здания .... 200 100
Раздаточные колонки АЗС общего поль- зования 30 30
Лпнпп электропере- дач высокого на- пряжения .... Не мен ее 1,5
Склады лесных мате- риалов, торфа, ка- менного угля . . высоты 100 опоры 50
Помимо чисто экономических условий, сводящихся в основном к минималь-
ным суммарным транспортным расходам по перевозкам потребителям нефтепро-
дуктов,
предназначенная для
нефтебазы, отвечала
инженерным требованиям,
геологическим и гидрогеологическим
условиям. Отводимая для нефтебазы
территория должна иметь необходимые
разрывы между границами участка и
соседними сооружениями (табл. 1.1).
Площадку желательно выбирать
с наветренной стороны от населенных
пунктов и соседних сооружений, чтобы
пары нефтепродуктов не относились
на жилые дома, объекты с открытым
огнем и т. п. Для этого по данным мете-
орологических станции вычерчивается
«роза ветров» района, показывающая
повторяемость ветров (в процентах пли
днях в году) по румбам. Во избежание
распространения огня при растекании
горящего нефтепродукта по поверх-
ности воды и по санитарным условиям
речные нефтебазы следует располагать
ниже по течению реки от ближайших
населенных пунктов, промышленных
предприятий, пристаней, мостов п т. д.
Одно из важнейших условий при
выборе площадки— удобное примыкание
участка к транспортным магистралям.
На самой площадке или вблизи от
нее необходимо иметь источник водо-
снабжения и энергоснабжения для хо-
зяйственных, производственных и про-
тивопожарных нужд. Выбираемый участок должен обеспечивать удобный спуск
ливневых и канализационных вод, не причиняющий вреда окрестному населению.
С целью снижения стоимости строительства вблизи площадки нефтебаз
желательно иметь строительные материалы и рабочую силу. .
9
По геологическим условиям желательно, чтобы площадка была сложена
из коренных пород, способных выдерживать удельную нагрузку не менее 0,1
МПа. Заболоченные и заливаемые водами территории непригодны для нефте-
баз, так как в первом случае придется проводить дорогостоящие и трудоемкие
дренажные работы, а во втором — возводить вокруг участка нефтебазы водоза-
щитную дамбу. Различают надземную и подземную заливаемости. Особую опас-
ность представляет подземная заливаемость, вызываемая действием подземных
ключей, родников и периодическими колебаниями уровня грунтовых вод. Наи-
более резкие изменения уровня грунтовых вод связаны с временами года:
весной в связи с таянием снегов и дождями наиболее высокий уровень, летом
и зимой наиболее низкий, осенью уровень опять повышается. Грунтовые воды,
стоящие сравнительно высоко, не должны быть агрессивными, а скорость их
движения должна быть незначительной во избежание размывания грунтов
и связанных с этим карстовых и оползневых явлений.
Для окончательного выбора площади нефтебазы обычно в районе предпо-
лагаемого строительства по карте намечаются несколько вариантов. Затем
в район предполагаемого строительства нефтебазы высылается изыскательская
партия в составе начальника, инженера-геолога или инженера-гидрогеолога,
инженера-строителя, техника-геодезиста, рабочих для производства разведоч-
ных выработок и топографической съемки участка и др. Изыскательская пар-
тия производит рекогносцировку местности в районах намеченных по карте
площадок и окончательно выбирает вариант площадки для проектируемой неф-
тебазы, а также согласовывает отвод земли под строительство нефтебазы с соот-
ветствующими организациями.
Выбранную площадку обносят несколькими межевыми столбами. После
этого составляют схематичный ситуационный план с указанием привязки пло-
щадки к железнодорожным путям или другим объектам и предваритель-
ный акт отвода площадки (окончательный же акт по утверждению
выбора площадки составляют после производства всех изыскательских
работ).
Генеральный план нефтебазы представляет собой опре-
деленное расположение различных объектов на территории, отведенной для
строительства. Генеральный план нефтебазы составляется с учетом всех мест-
ных условий: рельефа, геологических и гидрогеологических особенностей пло-
щадки, метеорологических условий, номенклатуры нефтепродуктов и некото-
рых особых условий эксплуатации (противопожарных, санитарных, транспорт-
ных и др.).
Топографической основой для разработки генерального плана является
ситуационный план с горизонталями. С помощью ситуационного плана с желез-
нодорожными путями, автомобильными дорогами и инженерными сетями (теле-
граф, телефон, водопровод, канализация, линии электропередач и т. п.) нефте-
базы увязываются с транспортными магистралями и с соответствующими се-
тями района. Железнодорожные тупики помимо малой протяженности и удоб-
ного примыкания к магистрали должны быть проведены с необходимыми укло-
нами и радиусами кривизны. После привязки сетей приступают к размещению
всех сооружений по семи зонам. Для облегчения разбивки отдельных объектов
на топографический план площадки наносят розу повторных ветров и коорди-
натную сетку 100 X 100 или 50 X 50 м. Разрывы между отдельными объектами
принимаются согласно табл. 1.1. Зона хранения наиболее опасна в пожарном
отношении, поэтому ее выделяют в обособленную площадку, доступ на которую
разрешается лишь ограниченному кругу людей.
10
Оперативную зону следует располагать ближе к выезду и въезду, чтобы ,
потребители не задерживались на территории базы. На нефтебазах I и II ка-
тегорий под оперативную зону отводится специально огороженный участок с са-
мостоятельным въездом и выездом на дороги общего пользования. Объекты
зоны вспомогательных технических сооружений отделяют от других зон, так
Рис. 1.1. Генеральный план нефтебазы.
1—22 — резервуары: 23 — склад пенопорошка: 24 — водоем: 25 — запасной водоем; 26—27 — железно-
дорожные наливные эстакады; 28 — помещение для наливщиков; 29 — наливная насосная; 30 —- узлы
приема нефтепродуктов из магистральных трубопроводов: 31 — трансформаторная подстанция; 32 —
механическая мастерская; 33 — водоносная; 34 — резервуары для воды; 35 — водонапорная башня; 36 —
котельная; 37 — площадка для топлива; 38 — площадка для золы; 39 — обмывочная; 40 — контора; 41 —
пожарное депо: 42 — здание охраны: 43 — телефонная станция; 44 — лаборатория; 45 — склад проб; 46 —
вольер для собак; 47 — сторожевой пост: 48 — песколовка; 49 — нефтеловушка; 50 — ограда; 51 — узко-
колейка: 52 — железнодорожные линии.
как там производят работы с открытым огнем, а в производственном отношении
существует взаимосвязь между ними.
Зона очистных сооружений проектируется в наиболее пониженном участке
территории, чтобы ливневые воды и промышленные стоки могли бы поступать
в нефтеловушку самотеком.
Весьма важно ориентировать объекты внутри зон по сторонам света, при-
нимая во внимание господствующее направление ветров. Так, котельные и дру-
гие объекты, где ведут работы с открытым огнем, надо размещать таким образом,
11
чтобы ветер не сноспл дым и искры на резервуарные парки, разли-
вочные, железнодорожные тупики и т. д.
С целью меньшего охлаждения зданий зимой целесообразно
их располагать длинной стороной вдоль господствующего направле-
ния ветров. Части зданий с небольшим числом оконных проемов
для лучшего их освещения желательно обращать на юг и восток.
При компоновке зон и отдельных сооружений необходимо доби-
ваться максимально возможного сокращения протяженности техно-
логических трубопроводов и инженерных сетей.
Размещению объектов на плане должна предшествовать гори-
зонтальная планировка всей территории нефтебазы.
Все здания и сооружения на генплане должны иметь габарит-
ные размеры и координаты одного из углов.
Вертикальную планировку площадки нефтебазы производят
с учетом следующих требований:
1) должны быть созданы нормальные условия всасывания на-
сосов;
2) по возможности обеспечены самотечный слив и налив желез-
нодорожных цистерн, налив автоцистерн и мелкой тары и т. д.;
3) трубопроводные сети должны быть проложены без «меш-
ков’' (резкого изгиба оси трубы в вертикальной плоскости).
Примерный генплан перевалочной нефтебазы представлен на
рис. 1.1.
После разработки генерального плана приступают к составле-
нию технологического плана и схемы трубопроводов нефтебаз, кото-
рые являются основными (исходными) документами для гидравли-
ческого расчета трубопроводов.
Технологическая схема представляет собой без-
масштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при по-
мощи которой обеспечивается выполнение всех операций по пере-
качке жидких нефтепродуктов (рис. 1.2),
Для составления схемы необходимо знать число и объем
операций и их одновременность, а также номенклатуру хранимых
на нефтебазе нефтепродуктов.
При составлении схемы следует учесть, что помимо основных
операций по приему и отпуску нефтепродуктов необходимо осуще-
ствлять еще и внутрибазовую перекачку любым насосом из резервуара
в резервуар в пределах определенной группы нефтепродуктов.
Технологический план представляет собой техно-
логическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план неф-
тебазы. По этому плану для каждого трубопровода составляется про-
филь трассы, который имеет следующие графы (рис. 1.3):
в первой прочеркивается сплошной линией профиль земной
поверхности и жирной линией указывается положение трубо-
провода:
во второй указывается ситуация вдоль трассы трубопровода
(колодцы, насосные, пересечения дорог и т. д.);
в третьей приводятся красные отметки — требуемые отметки
поверхности Землп:
в четвертой даются фактические отметки поверхности Земли
наиболее характерных точек трассы (разность отметок третьей
13
и четвертой граф составляет величину выемки или подсыпки грунта);
в пятой указываются отметки нижней части трубопровода (при подземной
прокладке — отметки дна траншеи);
в шестой приводятся расстояния между характерными точками трассы,
а также указываются пикеты через каждые 100 м и километровые столбы;
в седьмой приводятся уклоны трубопровода и расстояния, на которых этот
уклон должен быть выдержан.
При помощи профилей можно: подсчитать объем земляных работ при
прокладке трубопровода; проверить работу всасывающих линий построением
Рис. 1.3. Примерный профиль трассы трубопровода.
графиков остаточных напоров; определить «мертвые» остатки нефтепродуктов
в резервуарах, которые не могут быть откачаны насосами; выявить наличие
«мешков» в трубопроводах, мешающих освобождению их от нефтепродуктов.
§ 3. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Для проведения погрузки и разгрузки нефтепродуктов при железнодорож-
ных перевозках на нефтебазах сооружаются специальные подъездные пути.
Чаще всего это тупиковые пути, примыкающие к магистрали через станцион-
ные пути.
Железнодорожные нефтегрузовые тупики желательно располагать в наи-
более высоком (при разгрузке) пли низком (при погрузке) участке территории
нефтебазы. Железнодорожные пути на территории нефтебазы должны быть пря-
молинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движе-
ния маршрутов при погрузке пли разгрузке. Пути тупиков подразделяются
(рис. 1.4) на:
1) рабочие пути, на которых устанавливаются вагоны для погрузки и раз-
грузки нефтепродуктов;
2) маневровые пути;
14
3) обгонные н сквозные — дня вывода составов при пожаре или занятости
других путей:
4) пути. обслуживающие разгрузочные площадки п тарные склады.
Железнодорожные цистерны — основной тип вагонов для
перевозки нефтепродуктов.
За последние годы вагонный парк железных дорог систематически попол-
няется цистернами более совершенных конструкций. В настоящее время более
95°о парка цистерн имеют грузоподъемность 50 тс и более.
Схема 1
Склады тарных грузов
Сливной фронт
Схема 2
Схема 3
До 1957 г. все наливные нефтяные грузы перевозились в цистернах общего
назначения. Этп цистерны делплпсь на две группы: 1) для перевозки светлых
нефтепродуктов (цистерны без сливных приборов); 2) для перевозки темных
нефтепродуктов и нефтей (цистерны со сливными приборами).
Начиная с 1958 г. в эксплуатации появились новые четырехосные цистерны
объемом 60 м3 (рис. 1.5) с универсальными сливными приборами, в которых
можно перевозить любые жидкие нефтепродукты. Совершенствование железно-
дорожных перевозок нефтепродуктов сопряжено с улучшением организации
работ и в первую очередь с частичной специализацией цистерн. Это позволяет
полнее использовать грузоподъемность цистерн. Поскольку проектная
грузоподъемность цистерн определялась из расчета перевозки воды, то даль-
нейшее совершенствование цистерн пошло по путп увеличения объема котла
с использованием нагрузки на единицу длины, допускаемой прочностью путей
15
и искусственных сооружений. Так, у шестиосной цистерны грузоподъем-
ностью 90 тс объем котла равен 101 м3.
Для сокращения простоя цистерн под сливом и упрощения процесса
слива большинство цистерн оборудованы новыми универсальными сливными
Рис. 1.5. Четырехосная железнодорожная цистерна объемом 60 м3.
приборами. На рис. 1.6 представлен сливной прибор, состоящий из корпуса 3, кла- > *-
пана 5 с уплотнительным резиновым кольцом 4, направляющей стойкой 6, крон-
штейна 7, штанги 8, крышки 12, прижимного винта 10, скобы 9, валиков 1,
Рис. 1.6. Универсальный сливной прибор.
паровой рубашки 2, патрубка для отвода пара 15 и патрубка для отвода конден-
сата 14. Направляющие 11 служат для центрирования клапана относительно
седла при закрывании сливного прибора.
16
Кронштейн 7 предназначен для удержания верха штангп 8 и центрирова-
ния ее с осью сливного прибора. Крьтптка 12 находится в нижней части сливного
прибора и служит для дополнительной герметизации клапана. Она укреплена
на скобе 9, а для плотного прилегания к торцу патрубка сливного прибора
снабжена резиновым кольцом 13. В закрытом состоянии крышка 12 удержи-
вается при помощи скобы 9 и прижимного винта 10. Скоба 9 прп помощи вали-
ков 1 шарнирно закреплена
в выступах, приваренных к кор-
пусу 3. В открытом состоянии
крышка 12 отводится и удержи-
вается крючком. Паровая ру-
башка 2 приварена к корпусу 3.
Рассмотренный универсаль-
ный прибор по сравнению со
старыми конструкциями имеет
следующие преимущества:
1) резиновые уплотнения
создают более герметичные за-
творы. что позволяет перевозить
в цистернах с нижним сливным
cq прибором светлые нефгепро-
дукты:
2) увеличение диаметра
сливного патрубка со 160 до
200 мм позволяет сократить
время слпва;
। 3) благодаря тому, что сед-
[ ло клапана сливного прибора
находится на 20 мм ниже уровня
нижней образующей котла, обе-
спечивается полнота слива ос-
татков.
Для предотвращения воз-
никновения в стенках котла
больших напряжений от избы-
точного давления или вакуума
на цистерне установлен предо-
хранительный клапан (рис. 1.7).
который состоит из впускного
Рис. 1.7. Предохранительный ' клапан железнодорожной
цистерны.
j — котел иистерны: 2 — патрубок; 3 — стержень клапана;
4 — прокладка; 5 — фланец-седло; 6 — цепь; 7 — колпак;
8 — стержень впускного клапана; 9 — пружина впускного-
клапана: 10 — прокладка впускного клапана; 11 — седло
впускного клапана; 12 — уплотнение из пеньки, смочен-
ной свинцовым суриком; 13 — крышка; 14 — прокладка
предохранительного’клапана; 15 — направляющая втулка;
16 — шпилька; 17—пружина предохранительного клапана;
JS — втулка; 19 — сферическая шайба; 20 — пломба; 21 —
прижимная планка; 22 — бирка.
клапана, рассчитанного на вакуум 0,02 МПа, и клапана избыточного давления,
рассчитанного на 0,15 МПа.
Основные данные цистерн приведены в табл. 1.2.
Цистерны специального назначения в основном пред-
назначены для перевозки высоковязких п парафпнпстых нефтей и нефте-
продуктов.
Цпстерны с внешним паровым обогревом отли-
чаются от обычных тем. что нпжняя половина когла этой цпстерны оборудована
паровой рубашкой площадью нагрева около 40 м2. Расстояние между листами
паровой рубашкп п наружной поверхностью котла 36 мм. Пар для разогрева
нефтепродуктов перед слпвом подается через штуцер паровой рубашки универ-
сального слпвного прибора, а конденсат выпускается через два патрубка,
2 Заказ 191
17
| КРАЕВАЯ I
|БЙБЛИРТВКАI
Таблица 1.2
Основные данные четырехосных цистерн для перевозки нефти
и нефтепродуктов
Показатели 5 Типы цистерн 25, 26, 27
8 (битум- ная) 20 (с па- ровой рубаш- кой)
Объем котла, м3 50 50 50 60
Внутренний диаметр котла, м .... Длина, м: 2,6—2,8 2,6 2,6 2,8
котла 9,6 9,6 9,6 10,3
цистерны по осям автосцепления 12,22 12,02 12,02 12,02
Масса тары цистерны, т Грузоподъемность цистерны, тс: 22,5—24,7 25 25,7 23
брутто 80—79 75 75,7 83
нетто 50—55 50 50 60
Нагрузка на рельсы, тс 18,7—19,9 18,75 18,9 20,75
находящихся на концах паровой рубашки котла. Поскольку при выпуске пара
сливной прибор может разогреться до температуры более 100° С, резиновое уплот-
нительное кольцо клапана сливного прибора заменено алюминиевым. Цистерны
с паровой рубашкой выпускаются грузоподъемностью 50 и 60 тс.
Один из существенных недостатков этих цистерн — некоторое увеличение
веса тары. Вес паровой рубашки цистерн последующих выпусков снижен с 1,2
до 0,8 т.
Внедрение таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефте-
продуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы.
Цистерны- терм осы предназначены для горячих перевозок высо-
ковязких нефтепродуктов. Котел этой цистерны покрыт трехслойной теплоизо-
ляцией (первый слой — смесь 30% асбестита и 70% инфузорной земли; второй
слой — мешковина, пропитанная жидким стеклом и укрепленная металличе-
ской сеткой; третий слой — шевелпн толщиной 100 мм). Снаружи изоляция по-
крыта кожухом из кровельного железа.
Внутри котла имеется стационарный трубчатый подогреватель поверх-
ностью нагрева 34 м2. Трубы подогревателя уложены с уклоном 1 : 55 для стока
конденсата. Сливной прибор снабжен паровой рубашкой.
Бункерные полувагоны для перевозки битумов состоят из
вагонной рамы, на которой на опорах установлены четыре бункера. Сверху
бункер закрывается створчатой крышкой. Бункеры имеют двойные стенки (па-
ровые рубашки), служащие для подплавленпя битума перед выгрузкой. Вслед-
ствие смещения центра тяжести заполненного бункера выше опорных точек
при освобождении захватов он легко опрокидывается, и битум в виде глыбы вы-
валивается на разгрузочную площадку.
После выгрузки бункер легко возвращается в вертикальное (транспорт-
ное) положение, так как центр тяжести его после опорожнения смещается ниже
точек опоры. Грузоподъемность бункерного полувагона 40 тс. объем одного
бункера 11,8 м3.
Сливо-наливные эстакады, предназначенные для раз-
грузки и погрузки железнодорожных цистерн, располагаются на прямом
18
участке железнодорожного тупика. Нефтегрузовые операции на эстакадах мо-
гут производиться одновременно с маршрутом, группой или одиночными ци-
стернами. При маршрутной подаче цистерн длина одной эстакады должна быть
не менее половины длины маршрута (эстакады двухсторонние). Расчетное число
эстакад п определяется в зависимости от количества прибывающих в сутки мар-
шрутов N (при равномерной подаче маршрутов в течение суток):
где .V — число цистерн в маршруте
Ом
Т — время пребывания маршрута на эстакаде.
Если задано (?год. то
- ^65— '
Тогда
дг _ ДгОД^17»'2
365GM ’
где С,, — грузоподъемность маршрута (принимается 2 — 3 тс); Ссут , Сгод —
суточный и годовой грузообороты нефтебазы: Ау — коэффициент неравномер-
ности завоза (вывоза) нефтепродуктов, представляющий отношение максималь-
ного месячного завоза (вывоза) нефтепродуктов к среднемесячному >1);
А, — коэффициент неравномерности подачи железнодорожного транспорта,
представляющий отношение максимального числа цистерн, подаваемых в сутки
на нефтебазу, к суточной подаче по плану (А2 >1).
Длина железнодорожных эстакад
1=ц
£зс = -V V a.li:
i=n
где .V — число цистерн в маршруте: — количество цистерн (по типам),
входящих в маршрут; /,• — длина цистерн различных типов.
При большом числе цистерн целесообразно строить двухсторонние эста-
кады, длина которых сокращается в 2 раза.
Количество сливо-наливных устройств в случае подачи одиночных цистерн
(или мелких групп по 3—5 цистерн) принимается из условий обеспечения суточ-
ного слива — налива нефтепродукта одного сорта при максимальном коли-
честве цистерн
у __ Стах
30? ’
где Стах — максимальный месячный грузооборот: q — грузоподъемность од-
ной цистерны.
Для слива и налива одиночных цистерн применяется типовой стояк, изо-
браженный на рис. 1.8. Наличие поворотного сальника является причиной
засасывания воздуха (при износе набивки) и срыва работы стояка. При низких
температурах смазка в сальнике сильно загустевает, и для поворота стояка тре-
буются значительные усилия.
Для маршрутных сливо-наливных операций разработаны типовые эста-
кады НС п КС.
2* 19
-2850
Z700
4900
Рис. 1.8. Типовой железно-
дорожный стояк для слива
и налива нефтепродуктов.
ж
рис. 1.9. Наливная железно-
дорожная эстакада для свет-
лых нефтепродуктов (НС).
250 400250
.20
Эстакада наливная двухсторонняя железнодорожная для светлых нефте-
продуктов типа НС с нулевым габаритом приближения подвижного состава
(рис. 1.9) выполнена из сборных железобетонных элементов: фундаментных
плит, вертикальных рам (колонн) и крупнопанельных плит настила. Разрабо-
таны девять вариантов эстакад НС, каждый из которых состоит из трех основ-
ных звеньев (начального, среднего п конечного). Количество применяемых
средних звеньев зависит от необходимойдлины эстакады. Эстакады оборудуются
наливными устройствами с подъемно-поворотным механизмом и автоматами
ограничения налива.
Для обслуживания цистерн в каждом пролете эстакады имеются откидные
мостики с противовесами.
Предусмотрена также установка приборов автоматического налива. Подъем,
опускание и вращение в горизонтальной плоскости наливного устройства
осуществляется при помощи шарнира, расположенного в верхней части верти-
кальных рам эстакады. Шаг стояков для одного сорта нефтепродуктов равен 12 м.
На эстакаде можно наливать до четырех сортов нефтепродуктов. Основные по-
казатели эстакад типа НС приведены в табл. 1.3.
Таблица 1.3
Основные данные эстакад для налпва нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
Показатели Эстакады
НС-2 НС-з нс-4 НС-5 НС-6 НС-7 НС-8 НС-9 НС-10
Длина эстакады, м 72 108 144 180 216 252 288 324 360
Количество средних звеньев, шт — 1 2 3 5 6 7 8
Количество стояков, шт.: при трех коллекторах . . 34 52 70 88 106 124 142 160 178
при четырех коллекторах 44 68 92 116 140 164 188 212 236
Количество четырехосных ци- стерн. шт 12 18 24 30 36 42 48 54 60
Грузоподъемность маршрута, брутто (по бензину), тс . . 800 1170 1540 1910 2280 2650 ЗОЮ 3380 3750
Для производства слпва и налива светлых нефтепродуктов на одной эста-
каде разработана комбинированная эстакада (КС) (рис. 1.10), которая может
производить слив (налив) до четырех сортов нефтепродуктов без опорожнения
коллекторов и стояков. Эстакада запроектирована из сборных железобетонных
элементов. Технологический шаг стояков принят 12 м, что обеспечивает прием
четырехосных цистерн объемом 50 и 60 м3.
Разработаны девять типоразмеров эстакад КС. Основные показатели их
приведены в табл. 1.4.
Оборудование всех железнодорожных цистерн новыми универсальными
сливными приборами создало условие для широкого внедрения на нефтебазах
закрытого (герметизированного) нижнего слива не только высоковязких, но
п маловязких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и др.).
Разработаны различные конструкции устройств для нижнего слива (УНС).
На рис. 1.11 представлена одна из конструкций УНС, состоящая из непод-
вижного патрубка 1 для присоединения к сливному коллектору, отвода 2,
21
шарнирно сочлененного трубопровода 3 и соединительной головки 4. Последняя
подключается к патрубку сливного прибора цистерны при помощи захватов.
Легкость горизонтального перемещения отдельных звеньев устройства дости-
гается установкой между фланцами шарниров с шариковыми подшипниками.
На рис. 1.12 представлены схемы различных способов нижнего слива,
а на рис. 1.13 — схемы различных способов налива нефтепродуктов в цистерны.
Рис. 1.10. Комбинированная
железнодорожная сливо-на-
ливная эстакада (КС).
Таблица 1.4
Основные данные эстакад для слива и налива светлых нефтепродуктов
в железнодорожные цпстерны
Показатели Эстак ады
КС-2 КС-3 КС-4 КС-5 КС-6 КС-7 КС-8 КС-9 КС-10
Длина эстакады, м 72 108 144 180 216 252 288 324 360
'Количество средних звеньев. шт .— 1 2 3 4 5 6 7 8
Число одновременно сливае- мых (наливаемых) цистерн, шт 12 18 24 30 36 42 48 54 60
Грузоподъемность маршрута (по бензину), брутто, тс . . 880 1290 1700 2100 2520 2920 3320 3740 4140
Объем маршрута из расчета 60 м3 цистерн, м3 720 1080 1480 1800 2160 2520 2880 3240 3600
Необходимая производитель- ность насосов, м3/ч .... 540 810 1080 1350 1620 1890 2160 2430 2700
22
Выбор каждого из приведенных способов определяется различными физиче-
скими свойствами нефтепродуктов, климатическими условиями, требованиями
сохранения качества, ускорения слива, удешевления работ, а также топогра-
фическими условиями площадки.
Рнс. 1.11. Устройство
для нижнего слива
нефтепрод\ ктов из
железнодорожной ци-
стерны (СЛ-9)
Некоторая часть нефтепродуктов транспортируется и хранится в мелкой
таре. В качестве нефтяной тары применяют стальные и деревянные бочки, бара-
баны, бидоны, стеклянные бутыли и контейнеры из полимерных материалов.
Тару выбирают в зависимости от свойств нефтепродуктов, от дальности перево-
зок и вида транспорта. Конструкция и материал тары должны обеспечивать
сохранение количества и качества нефтепродукта при хранении и транспор-
тировке. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляется в специальных хра-
нилищах (рис. 1.14), степень огнестойкости которых должна быть не ниже II
категории при хранении нефтепродуктов с температурой вспышки до 120° С
п не ниже III категории при хранении горючих нефтепродуктов. В указанных
23
Рис. 1.12. Системы
нижнего слива нефте-
продуктов из желез-
нодорожных ци-
стерн t
а — открытый меж-
рельсовый слив; б —
открытый слив в бо-
ковой коллектор;в —
самотечный гермети-
зированный слив;
г — принудительный
слив; 1 — цистерна;
2 — межрельсовый
сливной коллектор;
3 — отводная труба;
4 — приемный резер-
вуар; 5 — переносной
лоток; 6 — сливной
трубопровод; 7 —
сливной коллектор;
8 — насос.
Рис. 1.13. Системы налива неф-
тепродуктов в железнодорожные
цистерны.
а — налив самотеком; б — при-
нудительный налив; в — налив
через буферный резервуар;
г — нижний налив; 1 — отвод;
2 — наливной коллектор; 3 —
подводящий трубопровод; 4 —
резервуар; 5 — насос; 6 — спе-
циальное наливное устройство.
Примечание. Но ~ —zi.
24
хранилищах должно быть не более трех этажей при хранении горючих нефте-
продуктов и не более одного — при хранении легковоспламеняющихся неф-
тепродуктов. Подземные п полуподземные хранилища выполняются только
одноэтажными.
В одном хранилище допускается совместное хранение легковоспламеня-
ющихся и горючих нефтепродуктов в таре в общем количестве не более 50 м3
при условии, что помещение будет разделено глухими огнестойкими перего-
родками.
Для механизации погрузочно-разгрузочных работ применяют бочкоподъем-
пики, автокраны, тельферы и транспортеры различных конструкций.
18000
Рис.'1.14. Хранилище для затаренных нефтепродуктов.
§ 4. ВОДНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Наличие большого количества морей, судоходных рек, каналов и озер на
территории Советского Союза обусловило широкое развитие водных перевозок
нефти и нефтепродуктов. Для некоторых экономических районов страны водный
транспорт является основным средством перевозки нефти и нефтепродуктов.
По своим экономическим показателям во многих случаях этот вид транспорта
успешно конкурирует с трубопроводным.
Различают следующие типы нефтеналивных судов:
1) танкеры морскпе и речные;
2) баржи морские (лихтеры) и речные.
Нефтеналивное судно состоит из жесткого стального каркаса, к которому
крепится обшивка. Каркас судна выполнен из продольных и поперечных жест-
ких связей (рис. 1.15).
Продольные и поперечные переборки образуют наливные отсеки-танки,
которые соединяются между собой через перекрываемые клинкетами отвер-
стия. расположенные у днища. Открываются и закрываются клинкеты посред-
ством маховика, выведенного на палубу.
Каждое нефтеналивное судно характеризуется следующими основными по-
казателями:
1) водоизмещение — вес воды, вытесненной груженым судном. Водоизме-
щение судна при полной осадке равно собственному весу судна и полного груза
в нем;
2) дедвейт — полный вес поднимаемого груза (транспортируемого и для
собственных нужд);
3) грузоподъемность — вес транспортного груза;
4) осадка при полной загрузке;
5) скорость хода прп полной загрузке.
25
Отношение дедвейта к водоизмещению называется коэффициентом утили-
зации водоизмещения (для танкеров колеблется в пределах 0,65—0,75 и харак-
теризует степень совершенства судна).
Существенное отличие конструкции нефтеналивных судов от других транс-
портных судов обусловлено особыми свойствами жидкого груза:
1) жидкий груз, имеющий свободную поверхность, перетекает при крене
на один борт, уменьшая устойчивость судна;
2) удары жидкого груза при качке создают дополнительную нагрузку
на переборки и борта;
Рис. 1.15. Поперечный разрез корпуса танкера.
3) увеличение объема жидкого груза при повышении его температуры тре-
бует наличия свободного объема в танках при полной загрузке судна;
4) повышенная пожарная опасность требует принятия некоторых противо-
пожарных мер;
5) необходимость применения специальных технологических трубопрово-
дов и насосов для производства грузовых операций.
Для уменьшения вредного воздействия жидкого груза на устойчивость
судна устанавливают продольные переборки. Поперечные переборки ставятся
на расстоянии не более 12,5 м одна от другой. Это позволяет уменьшить удары
жидкого груза в переборки при качке.
Из всех типов нефтеналивных судов наибольшее распространение получил
танкер — самоходное судно, корпус которого системой продольных и по-
перечных переборок разделен на отсеки. Различают носовой (форпик), кормовой
(ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров
нефтепродуктов в хозяйственные и машинные отделения грузовые танки от-
делены от носового и кормового отсеков специальными глухими отсеками (коф-
фердамами). Для сбора продуктов, испарения нефтепродуктов, регулирования
26
давления в танках на палуое танкера устроена специальная газоотводная си-
стема с дыхательными клапанами.
Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами, проходящими
от насосного отделения по днищу танков. Различают грузовой и зачистной
трубопроводы (рис. 1.16). Грузовые и зачистные приемники размещаются в наи-
более глубокой части танка, у кормовой переборки, так как танкеры обычно
имеют дифферент на корму.
Кроме грузовой и зачистной систем, грузовые танки оборудуются и дру-
гими техно логическими трубопроводами и устройствами: подогревателями,
установками для орошения, мойки палубы, вентиляции и пропаривания тан-
ков. средствами пожаротушения и др.
Погрузка и выгрузка танкера производятся с соблюдением следующих
условий.
Рис. 1.16. Схема размещения нефтепроводов на танкере.
Рис. 1-17. Схема откачки нефтепродуктов
через вакуумный танк.
1. Для разгрузки корпуса танкера от опасных концентраций напряжений
нефтепродукт (а при порожнем рейсе баласт) следует размещать по отсекам
с учетом возможного равномерного распределения веса по длине судна. За-
грузку и выгрузку танков необходимо производить по строго определенной
очередности. Например, кормовую и носовую группы танков надо загружать
равномерно.
2. Для предотвращения нормального крена судна бортовые танки следует
загружать равномерно.
При снижении уровня нефти в танках в конце выгрузки может произойти
подсасывание воздуха, что приведет к резкому падению производительности
вплоть до прекращения откачки вследствие срыва работы насоса.
Для устранения попадания воздуха в насосы на танкерах широко приме-
няют откачку с помощью вакуум-танков. Сущность этого способа состоит в том,
что насосы откачивают продукт не отдельно из каждого танка, а из одного гер-
метически закрытого танка, в котором поддерживается разрежение; из осталь-
ных танков продукт поступает в этот вакуум-танк самотеком за счет перепада
давлений. В качестве вакуумного (рис. 1.17) используется танк 7, смежный
с насосным отделением. Танк оборудуется дополнительным приемником 5, со-
единяющим его с насосом 4. а также клпнкетамп на газоотводных и других трубо-
проводах. подведенных к танку с палубы.
Перед началом выкачки вакуум-танк отключают от всех трубопроводов
и проверяют надежность герметизации. Затем через дополнительный прием-
ник 3 из танка откачивают нефтепродукт, примерно на 1 2/з высоты заполнения
27
при этом в танке создается разрежение, равное 0,035 МПа. После этого продол-
жают откачку, сообщают вакуум-танк с очередным грузовым танком, для чего
открывают соответствующий клинкет 2 на грузовом трубопроводе. Переход
на следующий танк по мере откачки нефтепродукта выполняется обычным пере-
ключением приемных клинкетов. Воздух, попадающий в грузовую магистраль,
теперь уже не проникнет в насос, а останется в вакуум-танке. По этому же
принципу производится зачистка танков.
Величина разрежения в вакуум-танке должна быть назначена с учетом
давления насыщенных паров нефтепродукта при температуре откачки. Если
Ру ^>Рвак^ начнется кипение нефтепродукта в танке. Применение вакуум-
танков позволило сократить время выкачки нефтепродуктов на 20%.
При откачке воды баластной и после зачисток танков необходимо прини-
мать специальные меры по предотвращению загрязнения моря нефтепродук-
тами. Согласно требованиям Международной конвенции по предотвращению
загрязнения моря нефтью вдоль берегов установлена зона шириной 100—
150 миль, где запрещается выбрасывать воды с содержанием нефтепродуктов.
Нежелателен слив нефтяных остатков и в открытое море, поскольку, плавая
на поверхности воды, они могут быть занесены ветром пли течением в запретные
зоны.
Для приема с судов воды, загрязненной нефтепродуктами, на нефтебазах
предусматриваются специальные береговые емкости с очистными установками.
Кроме того, большинство танкеров оборудованы специальными сепараторами.
По своим техническим показателям и условию плавания различают морские,,
речные и озерные танкеры.
Наибольший удельный вес имеют морские танкеры, получившие особенно
широкое применение для перевозки нефти.
Некоторые данные о находящихся в эксплуатации танкерах приведены
в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Основные данные морских танкеров
Показатели Танкеры
«Олег Кошевой» «Казбек» «Прага» «Лиси- чанск» «Серия»
Дедвейт, тс 4696 11 800 30 720 34 640 49 370
Мощность двигателя, л. с 2X800 2X2000 19000 18 000 19 000
Техническая скорость, узлы Размеры, м: 10,5 12,2 18,7 17,9 17,1
длина 123,5 145,5 202,8 195,0 230,5
ширина 16,0 19,2 25,8 27,0 31,0
осадка с грузом 4,3 8,5 10,4 10,7 11,6
Объем транспортируемого груза, м3 . . . Удельный объем транспортируемого гру- 6680 14 020 40 370 47 400 57 730
за, м3/т Число насосов п производительность вы- 1,67 1,40 1,48 1,48 1,26
качки одного насоса, т/ч 2X500 4X250 3X750 3X1100 4x750
В настоящее время в мировом судостроении наметилась тенденция к рез-
кому увеличению грузоподъемности. Уже сейчас плавают супертанкеры
дедвейтом 200 000 т. Разрабатываются проекты строительства супертанкера дед-
вейтом 500 000 т. Но несмотря на явные экономические преимущества крупно-
28
тоннажных танкеров дедвейтом более 80 000 т, число таких судов исчисляется
единицами. Это объясняется малочисленностью портов с достаточными глуби-
нами для приема таких судов. При постройке крупнотоннажных танкеров с вы-
сокой скоростью хода возникает серьезная проблема вибрации корпуса и его
отдельных конструкций. Поэтому по сравнению с темпами роста дедвейта зна-
чительно медленнее растет скорость хода танкера.
Речные танкеры в отличие от морских имеют сравнительно меньшую осадку,
а следовательно, и ограниченную грузоподъемность. Строительство речных
танкеров в настоящее время ведется по типовым проектам. Некоторые основные
данные этих танкеров приведены в табл. 1.6.
Рис. 1.18. Самоходная речная баржа.
Наличие на малых реках перекатов и незначительных глубин, особенно
в летний период навигации, требует применения танкеров с минимальной осад-
кой. Величина наименьшей осадки, исходя из условий обеспечения нормальной
работы двигателей, может быть доведена до 1,25 м (в этом случае грузоподъем-
ность составит около 600 т). В 1960 г. введен в эксплуатацию речной танкер
грузоподъемностью 150 т с осадкой при полном грузе 1,12 м. Вместо танков
применены четыре вставные цистерны, что позволяет перевозить четыре сорта
нефтепродукта. Кроме того, на танкере размещается 10 т масла в таре.
Нефтеналивные баржи (рис. 1.18) получили широкое примене-
ние при речных перевозках. Внедрение метода толкания каравана барж вместо
буксировки способствовало повышению экономичности речных перевозок.
Основные данные речных танкеров
Т аблица 1.6
Грузоподъ- емность, тс Осадка танкера, м Габаритные размеры, м
с ПОЛИНЫ грузом | порожнего i длина ширина высота
5000 2,04 1,89 132,6 16,75 11,80
3000 3,36 1,73 110,25 13,40 13.00
2800 3,20 2,21 109,31 13,40 12.50
1000 1,98 1.25 86,70 12,99 8,00
600 2,14 — 66,00 9,54 11,30
600 1,89 1,35 65,60 9,60 8,70
500 1,32 1,08 43,10 7,40 7,35
2»
При этом способе толкаемые баржи счаливаются жестко, что обеспечивает
лучшее использование попутного потока и лучшую маневренность. Этот про-
грессивный способ проводки несамоходных барж позволил резко увеличить
скорость хода каравана и сократить расход топлива.
Основные показатели некоторых эксплуатируемых несамоходных барж
приведены в табл. 1.7.
Основные данные несамоходных речных барж
Таблица 1.7
Показатели Типы барж
РНБ-1 РНИ-2 РНБ-4 РНБ-6 РНБ-8 РНБ-12
Грузоподъемность, тс 1000 2000 4000 8000 8000 12000
Осадка с грузом, м 1,4 1,7 2,5 3,0 3,2 3,8
Поверхность подогревателя, м2 Габаритные размеры, м: 85 180 320 450 550 750
длина 70 103 122 133 145 160
ширина Г1 13,5 17 19 20 22
высота 1.9 2,15 2,75 3.25 3,45 3,85
Нефтяные гавани и причальные сооружения слу-
жат для производства нефтегрузовых операций при водных перевозках.
При сооружении нефтяных гаваней необходимо соблюдать следующие тре-
бования.
1. Минимальная глубина воды Amin (в м) в гавани у причалов
~ Но 1~ । 0,5,
где Но — наибольшая осадка судна (наиболее глубоко сидящего) в м; hB —
наибольшая высота волны в м.
2. Нефтяная гавань должна иметь достаточную акваторию для размещения
необходимого числа причалов и для свободного маневрирования судов.
3. Нефтяная гавань должна быть надежно укрыта от господствующих
ветров.
4. Для защиты водоема от загрязнения нефтепродуктами в гавании должны
быть предусмотрены специальные меры на случай аварийного розлива.
В морских гаванях нефтяные пирсы размещаются перпендикулярно к бе-
регу. Расстояние между смежными пирсами должно быть более 200 м и не ме-
нее длины самого крупного танкера, прибывающего в порт.
В речной гавани нефтяные причалы размещаются параллельно берегу на
расстоянии не менее 300 м от сухогрузных причалов. Речные причалы нефтебаз,
как правило, размещают ниже по течению от веселенных пунктов, крупных рей-
дов и мест постоянной стоянки флота, на расстоянии не менее 1000 м. При не-
возможности соблюдения этого условия речные причалы нефтебаз могут быть
сооружены и выше по течению, но в этом случае указанное расстояние должно
быть не менее 5000 м.
Количество причалов на нефтебазах определяется в зависимости от грузо-
оборота нефтепродуктов различных сортов, с учетом грузоподъемности прибы-
вающих судов, частоты прибытия и времени их обработки.
'30
Причалы речных нефтебаз бывают стационарные и временные в виде пла-
вучих понтонов или разборных деревянных эстакад, устанавливаемых на пе-
риод навигации. Наиболее распространенным типом стационарного причала
являются железобетонные «бычковые» причалы с насосной установкой внутри
«бычка». На рис. 1.19 приведена схема стационарного «бычкового» причала.
Причал состоит из следующих основных сооружений: причальные «бычки» для
швартовки судов, центральный «бычок» для установки насосов и устройств для
шланговкп судов, отбопно швартовые палы, предназначенные для швартовки
судов, подводящие эстакады для укладки технологических трубопроводов,
Рис. 1.19и Речной
«бычковый» причал
на свайном основа-
нии.
1 — швартово-отбой-
ные палы из металли -
веского шпунта; 2—
переходные мостки:
з — надстройка для
размещения аппара-
туры дистанционного
управления и слу-
жебных помещений;
4 — железобетонный
«бычок» с насосной
станцией; 5 — желе-
зобетонные сваи «бы-
чки»; 6 — помещение
насосной; 7 — под-
водящая эстакада.
соединяющие коммуникации нефтебазы с причалом, ледозащитные устройства,
предохраняющие эстакаду от возможного разрушения во время ледохода.
В настоящее время за рубежом широкое распространение получили рейдо-
вые причальные буи для швартовки танкеров и перекачки нефтегруза. Это
позволяет обходиться без сооружения дорогостоящих пирсов обычного типа для
приема крупнотоннажных танкеров с большой осадкой. Причальные буи пред-
ставляют собой плавучую конструкцию, установленную в определенной точке
рейда црппомощпякорей. Посредствомгибкпх шлангов буи соединены с подвод-
ными нефтепроводами, проложенными к нефтебазе.
§ 5. РАЗДАТОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА НЕФТЕБАЗ
Мелкие партии нефтепродуктов на нефтебазах отпускаются в автоцистерны,
контейнеры, бочки и в другую мелкую тару через специальные раздаточные
устройства — автоэстакады, автоколонкп. разливочные и автозаправочные
станции (АЗС). С внедрением централизованных поставок и строительства широ-
кой сети АЗС резко сократился объем реализации нефтепродуктов в мелкую
тару через разлпвочные. Централизованные поставки нефтепродуктов осуще-
ствляются по заявкам потребителей в арендуемых базой автоцистернах. Налив
31
нефтепродуктов в автоцистерны осуществляется на специальных автоэстакадах
или системах автоматического налива (АСН). На рис. 1.20 представлена одна
Рис. 1.20. Установка герметизированного налива автоцистерн АСИ-12.
1 — наливной стояк; г — датчик налива с герметизирующей крышкой; 3 — газоотводящая линия; 4 —
пульт управления наливом; 5 — обратный клапан; в — огневой предохранитель; 7—насосный агрегат;
.8 — арка; 9 — фильтр-воздухоотделитель; 10 — гидроамортизатор; 11 — полуавтоматический дозирующий
клапан; 13 — термокорректор; 13 — счетчик жидкости.
из конструкций АСН-12. Производительность одного стояка 16,7 л/с светлых
нефтепродуктов, потребляемая мощность 1 кВт. На рис. 1.2'1 показана схема
Рис. 1.21. Схема автоматической станции налива.
автоматической станции нали-
ва, оборудованной АСН. Нефте-
продукты подаются на станцию
по трубам 13 и 14 из резервуа-
ров. Для каждого сорта нефте-
продукта прокладывается от-
дельный коллектор. На коллек-
торах устанавливаются плотно-
меры 3 с задвижками 1.
В плотномер продукт пода-
ется центробежным насосом 2, и
после измерения плотности
этим же насосом жидкость
-32
возвращается в коллектор. В местах присоединения труб к наливным стоя-
кам сооружаются колодцы 5, в которых кроме отводов труб устанавливаются
задвижки 6 для отключения линии питания наливных блоков от коллектора
Рис. 1.22. Разливочная для масел.
и фильтра грубой очистки 4. Нефтепродукт через огводщчо трубу направляется
к центробежному насосу 8, а затем через фильтр 9, клапан-дозатор 10, жидко-
стный счетчик 11 и наливной стояк 12 поступает в цистерну. На отводах труб
Рис. 1.23. Генераль-
ный план АЗС-500.
1 — операторная;
2 — навес над авто-
заправочными ко-
лонками.
ставят воздушные колпаки 7 для смягчения гидравлического удара, вызывае-
мого быстрым закрытием полуавтоматического клапана дозирования.
Разливочные для отпуска нефтепродуктов в тару
размещаются в зоне производственных зданий и по огнеопасности относятся
ко II категории.
Разлив п отпуск всех нефтепродуктов можно производить в одном здании,
но при условии, что разливочные краны для отпуска легковоспламеняющихся
3 Заказ 191
33
нефтепродуктов будут отделены от других кранов огнестокой стеной (так же
отделяются краны для отпуска этилпрованного бензина). Строительство раз-
ливочных ведется по отдельным типовым проектам. На рис. 1.22 представлен
типовой проект разливочной для масел на шесть кранов. На нефтебазах стали
применять различные установки по автоматизированному разливу и затари-
ванию в мелкую тару масел и консистентных смазок. Это позволяет значи-
тельно сократить объем реализации нефтепродуктов через разливочные.
Особенно бурными темпами растет сеть автозаправочных станций (АЗС),
являющихся конечным пунктом на слож-
ном и длинном пути движения нефтепро-
дукта от нефтеперерабатывающего завода до
потребителя. Отпуск нефтепродуктов через
АЗС намного облегчает обслуживание потре-
бителей, исключает необходимость в емко-
стях для топлива в автохозяйствах, на пред-
приятиях п стройках и позволяет равномерно
распределять запасы нефтепродуктов, макси-
мально приближая их к потребителю.
Различают городские, сельские, дорожные
АЗС и передвижные. По числу заправок ав-
томобилей в схткп различают АЗС-500.
АЗС-750 и АЗС-1000.
В административном отношении все АЗС
подчиняются соответствующим нефтебазам.
На рис. 1.23 представлен генплан типовой
АЗС-500. В состав АЗС входит здание стан-
ции с подземными резервуарами для масел,
заправочные островки с навесамп и островки
с подземными резервуарами для топлпва.
Количество топливораздаточных колонок
определяется из расчета заправки одной ко-
лонкой 15 автомобплей в час.
В зависимости от впда выдаваемого про-
дукта на АЗС раздаточные колонки разделя-
ются на:
1) топливораздаточные для заправки
транспортных средств топливом (бензин, дизельные топлива);
2) смесераздаточные для заправки транспортных средств с двухтактными
двигателями (мотоциклы, мотороллеры, мопеды п др.) топливной смесью (автол
и бензин);
3) маслораздаточные.
Из всех известных топлпвораздаточных колонок наибольшее распростра-
нение получила колонка ТК-40 производительностью 0.7 л с (рис. 1.24). То-
пливо из подземного резервуара через приемный клапан 1. всасывающий трубо-
провод и фильтр тонкой очистки 2 засасывается насосом 3 (с приводом от элек-
тродвигателя 4) и далее через газоотделитель 5. обратный клапан 6. поршневой
счетчик жидкости 7, индикатор 8, раздаточный кран 9 попадает в топливный
бак автомобиля. Индикация разового отпуска топлива осуществляется с по-
мощью стрелок счетного механизма 10. а регистрация суммарного количества,
выданного за определенное время, с помощью счетчика 11.
34
Глава 2
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ
§ 1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ГИДРАВЛИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
И РЕОЛОГИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ 1
Основная цель гидравлического расчета трубопроводов нефтебаз — опре-
деление энергии, требуемой для перекачки по ним нефтепродуктов с заданным
расходом. Если трубопроводы самотечные (напорные п безнапорные), задача
гидравлического расчета сводится к определению размеров сечения трубы при
известном уклоне. Исходными данными для гидравлического расчета являются:
расход, физические свойства нефтепродуктов (вязкость, плотность, давление
насыщенных паров, температура), профиль и план трассы, а также технологи-
ческая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участ-
ков трубопровода.
Вязкость
Сопротивление жидкости прп ее движении по трубам объясняется
вязкостью. Впервые понятие «вязкость» было введено Ньютоном, который свя-
зал явление внутреннего трения в жидкости с ее вязкостью известной формулой
где и — напряжение внутреннего трения: и — динамическая вязкость — каса-
тельное усилие на единицу площади, приложенное к слоям жидкости, отста-
ющим друг от друга на расстоянии, равном единице длины, при единичной раз-
ности скоростей между нпмп: dir'dR — градпенг скорости по радиусу трубы —
это относительное пзменение скорости по направленпю. перпендикуляр-
ному к направленпю течения, т. е. приращение скорости на единицу длины
нормали.
Прп гидравлических расчетах чаще пользуются кинематической вязкостью
И
v = —,
Р
где v — кинематическая вязкость в м2,’с: р — плотность жидкости в кг/м3.
Существует еще и условная вязкость ВУ, выражаемая в градусах (°ВУ).
Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения опреде-
ленного объема данной жидкости 0.2 л из впзкозпметра Энглера к времени исте-
1 Для краткости изложения под нефтепродуктами подразумевается п нефть.
3* 35
чения того же объема дистиллированной воды при 20° С. Для пересчета этой
условной вязкости в кинематическую служит эмпирическая формула Уббелоде
Рис. 2.1. Кривая зависимости кинемати-
ческой вязкости от температуры.
v = 73,1° ВУ-. (2.2)
Зависимость вязкости от температуры
выражается формулой
vt = v?oe"“ (2.3)
где —кинематическая вязкость при' изве-
стной температуре t0; и — показатель кру-
тизны вискограммы в 1/° С.
Чем больше и, тем сильнее изменяется
вязкость при изменении температуры.
Значение и чаще всего определяют гра-
фически. Для этого наносят значение вязко-
сти при различных температурах на коор-
динатную сетку v — t (в этом случае шкала
v — логарифмическая). Через нанесенные
точки проводят прямую линию (рис. 2.1). Тангенс угла наклона этой линии
к оси температур равен и. При аналитическом определении и необходимо знать
_ 9-т7 -00 -30 -20 -10 0 10 20 30 60 SO 6'0 70 80 90 100110120130 M150160170180.
° В У 130- 1002 505 30 ~ го- 15- d й-1 fr" СЧ CM CM Csl •4 Cvj txj , L э/г^'М • идаиg avugshOL -i.L.ulniH lniil.i i 1 iHi.iUi i 1-1 ..lmdiiu-1 ,-lui-Lli 1 t buililiihiи 1 . , i , hjl.ib.ti . iuiniн i iih„. ।,, 107 s 5ЮВ 10в , 5-Ю5 10s . 5-10^ 2-10^ 5Ю3 3-103 2-Ю3 Ю3 5-102 з-ю2 2Ю2 102 80 60 60 30 25 20 15 10 9 8 7 . 6 5 0 з
55 г] 1,8- 1,6-z
I
Qj 1 •' %
i
!
5 1,3 4 1,25%-. It 1,2-f i.iei з ~5
I 1
0 -39 ~?0 -19 0 19 29 39 90 50 60 70 SO 99 199 Ш 190 160 °C Рис. 2.2. График зависимости вязкости нефтепродуктов от температуры.
36
значение вязкостей заданного нефтепродукта для двух температур и t2.
Тогда, логарифмируя уравнение (2.3), получим
1
t-2— <1
и =
(2.4)
На рис. 2.2 приведен график зависимости вязкости от температуры. Для по-
строения этой зависимости достаточно знать вязкости при двух температурах
и А. Прямая линия, соединяющая v(j и v<2, и есть искомая вискограмма данного
нефтепродукта. При выборе и 12 следует помнить, что значения опреде-
ляемых вязкостей по впскограмме должны находиться в промежутке между
V/, и V/,, так как экстраполяция может дать неверные результаты.
Для определения вязкости смеси нефтепродуктов пользуются графиками
Молина-Гурвича (рис. 2.3). Если по осям ординат в логарифмической аномор-
фозе отложить раздельно вязкости двух нефтепродуктов (va и vb), находящихся
в смеси при одинаковой температуре, и соединить эти точки, то получим виско-
грамму смеси нефтепродуктов А и Б при температуре t. Если отрезок оси аб-
сцисс между осями va, у'б разделить на 100 равных частей, то, зная процентное
содержание одного из нефтепродуктов, легко найтп вязкость смеси.
Вязкость смеси двух взапморастворимых нефтепродуктов может быть
также определена по эмпирической формуле
lg 1g (vCH - к) « хг 1g 1g (Vj — к) — г.21g lg (v2 ж к),
где хг и х2 — весовые концентрации нефтепродуктов в смеси; к = 0,6 при v О
> 1,5-Ю’6 м2/с.
37
Неньютоновские жидкости
Если построить зависимость. выраженную формулой Ньютона (2.1), то
закон течения жидкости изобразится прямой линией 3. представленной на
рис. 2.4. Для графической интерпретации формулы (2.1) выразим н и dw]dR
через параметры нефтепровода. Из условий равновесия внутренних п внешних
сил в нефтепроводе длиной L, радиусом R, находящимся под давлением р,
следует
2nRL(j - rR2p,
откуда
<7 = ^- (М
Значение градиента скорости dw'jdR можно определить из уравнения ско-
ростей ламинарного потока в цилиндрической трубе
Рис. 2.4. Кривые течения жидкости.
где w — скорость точки потока, находяще-
гося на расстоянии г от оси трубы; и — сред-
няя скорость потока
Q — объемный расход в м3/с: F — площадь
сечения потока.
Для осевой скорости (к'тах) г =
да, дифференцируя (2.6), получаем
dw _ 4(5
~dR~
Подставив значения и и dw]dR
мулу (2.1). получим
лЯ±р
8QL ‘
0. Тог-
(2.7)
в фор-
(2.8)
Выражение (2.8) показывает, что в координатах н п dwjdR величина ц
изменяется по закону прямой линии, выходящей из начала координат.
Но как показали исследования, не все жидкости подчиняются линейному
закону течения (2.1). Такие жидкости называются неньютоновскнми. В за-
висимости от температуры, прп которой происходит перекачка, одна и та же
жидкость может быть и ньютоновской в области высоких температур и ненью-
тоновской в области низких температур. Неньютоновскпе жидкости могут быть
разделены на пластичные, псевдоп ластичные и дила-
тантные.
Кривая течения пластичных жидкостей представляет прямую
линию, пересекающую ось напряжения на расстоянии сг0 от ее начала (см.
рис. 2.4, кривая I). Течение пластичных жидкостей подчиняется уравнению
Шведова — Бингама
du>
° ‘U dR
(2.9)
Мо
38
Пластичные жидкости обладают свойствами твердых тел и при малых да-
влениях не текут. Напряжение, при котором пластичная жидкость начинает
двигаться (течь), называется начальным напряжением сдвига (п0) и опреде-
ляется по формуле (2.5).
После достижения р0 происходит разрушение структуры и жидкость начи-
нает течь при давлениях, меньших, чем р0. Максимальное напряжение сдвига,
при котором жидкость остается еще подвижной, называется ее пределом те-
кучести при данной температуре.
Поведение пластических жидкостей объясняется наличием в них про-
странственной структуры, достаточно прочной, чтобы сопротивляться любому
напряжению, не превосходящему п0. Если напряжение превышает ст0, то струк-
тура полностью разрушается и жидкость ведет себя, как обычная ньютонов-
ская, при напряжении, равном (а — п0). Уравнение (2.9) после почленного
деления на dw''dR можно представить в виде
= -,ц0, (2.10)
где иэ — эффективная, плп кажущаяся, вязкость; н — истинная вязкость;
цо — структурная составляющая эффективной вязкости.
Величина и0 для данной жидкости завпспт от скорости движения потока.
Псевдоклассические жидкости не обнаруживают на-
чального напряжения сдвпга, но кривая течения этпх жидкостей отклоняется
от прямой особенно при малых градиентах скорости (см. рис. 2.4, кривая 2).
Для таких жидкостей справедлива следующая зависимость:
<2-ю
где к и п —- постоянные величины для данной жидкости.
Характерным для псевдопластиков является то, что п всегда меньше еди-
ницы.
Дилатантные жидкости сходны с псевдопластическими тем,
что в нпх тоже нет начального напряжения сдвпга. Течение этих жидкостей
также подчиняется степенному закону (2.11). но показатель п уже будет превы-
шать единицу (см. рпс. 2.4. кривая 4).
У многих жидкостей зависимость между напряжением и градиентом ско-
рости изменяется во времени и потому не может быть выражена простыми
формулами. Жидкости, обладающие свойством изотермического самопроизволь-
ного увеличения прочности структуры во времени п восстановления структуры
после ее разрушения, называются тиксотропными. Примером таких
жидкостей являются некоторые парафпнпстые нефти.
При выполнении гидравлических расчетов необходимо руководствоваться
следующими ориентировочными значениями скоростей: 0,5 —1,5 м/с для всасы-
вающих п 0.8—2.5 м/с для нагнетательных трубопроводов. Меньшие скорости
относятся к высоковязкпм нефтепродуктам, большие — к маловязким. При
скоростях, менее указанных, трубопроводы получаются большего диаметра,
расход металла возрастает. При больших скоростях значительно увеличиваются
гидравлические сопротивления. Более строго задача об оптимальных скоростях
(при заданном расходе) решается путем нахождения экстремума уравнения
приведенных суммарных эксплуатационных и капитальных затрат.
39
Потеря напора на трение в круглых трубах определяется по формуле
Дарси — Вейсбаха
(2-12>
где hx — потеря напора на трение в м; X — коэффициент гидравлического со-
противления; L — длина трубопровода в м; d — внутренний диаметр трубопро-
вода в м; w — средняя скорость потока в трубе в м/с; g — ускорение силы тя-
жести в м/с2.
Общие потери напора
где 2 — суммарные потери на местные сопротивления; Дс— разность отме-
ток между конечной и начальной точками трассы.
Величина X зависит от режима движения жидкости, характеризуемого кри-
терием Рейнольдса (Re).
При Re 2000 происходит движение жидкости при ламинарном режиме
и величина X определяется по формуле Стокса
(2.13)
При Re />3000 движение жидкости происходит при турбулентном режиме.
В интервале чисел Re от 2000 до 3000 могут наблюдаться оба режима. В этой
области X рекомендуется определять по формулам турбулентного режима.
Область турбулентного режима в зависимости от характера трения
жидкости о стенки трубы разделяется на три зоны.
Первая зона гидравлически гладких труб при X = / (Re). В этом
случае X определяется по формуле Блазиуса
Вторая зона смешанного трения или гидравлически шероховатых
труб при X = / (Re; е),
где 8 — относительная шероховатость
е — абсолютная высота выступов шероховатости; R — радиус трубы.
Переходное значение Rex для второй зоны турбулентного режима опре-
деляется по формуле
Rei = • (2-15)
При значениях Re /> Rex, значение X определяется по формуле Альтшуля
Х = О.1У^+-^. (2.16)
где
а = 0.46*. (2.17)
Здесь а — коэффициент, зависящий от «эквивалентной шероховатости» к (т. е.
от такой величины выступов одноролной абсолютной шероховатости, которая
при подсчетах дает величину потери напора, одинаковую с действительной
40
шероховатостью). Значение к определяется на основании гидравлических испы-
таний трубопроводов и пересчета их результатов по соответствующим формулам.
Значения е и к приведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Значения абсолютной п эквивалентной
шероховат остей внутренней поверхности
нефтепроводных труб
Трубы Значения шероховатости, м
е-10"’ k-10“’
Новые цельнотянутые стальные 0,05—0,15 0,02-0,07
Стальные цельнотянутые, нахо- дившиеся в непродолжитель- ной эксплуатации (с незначи- тельной коррозией) 0,2-0,3 0,2-0,5
Старые стальные 0,5—2,0 До 1,0
Новые чугунные 0,3 0,25
Асбоцементные 0.3—0,8 0,30
Третья зона квадратичного закона сопротивления при к = f (е).
Для этой зоны /. определяется по формуле Нпкурадзе
Переходное значение Re2 для этой зоны находится по формуле
Re,— 665-765 lg е . ^219)
Следовательно, область применения формулы (2.18) для всех чисел Re >
>Re.2.
Коэффициенты сопротивления для неметаллических круглых труб опре-
деляются по следующим формулам:
для асбоцементных трубопроводов
/. = 0,206 Re-0»21;
для гладких шлангов
Х = 0,0113 -0,917 Re’»,
(2.20)
(2.21)
Для прорезиненных гофрированных шлангов, армированных внутри сталь-
ной проволокой,
(2.22)
где Xj. — коэффициент гидравлического сопротивления, вычисленный по фор-
мулам (2.13) и (2.14); е — высота выступов проволочной спирали над внутрен-
ней поверхностью шланга в м; d — диаметр шланга в м; I — шаг проволоч-
ной спирали в м.
Значения е, d и I принимаются согласно ГОСТ 8496—57.
41
Во многих случаях удобнее вычислять по формуле Л. С. Лейбензона,
представляющей собой разновидность формулы (2,12),
r)2-mvm
K = • (2.23)
где v — кинематическая вязкость в м2/с; Q — объемный расход в м3/с; (3 —
и т — коэффициенты, зависящие от режима движения:
для ламинарного режима
лк 128
т = 1 р =------;
' ng ’
для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб
г. о 0,241
тп = и,2г> р —-----•
1 g ’ '
для зоны квадратичного закона сопротивления
п д 8Х
т = 0; 6 = .
' n2g
При пользовании формулой (2.23) следует иметь в виду, что она не приме-
нима для зоны гидравлически шероховатых труб.
Местные сопротивления
Помимо потерь на трение в трубопроводах могут возникать еще и местные
потери напора, вызываемые различными запорными, регулирующими устрой-
ствами (задвижки, затворы, диафрагмы) и возникающие в местах изменения се-
чения трубы или направления движения жидкостп. Местные потери напора
иногда составляют значительную часть от общих потерь напора в системе (на-
пример, во всасывающих и самотечных трубопроводах).
Потери напора на местные сопротивления определяются ио формуле Вейс-
баха
- (2-24)
где £ — коэффициент местного сопротивления.
В некоторых случаях удобнее определять местные сопротивления по экви-
валентной длине, которая представляет собою такую длину прямого участка
трубопровода данного диаметра, на которой потеря напора на трение по длине
hx равна (эквивалентна) потере напора Лм, вызываемом местным сопротивле-
нием:
• - х = (2-25)
Следовательно, величина эквивалентной длины Ьэ может быть установлена
из равенства потери напора на трение по длине, определяемой формулой (2.25),
и местной потери напора, определяемой (по (2.24):
л бэ ге2 r w2
d ' 2g 2g ’
Отсюда
= ' . ' „ - (2-26)
42
Таким образом, трубопровод, имеющий местное сопротивление, можно рас-
считывать по формуле (2.25), в которой геометрическую длину L следует заме-
нить приведенной £пр, т. е.
1^~ь-Уьэ.
Как показали экспериментальные исследования, значения £ и Кэ при лами-
нарном режиме изменяются в широких пределах и являются функцией Re.
При турбулентном же режиме для практических расчетов £ и L3 можно принять
постоянными.
Рпс. 2.5. График для
определения эквивалент-
ных длин местных со-
противлений.
1 — выход пз резервуа-
ра через подъемную тру-
бу; 2 — фильтр’ для
светлых нефтепродуктов;
3 — колено 90е, сварное
с одним швом; 4 — вы-
ход из резервуара через
хлопушку; 5 — колено
90°, сварное с двумя
швами; 6' — колено гну-
тое В == 3d; 7—задвиж-
ка; 8 — колено гнутее
R = 4d; 9 — колено 45%
сварное; 10 — тройник.
Значения некоторых местных сопротивлений можно определить по графику,
приведенному на рпс. 2.5. Чтобы определить £э не помещенного на графике
местного сопротивления прп лампнарном режиме, необходимо взять соответ-
ствующее значение Ьэ при турбулентном режиме (такие таблицы приведены
во многих руководствах по гидравлике), п через полученную точку провести
линию эквидистантно имеющейся на графике. Для практических расчетов по-
тери напора на местные сопротивления при турбулентном режиме можно поль-
зоваться следующими значенпямп L3]d.
Входы жпдкостп в трубу пз резервуара, когда:
труба не вдается внутрь резервуара............................. 20
труба вдается внутрь резервуара................................ 40
Колена радиусом от 2 до 8 диаметров................................ 10
Угольник стандартный.............................................. 30
Тройшткп;
без поворота потока........................................... 50
с поворотом потока.......................................... 60
Задвпжка открытая.................................................. 10
Компенсаторы:
сальниковый.................................................... 10
П-образный .................................................120
П-образиый с коленом, имеющим радиус закругления, равный
диаметру...................................................... 80
лирообразный ..................................................100
Фильтры:
для светлых нефтепродуктов..................................... 75
для темных нефтепродуктов......................................100
Клапан обратный.................................................... 75
§ 2. РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН
Задача об определении времени опорожнения цистерн вследствие непрерыв-
ного изменения напора, а следовательно, и скоростей во времени является при-
мером неустановившегося движения жидкости. Поэтому при решении этой
задачи следует воспользоваться
известным приемом, по которому
полное время истечения разде-
ляют на бесконечно малые про-
межутки времени, в течение каж-
дого из которых напор считают
постоянным, а движение жидкости
установившимся. Это позволяет
пспользовать определенные зави-
симости установившегося дви-
жения.
В общем случае слив из ци-
стерн может происходить через
слпвной трубопровод и при избы-
точном давлении в цистерне. При
этом режим истечения может быть
турбулентный в начале слива,
лампнарнып — в конце. В частных
случаях возможно истечение толь-
рис. 2.6. К расчету времени слива нефтепродуктов из
железобетонных цистерн.
ко при одном режиме (рис. 2.6).
Рассмотрим решение этой задачи в целом. Положим, что за время dx уровень
нефтепродукта в цистерне понизился на dz. Слитый из цистерны объем составит
qdx. Из условия неразрывности потока
q dx = fw dx = — F dz,
(2.27)
где q — расход нефтепродуктов в м8/с; / — площадь поперечного сечения по-
тока нефтепродукта, вытекающего через сливной патрубок, в м2; w — скорость
истечения нефтепродукта из цистерны в м/с; F — площадь свободной поверх-
ности нефтепродукта в цистерне в м2.
Значение F, как функцию переменной ординаты z, можно получить из рас-
смотрения треугольника АОВ (см. рис. 2.6):
F-2xL
или
F = 2L ]/z (D — z),
где L — длина котла цистерны в м.
44
Для определения w воспользуемся уравнением Бернулли
_ > ___? _±L_|_? ;пр w~ \ w~ \
* ' 0 pg ~к 2g "г" d 2g ' 2g ' pg ’
где ск — коэффициент местного сопротивления сливного клапана; Znp, d —
приведенные длина и диаметр сливного трубопровода в м; р — плотность сли-
ваемого нефтепродукта в кг/м3.
Остальные обозначения даны на рис. 2.6.
Решая уравнение Бернулли относительно скорости, получаем
где --—— = — коэффициент расхода системы.
у'/у
Подставив значения F и w в уравнение (2.27) п разделив переменные, по-
лучим
/рс V 2g
г (-Р z)___________ dz.
(2.29)
Дифференциальное уравнение (2.29) представляет собой общий вид функ-
циональной зависимости времени истечения от переменных величин z и р,с.
Для решения этого уравнения необходимо знать закономерность изменения рс
в процессе истечения. Но такая закономерность может быть установлена только
экспериментально для конкретных условий слива. По этой причине рассмотрим
частные случаи слива, для которых известен характер изменения цс.
Первый случай. Слив через короткий патрубок
Дано: h0 = 0; рц ~ 0, р2 = р.2 и равно атмосферному давлению ра.
Тогда уравнение (2.29) упростится и примет вид
dr =------=4=- VF) — z dz,
/Цо Г 2g
(2.29а)
где ц0 — коэффициент расхода сливного клапана с патрубком.
Натурные экспериментальные исследования по сливу нефтепродуктов из
цистерн объемом 50 и 60 м3, оборудованных универсальным сливным прибором
(d : 0,2 м). позволили получить зависимость ц0 = / (ReT). Из кривой ц0 =
= /(ReT), приведенной на рис. 2.7, следует, что коэффициент расхода сливного
- о dV2gz
приоора резко меняется при малых текущих Нет = —-—, достигая постоян-
ного значения прп
Следовательно, для практических расчетов uj = const только при ReT
45
Щ Re?. Таким образом, уравнение (2.29а) правомерно интегрировать при
р0 ~ const только в пределах от D до ZkP, соответствующей границе перехода
турбулентного режима в ламинарный. Для определения же полного времени
слива необходимо весь процесс истечения разделить на две части: на время исте-
чения при турбулентном режиме (тт) и ламинарном (тл). Тогда т = тт — тл.
Но, как отмечалось выше, pj = const и для определения тл необходимо в урав-
нение (2.29а) ввести р? = / (ReT). Это обстоятельство значительно усложняет
решение и затрудняет практическое пользование полученными формулами
вследствие их громоздкости. Поэтому для упрощения расчетов времени слива
полученные экспериментальные значения р0 в процессе слива каждой цистерны
были усреднены во времени и таким образом получены приведенные значения
Ро для различных вязкостей. Опыты проводились в интервале изменения кине-
матической вязкости от 1 до 650 см2/с. Полученная кривая рр = / (7?ет) затем
была апроксимирована зависимостью
Ио = 0,0238v—1,29 ’ (2.30)
где v — кинематическая вязкость в см2/с.
Полагая, что вязкость нефтепродукта за время слива постоянна, п зная v
при температуре слива, можно по (2.30) найти рц, положив его постоянным при
интегрировании уравнения (2.29а) в пределах от D до 0:
или
т0 =-----УD ~zdz
Ы V2g £
_ 4 LD VT)
То з ’
(2.31)
Второй случай. Слпв под избыточным давлением
через короткий патрубок
Дано; 0, р-^ ри ; ра, р? ра, р± р% Рн>
При этих условиях уравнение (2.29) прпмет вид
^о = ~
Ря
Pg *
- 2L._- f l/z(2JTz)^z.
(2.296)
46
после интегрирования и необходимых преобразований получим
и 4 LD VD li /" D — Ли Г 2АитВ р 2ЛН р “11 /о
т«=тТуТзГ 1 > 1“— E(ft; ^'2) —d~ (ft;rJ2}JJ’ (,32)
где E^h- я/.2) и F(fe; л о) — полные эллиптические интегралы соответственно пер-
7 iZ D л
вого и второго рода при модуле к = I/ ---=- и амплитуде -р-.
Г Ли —/7
Уравнение (2.32) можно представить в виде
4=М?(4г)- (2-33)
Следовательно, полное время истечения под избыточным давлением всегда
меньше времени свободного истечения т0 на величину ф (ha/D).
Таким образом, ф (hJD} показывает, на сколько уменьшается время слива
прп наличии избыточного давления по сравнению со временем прп свободном
истечении. Для удобства вычисления по (2.32) значение
,1-( \ 1/О /г и Г 2/гв — D р 2/ги р "1
в завпсимостп от 7za’D представлено в виде кривой, изображенной на рис. 2.8.
Третий с л у ч а и. Слпв через специальный трубопровод
Дано: h~0 =0: ри = 0: Рг = р, = рг.
Это наиболее распространенная схема слива, предусматривающая приме-
нение специальных шарнирно соединенных отрезков труб, позволяющих гер-
метизировать сливные коммуникации.
Уравнение (2.29) для этого случая примет вид
йт =-----1/dz. (2.29в)
Основное отличие уравнения (2.29в) от (2.296) — это новое значение коэф-
фициента расхода в связи с появлением сливного трубопровода. Коэффициент
цс так же, как и0, изменяется весьма значительно в процессе слива. Поэтому
аналогично тому, как это было сделано для р0, также были получены усреднен-
ные во временп приведенные значения Uc = f (v). Так, для системы сливных
труб СЛ-9 (d = 0,15 м и h0 = 1,16 м) в интервале изменения вязкости от 1 до
70 см2/с получена следующая зависимость:
где v — кинематическая вязкость в см2,с.
Если Lie определять по (2.34). то при интегрировании уравнения (2.29в)
его можно принять постоянным. Тогда
f 1/
.Тс V -g g ' -~llo
47
После интегрирования и необходимых преобразований получим
4 LD У Л ( и J I Г D 4- hg Г 2/io + D р 2h0 р “П
“ ~ "йтта ж" —г~ \.~d—• «> -—р* -Ч/> <2-35>
где ____
k==V D+h0.-
Формула (2.35) может быть представлена в виде
<2-зв>
Четвертый случай. Герметичный слив
при наличии избыточного давления
(Общий случай)
Если известна зависимость Uc = f (v), то интегрирование уравнения (2.29)
аналогично (2.29а) с той лишь разницей, что в данном случае й0+——— может
pg
быть заменено на Н, а следовательно, время полного слива определится по урав-
нению (2.35), в котором h0 следует заменить Н.
Время слива из цистерны с внешним обогревом
При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, имеющих внешний
обогрев, гидравлические сопротивления в сливном патрубке значительно умень-
шатся за счет образования «горячего» пристенного слоя. Вследствие малой
длины сливного патрубка толщина «горячего» пристенного слоя будет незна-
чительна, а потому наличие двух режимов течения в патрубке маловероятно.
Таким образом, оба потока «горячий» пристенным и «холодное» ядро будут дви-
гаться ламинарно.
Рассмотрим задачу о времени полного слива из цистерн, оборудованных
внешним обогревом. Примем, что рк = 0; рг = рг — 0 и h0 = 0. Расход в тру-
бах с внешним обогревом при ламинарном режиме согласно (2.55)
z Г— di + \ ----—) 4
и — Ч L У г У Ух Уг )
1 128 ' ’
де 1'а — эквивалентная длина сливного клапана с обогреваемым патрубком.
Подставив значение q в уравнение (2.27) п разделив переменные, получим
исходное дифференциальное уравнение
(2.37)
После интегрирования
г______________128^Р'э__________
х°
(2.38)
48
Выражение в квадратных скобках .может быть упрощено:
Тогда
16Dl3Vr
(2.39)
Для практических расчетов следует принимать толщину «горячего» пристен-
ного слоя 6 = 0.5 мм, а Г3 = 2,1 м. Значение vr следует принимать при темпе-
ратуре конденсации пара в патрубке.
Формула (2.39) показывает, что время слива пз цистерн с внешним обогре-
вом мало завпспт от вязкости нефтепродукта. Это обстоятельство позволяет
резко повысить эффективность перевозки высоковязкпх нефтепродуктов в ци-
стернах с внешним обогревом. Величина сокращения времени слива может быть
определена из сравненпя формул (2.31) п (2.39):
тг
кэ =
То
т. е.
Принимая диаметры сливных патрубков одинаковыми, получаем
Зли0?эУг I / 2
V gD '
(2.40а)
§ 3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ
СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ПЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН
Гидравлическим расчетам сливных коммуникаций должны предшествовать
следующие работы:
1) выбор п обоснованпе способа слпва;
2) разработка технологической схемы;
3) расстановка технологической арматуры;
4) определение основных высотных отметок;
5) определение длпн (геометрической, эквивалентной, приведенной);
6) определение расчетного расхода, вязкости, скорости, рабочего давления.
Различные системы нижнего слпва можно разделпть на две группы:
1) открытый слив (см. системы на рпс. 1.12, а, б);
2) герметизированный слпв (см. системы на рис. 1.12, в, г).
Системы открытого слива могут работать п без «нулевого» резервуара.
Рассмотрим в отдельности каждый пз элементов системы нижнего слива.
Открытый слпв
Расчет сливных лотков и межрелъсовых коллекторов
Слпвные лоткп и межрельсовые коллекторы представляют собой трубо-
проводы прямоугольного сеченпя, в которых пропсходпт безнапорное движение
жидкости, т. е. со свободной поверхностью. Для облегчения вывода формулы
4 Заказ 191
49
расчета пропускной способности таких трубопроводов введем следующие упро-
щающие положения:
1) движение установившееся, равномерное;
2) режим ламинарный;
3) сопротивление боковых стенок не учитывается.
При изложенных упрощающих положениях исходное дифференциальное
уравнение запишется в виде.
H-^-+P£sina:=0,
(2-41)
где р. — динамическая вязкость в Па-с; w — скорость потока в канале в м/с;
р — плотность нефтепродукта в кг/м3; g — ускорение силы тяжести в м/с3;
а — угол наклона канала.
Расчетная схема представлена
Р
Рис. 2.9. К расчету безнапорных сливных
коллекторов прямоугольного сечения.
на рис. 2.9.
Интегрируя уравнение (2.41), по-
лучаем
2
и? =---j|-gpsinaJJ dz2
о
или
Z2
w = —-^-pg'sina + c1^+c2. (2.42)
Значение постоянных интегрирования сх и са найдем из граничных условий:
1) при z = 0; w = 0 из уравнения (2.42)
с3 = 0;
2) при z = h касательные напряжения на поверхности потока т = 0.
Согласно закона Ньютона
Дифференцируя уравнение (2.42), получаем
. div 1
—г-=------zpg sm a -j- с.,
dz ii 1 ° ' 1
7 dW Г:
так как при z = п, имеем —— = О.
dz
Отсюда
ghp sin а
/» — -° 1_________________________-___
Подставив значения сг и с2 в (2.42), получим уравнение скорости вязкой
жидкости в прямоугольном канале прп установившемся ламинарном режиме
_ _^а pg sing , z Agpsing
2р -г р
50
Отсюда расход в канале «шириной» Ъ будет:
h
Q = b [ lu dz;
б
Q = _ bpgsina L dz - Arsing ? d
2.U J Ц J
0 0
1 bW? .
Q = -5------— sm a
- - . 3 u
или. заменив u = pv,
1 b№g sin c<
*? = T------V----
Известно, что для малых углов sin a tg а = i представляет уклон ка-
нала.
В этом случае
г,._ 1 bhBgi
V- 3 ‘ v
или. обозначив -у = п,
Q = (2.43)
Полное решение задачи о движении вязкой жидкости в прямоугольных
каналах с учетом сопротивления у боковых стенок выполнено автором совместно
с А. Ш. Асатуряном. Решение получено в виде гиперболических тангенсов и
имеет вид • .
Q _ b±gi Г га-----8^ , -----У th Зп71 —У th 5лП
* v [_ 12 л= \ 3° а5
Исследование представленного ряда показывает его быструю сходимость,
g
так как гиперболический тангенс изменяется от 0 до 1, а множитель= 0,027.
Поэтому для практических расчетов можно ограничиться двумя членами ряда:
= 0,027 th.™).
(2.44)
Оптимальное соотношение между высотой и шириной канала поп можно
определить, исходя из условий наименьшего гидравлического сопротивления.
Согласно формуле (2.23) для прямоугольных каналов потеря напора на тре-
ние прп ламинарном режиме
Н, = ₽
QvL
(4гР ’
где г — гидравлический радиус, т. е. отношение площади сечения потока (5)
к его смоченному периметру (Ь 4- 27г).
4* 51
Из этой формулы следует, что наименьшие гидравлические сопротивления
при заданной площади сечения потока соответствуют rmax. Максимальное зна-
dr „
чение г можно определить из условия = I).
S VnS .
2/i 4" Ъ 2п —|— 1 ’
dr ___ VS (2n + l) ____
dn 2 Vn
2VnS = Q\
Полученный результат показывает, что из всех сечений наиболее близко
приближается к полукругу, который имеет максимальный гидравлический
радиус, прямоугольник с отношением сторон 1 : 2.
Поперечное сечение коллектора при турбулентном режиме можно опре-
делить по гидравлическому радиусу, пользуясь формулой (2.23):
V $Lvm Д 2п-Н ) ’ (2.45)
где L — длина коллектора; Az — разность отметок начального и конечного
сечений коллектора.
Чтобы коллектор не лимитировал производительность слива, что возможно
при поступлении в коллектор высоковязких и парафинистых нефтей и нефте-
продуктов, необходимо подогревать дно коллектора. Помимо увеличения
расхода подогрев дна коллектора позволяет легко удалять возможные осадки,
особенно выпадающие в больших количествах из высокопарафинистых нефтей.
Расход в коллекторе прямоугольного сечения с обогревом дна (Q() опре-
деляется по уравнению
Q- = _ o,O267 th шг) Г1 -(-2k. VVL if.kf>r 1, (2.46)
r vx \ 12 / L Vr bn V gibnpc (tr— J v '
где vx и vr — кинематическая вязкость основной массы холодного нефтепро-
дукта и пристенного горячего слоя, соприкасающегося с обогреваемым дном,
в м2/с; Ч — температура теплоносителя в °C; tx и tr — температуры холодного
и горячего пристенного слоев нефтепродукта в °C; к — полный коэффициент
теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту в Вт/(м2-°С); L — длина
коллектора в м; с — весовая теплоемкость нефтепродукта в Дж/(кг-°С); р —
плотность нефтепродукта в кг/м3.
При обогреве помимо дна и боковых стенок коллектора расход нефтепро-
дуктов в таком безнапорном трубопроводе может быть определен из уравнения
«-КГ (й -°'027 thn“) °.13 (АГ‘ Ьгтт)’] <2Л7>
Сравнивая уравнения (2.44), (2.46) и (2.47), можно определить, на сколько
увеличится расход нефтепродуктов в обогреваемых коллекторах по сравнению
с холодными: ______________
Qx __ vx . 3,23 I Г kLvr (tT — tr) ,
Qr Vr bn r gibnpc (tr—tx) ’
Qx
Qr
vx \0,65 / 2n \2
V'r / \ 2« + 1 /
52
Расчет коллекторов круглого сечения
Прп герметизированном нижнем сливе коллектор укладывается парал-
лельно железнодорожному пути на расстоянии не менее 1,8 м от оси пути. При
самотечном сливе этп коллекторы представляют собой безнапорные трубо-
проводы круглого сечения. Расход нефтепродуктов в таких коллекторах опре-
деляется по формуле
(2.48)
где ср — угол, характеризующий степень заполнения трубы (рис. 2.10, а).
Таблица 2.2
Значения / (ф)
в завпспмостп от степени
заполнения нефтепровода
ф h i (Ф) €►1 ® о |о-
0 1,000 3,1416 1,000
7,5 0,996 3,1973 1,018
15 0,988 3,3741 1,074
30 0,932 3,7994 1,209
45 0,853 4,0197 1,279
60 0,751 3,6268 1,155
< о 0,629 2.6790 0,853
90 0,500 1,5708 0,500
120 0,250 0,3348 0,106
150 0,067 0,0025 0,001
Функция f (ф ) определяет влия-
ние степени заполнения трубы на
расход и вычисляется методом чи-
сленного интегрирования. В табл. 2.2
приведены значения / (ф) в зависи-
мости от ф и степени заполнения
е = h]d. Здесь же даны значения
Рис. 2.10. К расчету безнапорного коллектора круглого
сечения (а) и характеристика безнапорного трубопро-
вода (б)
отношений расходов при неполном
заполнении <2ф к расходам при полном
заполнении сечения трубы (Со)-
Из приведенной табл. 2.2 и графика на рис. 2.10, б видно, что расход в без-
напорном трубопроводе прп малых степенях заполнения больше, чем при
полном заполнении трубы, и достигает максимального значения Q9 = 1,279QO
при ф = 45°. Это явление объясняется тем, что с уменьшением степени запол-
нения от 1 до 0.7 гидравлический радиус незаполненного трубопровода больше,
чем заполненного, и достигает максимума при е = 0,853. Затем по мере даль-
нейшего уменьшения е наблюдается обратное явление, когда гидравлический
радиус незаполненного rpj-бопровода становится меньше по сравнению с за-
полненным трубопроводом.
При турбулентном режиме движения расход в коллекторе можно опре-
делять по формуле
2-т
9= 1
r i (У)5~т
(2.49)
53
Для определения размеров поперечного сечения сливных [трубопроводов
необходимо знать величину расчетного расхода. При сливе одной цистерны
этот расход определяется, как
gmax = Цс/ ]/ 2g (Z> + Л„ + -Р1 .
Расход для коллекторов рассчитывается для нескольких цистерн или
целого маршрута. При этом Qp определяют с учетом неодновременности начала
слива из различных цистерн. Время запаздывания Ат складывается из времени,
затрачиваемого на подготовительные операции. Расход в коллекторе равен
сумме расходов из каждой цистерны маршрута. Расход из первой цистерны,
откуда только что начался слив,
q^V-'jVZgD. . ,
l.____I
Рис. 2.11. К определению расчетного расхода сливного коллектора.
Если из второй цистерны слив начался раньше на Дт, то часть нефтепро-
дукта из нер уже сольется и истечение будет происходить при уровне h2 < D,
а следовательно, и q2 < q1 (рис. 2.11). Уровень нефтепродукта определится
из формулы (2.31):
= А ^(Д~М3/г .
f2~ Ат) 13.
\ L )
Отсюда
<?2 = Нс/ |/ 2g [d - (А • фф Ат)2'3] .
Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2Ат времени, будет
еще меньше и по аналогии со второй цистерной составит:
,, /~<> Г 71 ( 3 ^fV2g л
2з = Нс/1/ 2g|^Z? — —Му ]'
Если число цистерн в маршруте N, а бригада сливщиков одновременно
может обработать а цистерн, тогда расход из n-й цистерны с учетом поправок
на запаздывание составит:
2g[z)-[(4-i)(4.jy^ у]}.
54
При сливе на одной половине коллектора 0,5 маршрута расчетный расход
составит:
Рис. 2.12. К расчету нефтепровода с внеш-
ним обогревом.
1 —пристенный разогретый слой нефтепро-
дукта; 2 — внешний обогрев; 3 — «холод-
ное» ядро нефтепродукта в трубе.
Таким образом, гидравлический расчет коллекторов сводится к нахожде-
нию размеров поперечного сечения прп известном расходе Qp и заданном
уклоне г. Обычно величину I принимают в пределах от 0,005 до 0,01.
Слив по схеме (см. схему на рис. 1.12, г) производится через специальный
трубопровод при помощи насосов. Если применяется самовсасывающий насос,
способный создать разрежение в трубопро-
воде = /jbcj т0 расчет такой системы
сводится к проверке неравенства
' h..— S — hz, (2.50)
где As — разность отметок начала п конца
нефтепровода.
В случае применения несамовсасыва-
ющих насосов неравенство (2.50) запишется
в виде
Az Ss h, —
Отводная труба при подключении к се-
редине сливного коллектора рассчиты-
вается по удвоенному расходу в коллекторе.
При движении нефтепродукта в отводной
трубе полным сечением диаметр ее опреде-
ляется по формуле
где Az — разность отметок нижнего уровня нефтепродукта в коллекторе и оси
отводной трубы у нулевого резервуара.
Если движение потока в отводной трубе происходит неполным сечением,
то d определяют по формуле (2.48).
При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, оборудованных
паровой рубашкой, в отводную трубу поступает поток в вязко-пластическом
состоянии. Чтобы это звено сливной коммуникации не лимитировало произ-
водительность слива, необходимо предусмотреть внешний обогрев трубы.
Движение таких потоков мало изучено и решение подобной задачи связано
с большими трудностями.
В данном случае для трубопровода небольшой протяженности задача может
быть упрощена и сведена к установившемуся движению изотермического лами-
нарного двухкомпонентного потока, в центре которого движется «холодная»
часть (ядро потока), а в пристенном слое (кольцо толщиной б) «горячая» часть.
Оба компонента потока движутся соосно, т. е. симметрично относительно оси
трубы. Расчетная схема представлена на рис. 2.12. При указанных упроща-
ющих положениях дифференциальные уравнения движения примут вид:
55
для «холодного» потока
для «горячего» потока
d2icx , 1 divx .1 dp
drZ 'r dr iix dx
d2wr 1 du:r . 1 dp
drZ T r dr "T” Ji r dx
(2.52>
(2.53>
где w — скорость потока; г — переменный радиус; к — динамическая вязкость;
R — радиус трубы; — — пьезометрический уклон.
В результате интегрирования уравнений (2.52) и (2.53) получим уравнения
скоростей потоков:
1
их. ~------
Их
1
= — —-
dp
dx
dp
dx
г2 । 1
— -b^lnr-rcg;
Г2
7
'2*
Здесь cx, c2 и Cj, c2 — постоянные интегрирования, определяемые из следу-
ющих граничных условий:
1) при г = R скорость потока горячей нефти (у стенки) равна нулю, т. е.
щ — О
- —•-7^+<1пД^с2=г°;
Цг dx 4 1 1 2
2) при г = г0 (где г0 — радиус границы раздела) скорости на границе раз-
дела равны, г. е. шх — шг
---' ‘ + ci го “ < =--’-‘ + с> 1П ro + czi
рг dx 4 1 1 0 2 рх dx 4 1 - 0 12,
3) при г = г0 касательные напряжения «холодного» и «горячего» потоков
равны, т. е. тх = тг
dw~ dwr
dr dr
Дифференцируя уравнения скоростей, получаем
MxCi=prci;
4) при г = 0 касательные напряжения на оси «холодного» потока равны
нулю, т. е. тх = О
Г—.х+С1ИхА] =о.
L da; 2 1 lrx г Jr=0
Выполнение последнего условия возможно при с5 = 0.
Тогда из третьего условия следует, что и с[ = 0, а согласно первому условию
с» = 1 . dp_ Rz
2 цг dx
Подставив значение с2 в равенство по второму условию, получим
4
56
Вносим значения постоянных сх; с2; с[ и с( в уравнения скоростей:
Расходы «холодного» и «горячего» потоков получим, проинтегрировав
уравнения скоростей:
Qx = | 2nrwx dr:
о
* R
Qr — j 2wr dr,
t. e.
= т • И r°] ’
4 I pr \ Pr ^-Px / —I
Г) _ Л . dP ' i ( D2__,,2 \2
8 dx pr \ °'
Общий расход трубопровода
Q = Q.~Qr
или
•1Ш4--тг)го+4-7?41 (2-54)
б ax l \ Px Pr / pr J
Уравнение (2.54) можно упростить, если принять, что рг «=? рх = р и р. =
dp h~pg
= pv, а также заменить =
dx L
Тогда, переходя к диаметру трубы, получим
(2.55)
Формула (2.55) позволяет определять потери напора на трение в трубопро-
водах с внешним обогревом при ламинарном режиме.
Кроме того, при отсутствии внешнего обогрева (vx = vr = v) формула (2.55)
обращается в известное уравнение Пуазейля:
, 128 QvL
, । •
i ng di
При больших значениях vx величиной l/vx (по сравнению с l/vr) можно
пренебречь. Тогда выражение в квадратных скобках (обозначим его буквой 4)
упростится:
Л = [v - 2S^-
Пренебрегая величинами б2, б3 и б4, как весьма малыми, получаем
, 8бйз
2^ - •
VP
57
Если подставить значение А в (2.55), получим уравнение для приближен-
ных расчетов:
(2.56)
1 ng оа3 4 '
Из сравнения (2.56) и формулы Пуазейля видно, что чем больше вязкость
основного (холодного) потока, тем выше эффективность внешнего обогрева:
= = (2.57)
гчр Ц Yp
Поскольку для коротких трубо-
проводов б = const, величина к3
будет возрастать с увеличением вяз-
кости холодного нефтепродукта.
Значение б для практических
расчетов отводных труб с внешним
обогревом следует принимать в пре-
делах от 0,5 до 1 мм.
Гидравлический расчет
сифонных трубопроводов
Сифонным трубопроводом (сифо-
ном) называется трубопровод, часть
которого располагается выше уровня
откачиваемой жидкости в емкости.
В условиях нефтебазы сифон имеется
при сливе нефтепродуктов через
верхний колпак железнодорожных
цистерн. На примере этого способа
слива рассмотрим основные положе-
ния расчета. Для наглядности вос-
пользуемся графоаналитическим ме-
тодом расчета одиночной сливной
колонки.
Нормальная работа сливной ко-
лонки возможна при условии, когда
остаточное давление в любой точке трубопроводной сети р0 больше давления
насыщенных паров ру сливаемого нефтепродукта при температуре перекачки. При
несоблюдении этого условия поток нефтепродукта в трубопроводе разрывается,
образуются газовые мешки, вследствие чего пропускная способность сливной
коммуникации резко снижается. Предельная высота одиночной сливной ко-
лонки над нижней образующей цистерны, при которой не происходит разрыва
потока, равна
К = (2.58)
гДе Ра — атмосферное давление; ру — давление насыщенных паров при темпе-
ратуре слива; — потеря напора на трение до наивысшей точки сливной
колонки; р — плотность нефтепродукта.
Расчет сливной коммуникации заключается в подборе отдельных ее эле-
ментов по средней скорости (w 1,5 X 2,5 м/с) и в построении графика вакуу-
мов и остаточных напоров (рис. 2.13), при помощи которого соблюдается ука-
занное выше условие.
58
Для построения графика вакуумов и остаточных напоров необходимо
предварительно подсчитать гидравлические сопротивления отдельных участков
коммуникации. График строят для наиболее неблагоприятного случая, когда
атмосферное давление наименьшее, а уровень нефтепродукта в цистерне наи-
низшип. Сливную коммуникацию вычерчивают в масштабе. Вверх от зеркала
нефтепродукта (см. рис. 2.13) откладывают атмосферное давление в метрах
столба откачиваемого нефтепродукта (отрезок аа')
nmin
на = ^—.
pg
Остаточный напор в конечной точке первого участка трубопровода (точка Ь)
равен
^ц~На — kzab — ht, (2.59)
где Azab — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода и точки Ь;
hx — потеря напора на трение на первом участке трубопровода (отрезок а'Ь").
Остаточный напор в точке с
2
~ На •
1
Здесь Azflc — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода
2
и точки с; 2Ж — сумма потерь напора на трение на первом и втором участках
1
трубопровода.
Подобным же образом находят остаточные напоры в других точках ком-
муникации. Ломаная линия, соединяющая точки а', Ъ', с' и т. д., есть линия
падения напора в сливной коммуникации; любая ордината между напорной
линией и коммуникацией представляет остаточный напор в данной точке трубо-
провода. На расстоянии hy = py]p)g эквидистантно напорной линии, вниз
от нее, строится линия давлений насыщенного пара перекачиваемого нефте-
продукта (на рис. 2.13 показана пунктиром). Для соблюдения условия р0 > ру
необходимо, чтобы линия hy не пересекала соответствующие участки линии
коммуникации. Из графика видно, что наименьшее остаточное давление имеется
в верхней точке колонки (точка с), а предельное ру, при котором будет нормаль-
ная работа сливной колонки, равно отрезку с — с'. Если линия hy пересекает
линию коммуникации, то образования газовых пробок в трубопроводе можно
избежать следующими методами: 1) увеличением диаметра участков комму-
никации; 2) понижением температуры нефтепродукта; 3) заглублением насос-
ной; 4) применением погружных эжекторов.
Если линию падения напора отложить под уровень нефтепродукта, как
это показано на рис. 2.13, то получим линию вакуума. Линия вакуума
а"Ъ"с" . . . /" проходит эквидистантно линии падения напора на расстоянии На.
Любая ордината, проведенная между линией вакуума и линией коммуникации,
представляет собой величину разрежения в данной точке коммуникации. Край-
няя правая ордината линии вакуума характеризует разрежение, которое дол-
жен создать насос для выкачки нефтепродуктов с заданной производитель-
ностью. Если линия вакуума пересекает коммуникацию, это значит, что участки
трубопровода, лежащие ниже линии вакуума, находятся под избыточным
давлением.
59
Эжекторный слив
Нормальная работа сифонных трубопроводов в случае нарушения условия
Ро 7> Ру возможна путем создания дополнительного подпора с помощью
эжектора.
На рис. 2.14 представлена схема работы эжектора (струйного насоса).
Нефтепродукт (рабочая жидкость) под давлением рр с расходом Qp подводится
по трубопроводу 1 к соплу 3, через которое в виде мощной струи 5 с большой
скоростью поступает в смесительную камеру 4 п далее через диффузор 7 в рабо-
Рис. 2.15. Варианты технологических схем эжекторного слива.
Примечание, h — высота уровня нефтепродукта в цистерне до наивыс-
шей точки стояка.
чий трубопровод 8. Струя нефтепродукта 5, увлекая за собой из смесительной
камеры 4 паровоздушную смесь, создает в ней разрежение, благодаря которому
во всасывающую трубу 2 и далее в смесительную камеру поступает нефтепродукт
из цистерны. Из смесительной камеры нефтепродукт увлекается струей через
горловину|б и диффузор 7 в рабочий трубопровод.
Таким образом, основная работа эжектора — передача части энергии
рабочего потока подсасываемому. Этот процесс приводит к расширению струи
60
рабочего потока за счет вовлечения подсасываемого потока. Такое явление
прекращается в камере смешения, где происходит интенсивное перемешивание
подсасываемой и рабочей жидкостей.
На рис. 2.15 представлены варианты технологических схем эжекторного
слива. Первая схема применяется в том случае, когда развиваемый основным
насосом напор недостаточен для преодоления всех сопротивлений коммуникации
и создания в эжекторе необходимого рабочего давления рр. В этом случае при-
меняется дополнительный насос для питания эжектора рабочей жидкостью,
развивающий напор На. н.
Если рабочий насос способен перекачать расход (Qo ~ (?р) за установлен-
ную норму времени слива, то трубопровод для подачи эжектору рабочей жидко-
сти может быть подключен к нагнетательной линии основного насоса.
По второй схеме требуется „
только основной насос. Однако
при этом давление, развиваемое Рр
насосом, должно преодолеть все х
гидравлические сопротивления Usn
коммуникации с учетом созда-
ния необходимого давления ра-
бочей жидкости в эжекторе,
а расход насоса должен быть не
менее (2 о + (?₽)•
По третьей схеме эжектор
сам перекачивает нефтепродукт
из цистерны в резервуар, а на-
сос используется только для
подачи рабочей жидкости на
эжекцию.
Очевидно, что эта схема целесообразна в случае незначительных гидра-
влических сопротивлений на нагнетательной линии (например, резервуарный
парк расположен значительно ниже эстакады).
Из рассмотрения схем следует что эжекторный слив всегда имеет более
низкий к. п. д. по сравнению с обычным. Это объясняется тем, что при работе
эжектора необходимо израсходовать дополнительную энергию на перекачку Qp
и создание давления рр.
Эффективность приведенных схем в каждом конкретном случае рассчиты-
вается по к. п. д. Коэффициент полезного действия эжекторной установки
следует определять как отношение полезной работы ко всей затраченной.
Гидравлический расчет эжекторного слива заключается в определении
необходимого давления и расхода рабочей жидкости, а также в подборе под-
ходящих насосов. Как и все насосы, эжектор также имеет энергетическую
характеристику, представленную на рис. 2.16 (в безразмерных параметрах).
Здесь и — коэффициент подмешивания; и = (Q0/Qp). Из приведенной харак-
теристики видно, что к. п. д. эжектора имеет максимальное значение лишь
в точке оптимального и. Для каждого эжектора есть свое значение иоп:
Лтах ^оп _
Рр
Поскольку в действительных условиях эксплуатации возможны отступле-
ния от иоп, то при практических расчетах пользуются зоной оптимального
режима, которая ограничивается областью значений и при 0,9ц тах (см. заштри-
61
хованную часть характеристики). Расчет ведется в следующей последователь-
ности.
1. По данной характеристике эжектора определяют иоп и соответству-
ющее значение (рс/рр) = х (давление жидкости на поверхности нефтепродукта
и у приемного патрубка принимаем атмосферным — расчет ведется на наи-
худшие условия без учета высоты столба жидкости над эжектором).
2. Рабочее давление в эжекторе ' '
Рр = ~Рс,
где рс — потеря давления в стояке при расходе (?с
Рс = Рё {К + Az);
= (2с = <2о + <2р, .
где Az — разность невелирных отметок приемного патрубка эжектора и наи-
высшей точки сифонного трубопровода.
При норме времени на слив (без учета подготовительных операций) —
тн расход
'-"ц
где Рц — объем налитого в цистерну нефтепродукта.
Тогда
ft-a(i+P).
так как Qp = (Q0/zz).
По вычисленному значению рс и известной величине х находят рр, по кото-
рому подбирают насос.
Характеристики эжекторов приводятся в каталогах насосов.
Расчет напорных коллекторов
Напорные сливные коллекторы представляют собой трубопроводы с пере-
менным по длине расходом. В зависимости от числа одновременно работающих
стояков потеря напора на трение hx в таком трубопроводе будет складываться
из значений hz на каждом участке.
При большом числе одновременно работающих стояков такие расчеты
громоздки и трудоемки. Расчеты эти могут быть упрощены. Для определения
потери напора на трение в коллекторе диаметром d, на котором установлено
на равном расстоянии I определенное число работающих стояков (рис. 2.17),
примем, что расходы в каждом стояке постоянны и одинаковы.
Тогда потеря напора на трение будет:
на первом участке
гЛ-т,.т
на втором участке
62
на третьем участке
(3g)2-mv
d^~m
на iV-м участке (N — число одновременно сливаемых цистерн на всей длине L
коллектора)
h _g
ЛтЛ~Р Q’5-m ь-
Потеря напора на всей длине коллектора
Подставляя полученное значение суммы и замечая, что Nq = Q, a Nl = L,
имеем:
(2.61)
(область гидравлически гладких труб
Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на трение
в коллекторе с переменным расходом при ламинарном режиме равна половине
гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным
расходом Q.
Турбулентный режи
щнГт = 0,25; [₽ =
(1. 21’73 —- З1-75 — 41’75 —
,У2.75 yVA-12)
9Л’0,75
Подставив (<pV)1>7S = О1’75 и Nl = L в уравнение (2.60), получим
0,241 @1лбуо,75 (.V —12)
g 9_V0»’?5
(2.62)
Турбулентный режим (квадратичный закон сопротивления
при = 0; ₽ =
(1-~22 —32 — 42—. . . - .V2) = —- Л Р (Л~~ П 4^ ПРИ
О о
Заменив (Л’д)2 = Q2 и cVZ = L, получим
' (2.63)
Зя2#
63
Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на трение
в коллекторах с переменным расходом при турбулентном режиме (квадратичный
закон сопротивлений) примерно равна гидравлического сопротивления
трубопровода той же длины с постоянным расходом,
§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ
НАЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРАНСПОРТНЫЕ Е.МКОСТП
Как и в предыдущем параграфе, гидравлическим расчетам должны пред-
шествовать работы, перечисленные в пп. 1—6 (см. с. 49).
Расчетный расход в случае налива определяется, как
_ -УУц
тн ’
где N — число цистерн в маршруте; 7Ц — объем одной цистерны (при одно-
типных цистернах); тн — норма времени налива маршрута.
Как следует из способов налива, приведенных на рис. 1.13, все трубопро-
водные коммуникации являются напорными. Поэтому основная цель расчета —
определение потребной энергии Н для налива транспортных емкостей с задан-
ным расходом Qr.
Рассмотрим особенности расчета по приведенным способам налива.
Налив самотеком может быть успешно осуществлен при наличии
статического напора АН, которое принпмается равным или больше разности
отметок между наинизшей точкой наливного стояка п отметкой оси расход-
ного патрубка резервуара z2.
Условие самотечного налива с заданным расходом Qp запишется в виде
АН - (zx - z2) Ss £ \ - J (2.64)
где — суммарные потери напора на трение на первом, втором и третьем
участках, рассчитываемые по формулам (2.23) и (2.25) в зависимости от режима
движения. Расчет суммарных потерь напора ведется в следующей последо-
вательности:
1) задаются значением расчетной скорости w ^1,5 -)- 2,5 м/с для мало-
вязких нефтепродуктов и w = 0,7 -г 1,5 м/с для высоковязких нефтепродуктов.
По известному значению ()р находят диаметр трубопровода d
Полученное значение d округляется до ближайшего размера по стандарту;
2) определяется режим течения Re - (4<?p/ndv);
3) определяются суммарные потери напора на местные сопротпвленпя
согласно технологической схеме по табл. 2.2 (турбулентный режим) или по
графику на рис. 2.5 (ламинарный режим).
При проверке условия выполнения нормы времени или налива с заданным
расходом по формуле (2.64) расчетную вязкость следует принимать при воз-
можно наинизшей температуре нефтепродукта в резервуаре. Еслп на эстакаде
производится налив нескольких нефтепродуктов, то гидравлический расчет
следует вести по наиболее вязкому из них.
64
Налив с помощью специальных насосов. Диаметры
трубопроводов определяются так же, как п при наливе самотеком. Необходимый
напор определяется по условию (2.64) с той лишь разницей, что в этом случае
Но — разность отметок между нагнетательным патрубком насоса и коллек-
тором. Помимо этого проверяется работа насоса на всасывание. Если насос
самовсасывающий, то
Нзс >h,~ h^ — Az,
а необходимый напор насоса
Ss h. -- h,, - Но.
Здесь Ал = д, — zs — разность отметок между всасывающим патрубком насоса
п приемным патрубком резервуара.
В случае применения несамовсасывающпх насосов нормальная работа их
проверяется по условию
AHs= h. — h.A,
где ЛЯ = (-min — z2) — кавитационный подпор насоса; z2 — отметка прием-
ного патрубка насоса; zmin — минимально допустимый уровень нефтепродукта
в резервуаре, при котором создается необходимый кавитационный подпор для
выбранного насоса (для большей гарантии ;min принимается на уровне расход-
ного патрубка резервуара).
Налив через буферную емкость представляет сочетание
первых двух способов: расчет такой системы включает два самостоятельных
расчета — принудительного и самотечного налива.
Нижний налив применяют в связи с модернизацией сливных при-
боров и созданием единого типа цистерн, предназначенных для перевозки
маловязкпх нефтепродуктов.
Особенностью расчета напорной части коммуникации является наличие
противодавления столба нефтепродукта в цистерне z = D. В остальной части
расчеты аналогичны предыдущим схемам.
Гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов нефтебаз
С точки зрения особенностей расчета гидравлических потерь «горячие»
нефтепроводы нефтебаз могут быть разделены на три вида.
1. Трубопроводы, по которым перекачивается предварительно подогретый
нефтепродукт до температуры, значительно превышающей температуру окру-
жающей среды. Такие нефтепроводы имеют ту особенность, что вследствие
неизотермичности потока вязкость нефтепродукта увеличивается по длине
нефтепровода, а следовательно, возрастает и гидравлический уклон. Но для
коротких нефтепроводов, например для технологических трубопроводов нефте-
баз, потери напора на трение могут быть рассчитаны по формуле (2.23) с той
лишь разницей, что расчетную вязкость следует принимать при средней тем-
пературе
ср ~ 3 ж 3 г0’
где t„ — начальная температура перекачиваемого «горячего» нефтепродукта;
t0 — температура окружающей среды.
2. В случае, когда нефтепровод снабжен путевым внешним подогревом,
благодаря чему представляется возможным перекачивать весьма вязкие нефте-
5 Заказ 191 65
продукты с частичным разогревом лишь небольшого пристенного слоя, потери
напора на трение следует определять по уравнению (2.55).
3. Гидравлические сопротивления нефтепровода с внутренним подогревом
(см. рис. 6.9) при ламинарном режиме вычисляются по’формуле
ng R*~R* +
8QvL
(Rl-Rl-e2)2 -
(2.65)
R2R
Rl-Rl
Максимальные потери напора на трение получаются при концентрическом
расположении труб, т. е. когда е = 0.
л ' . Г л а в а 3
РЕЗЕРВУАРЫ
Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и пред-
назначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологи-
ческих операций. По материалу, из которого сооружены резервуары, различают
металлические, железобетонные, каменные и земляные. Большое развитие
получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным стро-
ительным материалом для выработок является сама горная порода, в толще
которой создается емкость.
По отношению к уровню земли резервуары могут быть:
подземными. когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре
находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки при-
легающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие
обсыпку не менее чем на 0.2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефте-
продукта в резервуаре);
наземным и. когда днище резервуара находится на одном уровне
или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пре-
делах 3 м от стенки резервуара).
Для полной сохранности качества п количества нефтепродуктов, облада-
ющих различными физическими свойствами, разработано большое количество
различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом кон-
кретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим
расчетом.
Классификация резервуаров
Емкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следу-
ющим признакам:
1) по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железо-
бетонные. каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые игорные в раз-
личных горных породах, слагающих кору земного шара;
2) по величине избыточного давления: резервуары низкого давления, в ко-
торых избыточное давление мало отличается от атмосферного (ри =£ 0,02МПа),
и резервуары высокого давления (рн >0.02МПа);
3) по технологическим операциям: резервуары для хранения маловязких
нефтей и нефтепродуктов, резервуары для хранения высоковязких нефтей
и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители, резервуары
специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким
давлением насыщенных паров;
5*
«7
4) по конструкции: а) стальные резервуары (вертикальные цилиндриче-
ские с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические
с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые, резерву-
ары-цилиндроиды); б) железобетонные резервуары (вертикальные и горизон-
тальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные).
Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной
соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, шахтные
и ледогрунтовые.
В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы.
К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидко-
стей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до
120° С, Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам
и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных кон-
струкций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резер-
вуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изго-
товляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих
конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной
инспекции.
Нефтяные металлические резервуары имеют форму поверхностей вращения
и подвергаются действию постоянного внутреннего давления, распределенного
симметрично относительно оси вращения. Под действием внутреннего давления
в стенках оболочки возникают напряжения растяжения и частично изгиба.
Но вследствие малой толщины стенки по сравнению с радиусом кривизны
оболочки при определении напряжений с достаточной для практических расче-
тов точностью для резервуаров объемом до 10 000 м3 можно пренебречь изгибом
стенок.
При этих условиях основным расчетным уравнением для определения
прочности металлических стальных резервуаров является уравнение Лапласа:
->+>-,«АьЮ. (3.1)
где Ты и — усилие и радиус кривизны в меридиональном сечении; Тк и 7?к —
усилие и радиус кривизны в кольцевом сечении; р — максимальная плотность
хранимого в резервуаре нефтепродукта; h„ — избыточное (газовое) давление;
hr — высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара (при-
нимается равным расстоянию от максимального уровня до расчетного уровня
пояса, который на 300 мм выше нижней кромки пояса).
§ 1. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для
хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее
экономичны по стоимости. Различают: вертикальные цилиндрические резер-
вуары низкого и высокого давления, с пространственными днищами, с плава-
ющими крышами и понтонами; горизонтальные цилиндрические резервуары
высокого и низкого давления, наземные и подземные.
Цилиндрические резервуары представляют собой сварную конструкцию
из стальных листов. Наиболее распространенные размеры листов: 1000 X 2000
и 1250 X 2500 мм при толщине мм; 1500 X 6000 мм при толщине <5 )>
> 4 мм. Листы для резервуаров изготовляются из полуспокопной и спокойной
мартеновских сталей ВМСт. 306 и ВМСт. Зсп (ГОСТ 380—71), удовлетворяющих
68
следующим требованиям по механическим свойствам и химическому составу
(группа В):
1) временное сопротивление 37—46МПа;
2) предел текучести не менее 24МПа для первого разряда (при толщине
проката 20—41 мм);
3) верхние пределы содержания углерода — 0,22%. серы —0,05%, фос-
фора — 0,045% и кремния — 0,15%;
4) предельное содержание хрома, нпкеля и меди не более 0,3% (каждого
элемента);
5) ударная вязкость при температуре —20е С не менее 30 Дж/см2.
При понижении температуры (ниже —20е С) стали ВМСт.Зпс и ВМСт.Зсп
приобретают повышенную хрупкость и ударная вязкость падает ниже
30 Дж/см'2. Поэтому для резервуаров, эксплуатируемых при температуре
ниже —20е С, следует применять специальные низколегированные марганцо-
вистые стали с высокой ударной вязкостью. Например, по ГОСТ 5520—69 сталь
1072С обладает следующими пределом текучести (стт) и пределом прочности (сгр ):
стт = 37МПа и сгвр = 51МПа для <5 = 4-%7 мм; пт = 34МПа и <твр = 50МПа
для Й = 8 — 32 мм. Ударная вязкость этой стали 30 Дж/см2 при температуре.
—40° С и 24.5 Дж/см2 при температуре —70е С.
Для сварных резервуаров, работающих под давлением 0,8—6 МПа, при
температуре хранения нефтепродуктов 120—450е С применяют стали марок 15К
и 20К, которые по химическому составу и механическим свойствам удовлет-
воряют требованиям ГОСТ 5520—69.
Сталь для сварных резервуаров должна поставляться с гарантией свари-
ваемости. Во избежание образования трещин применять конверторную сталь
не допускается.
Расчет корпуса
Все металлические резервуары по форме представляют тела вращения
и для них справедливо уравнение Лапласа. Применительно к вертикальным
цилиндрическим резервуарам уравнение Лапласа упростится (так как /%, = сю,
a RK = R — радиусу резервуара) и примет вид
-§L = Pg(^I4-^K). (З-2)
Кольцевое усилие Тк на единицу длины окружности связано с напряже-
нием сгк и толщиной стенки корпуса <5 формулой
Тк = ок8. (3.3)
Тогда согласно (3.2) и (3.3) получим формулу для определения толщины
стенки корпуса
(3.4)
JP
где Стр — расчетное напряжение растяжения в Па
т — коэффициент условий работы резервуаров (т = 0,8); к — коэффициент
однородности металла (к = 0,9); п — коэффициент перегрузки, учитывающий
возможность повышения эксплуатационного давления (и = 1,1).
69*
Следует отметить, что расчет толщины корпуса резервуара по безмоментной
теории является упрощенным, так как не учитываются влияния изгибающих
моментов, возникающих в сопряжении корпуса с днищем и в кольцевых нахле-
сточных швах.
Пользуясь формулой (3.4), можно построить эпюру толщин стенок корпуса
резервуара (рис. 3.1, а). Для «атмосферных» резервуаров Ли = 0, тогда
' 6 = ch„
где с — для данного резервуара величина постоянная.
рис. 3.1. Эпюры тол-
щин стенок вертикаль-
ных цилиндрических
стальных резервуаров.
а — теоретическая; б —
для «атмосферного» ре-
зервуара с постоянной
толщиной стенок; в —
для «атмосферного», ре-
зервуара с переменной
толщиной стенок; г —
для резервуара высоко-
го давления.
Если толщина стенки 6 •< 4 мм, то такие резервуары строятся с постоянной
толщиной стенки всех поясов корпуса 60 — 4 мм (рис. 3.1, б). При значениях
б )>60 резервуары строятся с переменной толщиной стенок по высоте корпуса
(рис. 3.1, в).
Эпюра толщины стенок для резервуара с /гй 0 будет состоять как бы
из двух частей: первая 6Н = hH (заштрихованный прямоугольник на
рис. 3.1, г) и вторая 6Г = hT.
Практические эпюры толщин отличаются на величину незаштрихованной
части. Ввиду ограниченности сортамента листовой стали фактические эпюры
еще более перекрывают расчетные (рис. 3.1, в).
Если толщина нижних поясов крупных резервуаров из углеродистой стали
получается больше 16 мм, а из стали повышенной или высокой прочности более
14 мм, то для возможности рулонирования полотнищ корпуса следует при-
менять обмотку нижних поясов (толщиной, допускающей рулонирование)
высокопрочной проволокой при помощи арматурно-навивочноп машины. Сте-
пень
форма
определяется пределом, за которым круговая
устойчивость.
Для сжатого кольца единичной шири-
ны и толщиной 6 критическое напряжение
Е ( б \2 /О
КР - \r) ' (3-6)
где Е — модуль упругости металла резер-
вуара в Па; а — коэффициент, определяемый
опытным путем.
обжатия корпуса
цилиндра теряет
& R 1 1000 1 1500 1 2000 1 3000
а 0,01 0,02 0,005 0,0033
70
Вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления
Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосфер-
ного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление,
вызывающее растягивающее усилие, равное весу столба жидкости над рас-
сматриваемым сечением (см. эпюры на рис. 3.1, а, б, в).
Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резер-
вуара должен быть усилен кольцами жесткости. Покрытие резервуара кони-
ческое с уклоном 1 : 20. Вследствие трудоемкости изготовления и монтажа
конической крышки, несущие конструкции которой состоят из ферм, прогонов,
Таблица 3.1
Oct овны® данные типовых стальных вертикальных резервуаров
объемом 100—5000 м3 со щитовой кровлей
Марка резервуара Фактиче- ский объем *, м3 Внутрен- ний’диа- метр’’^- нижнего пояса, мм Высота корпуса, мм Число поясов Число щитков кровли Толщина поясов корпуса, мм Масса резервуара, кг
с лестни- цей на 1 м»
РВ С-5000 4832 22790 11845 8 25 10, 8, 7, 6, 5, 5, 5, 5 90256 18,7
РВС-3000 3340 18980 11825 8 9 8, 7, 6, 5, 5. 4, 4, 5 63081 18,9
РВ С-2000 2135 15180 11805 8 15 7,6, 5,4, 4,4, 4,4 42961 20,1
РВС-1000 1056 12330 8845 6 13 5, 4, 4,4, 4,4 25047 23,8
РВС-700 757 10430 8845 6 11 4, 4, 4,4, 4.4 18383 24,3
РВ С-400 421 8530 7375 5 8 4, 4, 4, 4, 4 12712 30,2
РВС-300 332 7580 7375 5 5 4» 4, 4, 4, 4 11209 33,5
РВС-200 204 6630 5920 4 2 4, 4, 4, 4 7353 36,0
РВС-100 104 4730 5920 4 2 4, 4, 4, 4 4966 47,2
1 Фактический объем этих резервуаров определяется по внутреннему диаметру нижнего пояса и вы-
соте корпуса от поверхности днища до обушка верхнего обвязочного уголка.
Основные данные стальных вертикальных резервуаров
объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м со щитовой кровлей
Таблица 3.2
Объем резер- вуара, м8 Высота, мм Внутрен- ний диа- метр нижнего пояса, мм Толщина ноясов, мм Число щитов кров- ли Масса, т
номи- наль- ный фак- тичес- кий кор- пуса сферичес- кого ку- пола кор- пуса щитов кровли кольца жестко- сти
10000 10950 11920 3000 34200 14,12,11,9,7,6,6,6 64 90.88 * 58.02 10,19
15000 15000 11860 3400 40920 14,12,10, 8, 7, 5, 5, 5 76 100 104,50 13,2
20000 19500 11860 4000 46660 14,13,11,9, 7, 6, 5,5 88 121 137,00 17,0
* Для районов с расчетной температурой до —40° С нижний пояс выполняется иэ стали 09Г2С
толщиной 12 мм и масса корпуса уменьшается до 88,3 2 т.
71
радиальных балок и связей, разработана и применяется кровля, собираемая
из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой
каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой
настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на оголовок
центральной стойки. На рис. 3.2 представлена типовая конструкция резервуара
со щитовой кровлей, рулонным корпусом и днищем, а в табл. 3.1 приведены
их основные данные. Как видно из табл. 3.1, с увеличением объема резервуара
расход стали на 1 м3 объема уменьшается. Днище резервуара свар-
ное, расположено на песчаной
подушке и имеет уклон от центра
к периферии, равный 2%. Уклон
днища необходим для стока и уда-
ления подтоварной воды.
ЦНИИПроектстальконст р у к-
ция спроектировал резервуары
объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м3
для районов со снеговой нагрузкой
до 1000 Па, ветровым напором до
300 Па и расчетной температурой
ip 3s —20° С. Резервуары рассчи-
таны для хранения нефти и тем-
ных нефтепродуктов с плотностью
950 кг/м3 при внутреннем избыточ-
ном давлении в паровоздушном
пространстве до 2000 Па и вакууме
250 Па. Покрытие резервуара пред-
ставляет собой сферический купол,
секторные щиты которого опуска-
ются на верхнее обвязочное кольцо
корпуса. Основные данные этих
резервуаров с рулонным корпусом
и днищем и сферической щитовой
кровлей приведены в табл.3.1п3.2.
Вертикальные цилиндрические
Рис. 3.2. Стальной цилиндрический резервуар со щлто- резервуары ВЫСОКОГО давления
вой кровлей объемом 5000 м3. г г . г «
1 — корпус; z — покрытие; з — опорная стопка; 4 — Резервуары высокого давле-
лестнпца; 3 — днище.
ния предназначены для хране-
ния нефтепродуктов с высоким
давлением насыщенных паров. На рис. 3.3 представлена конструкция
резервуара, состоящая из цилиндрического корпуса, сферической кровли
и плоского днища. Основанием резервуара служит песчаная подушка.
Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под
действием избыточного давления при небольшом заполнении нижний пояс
корпуса закрепляется в грунте при помощи анкерных болтов и железобетонных
плит. Крепление анкерных болтов к стенке резервуара осуществляется посред-
ством приваренных консолей. Устойчивость оболочки корпуса при вакууме
обеспечивается промежуточными горизонтальными кольцами жесткости из
неравнобоких уголков, согнутых на «спинку» и приваренных к корпусу большой
полкой. Такое расположение кольца увеличивает его пространственную же-
сткость. Настил кровли образует пологую сферическую формзг при укладке
72
тонких листов кровли на каркас покрытия, выполненного в виде стержневого
сферического купола. Поэтому при изготовлении листов кровли гнуть по по-
верхности двоякой кривизны не требуется. Резервуары объемом до 2000 м3
изготовляют на избыточное давление (0,03 4-0,04) МПа, а резервуары объемом
до 5000 м3 — на (0,015 4-0,02) МПа.
Толщину листов корпуса рассчитывают по формуле (3.4). Эпюра толщин
стенок представлена на
рис. 3.1, г.
Толщина листов сфери-
ческого покрытия опреде-
ляется по уравнению Лап-
ласа, в котором 7?м = 7?..
=7?! — радиус сферического
покрытия. Так как избыточ-
ное давление вызывает оди-
наковые усилия во всех точ-
ках покрытия, то 7\. = Тк =
- Т об, п уравнение (3.1)
примет вид
(3.7)
В зоне сопряжения сфе-
рического покрытия с цилин-
дрической частью могут воз-
никнуть значительные крае-
вые напряжения, определяе-
мые из уравнения
Рис. 3.3. Вертикальный цилиндрический резервуар высоксго
давления.
1 — корпус; 2 — сферическое покрытие; 3 — сферичесьче
кольцо сопряжения цилиндрического корпуса с шаровой по-
верхностью Покрытия; 4 — днище; 5 — анкерные крепления;
6 — стенка: 7 — днище; 8 — нижнее кольцо жесткости; д — ан-
керная консоль; 10 — анкерный болт; 11 — анкер; 12 — бетон-
ная плита; 13 — верхнее кольцо жесткости..
। _£к___
щ «г б ’
(3.8)
где гг — радиус кривой со-
пряжения.
Согласно (3.7) для сфери-
ческой оболочки
Тогда из (3.8) получим
РиЯ1
26 •
(3.9)
Отсюда следует, что при7?х = 2гх напряжение в кольцевом сеченииок =- 0.
А при 7?j = Г] напряжение в меридиональном сечении щ. -- ак, что возможно
в случае, когда поверхность оболочки является полусферой. Однако такая
поверхность не экономична вследствие увеличенной выпуклости покрытия.
В большинстве случаев —Г 2 и, следовательно, ок < 0. т. е. в переходной
ri
зоне возникают сжимающие усилия.
В результате значительного увеличения вакуума по сравнению с «атмо-
сферными» резервуарами необходимо проверить корпус резервуара на устой-
73
чивость. При наличии в резервуаре колец жесткости расчет корпуса на устой-
чивость можно произвести по формуле
п 1 Q1 { 1005 V/ 100бд Ум8 -п
Чкр — ыит R у у ч,
(3.10)
гДе <7кр — критическая нагрузка; I — расстояние между кольцами жесткости;
т] — коэффициент, учитывающий начальную кривизну оболочки (следует при-
нимать т] = 0,45). В случае отсутствия колец жесткости величина критической
нагрузкиу(отнесенная к единице длины окружности корпуса резервуара) опре-
деляется по формуле
-
9кр “ R К3(1-,ц2) ’
(3.11)
где |1 — коэффициент Пуассона (для стали ц. = 0,3).
Расчетная нагрузка Р = -”а^-, где коэффициент запаса к = 1,2. Если
9кр У Pi т0 кольца жесткости не требуются. Количество колец жесткости
определяется из сравнения дкр с Р, или из формулы (3.10), в которой следует
принять qKp = Р и решить ее относительно I. Зная I — Н!п, находим число
колец п при известном значении высоты цилиндрического корпуса Н.
Расчет анкерных креплений сводится к определению величины противо-
веса,^компенсирующего возникающую в резервуаре отрывающую силу. Вели-
чина отрывающей силы G составляет разность между силой от избыточного
давления Ga и силой веса резервуара Gp
G G„-G^^f)
Dhp^g
(3.12)
где D — диаметр резервуара; h — высота остатка нефтепродукта плотностью рн;
рс — плотность материала (стали) резервуара; I — высота пояса резервуара;
6 — толщина листов в данном поясе; п — число поясов; 6К и 6Д — толщина
листов крыши и днища.
Усилие, приходящееся на один болт, '
N = -^-кт, . ' - • (3.13)
где D о — диаметр окружности центров анкерных болтов; к — коэффициент
запаса (Ус — 1,3); m — шаг анкерных болтов.
Площадь сечения болта / = Л7ор, где ор — расчетное напряжение на
растяжение.
Величина противовеса Gn складывается из веса бетонной плиты G6 и веса
грунта над плитой Grp. Число бетонных плит а = nDhn. Тогда Gn = (Gc ф-
+ Grp) ка. Вес бетонной плиты определяется в зависимости от принятых раз-
меров. Вес призмы грунта, расположенной над плитой, рассчитывается в зави-
симости от глубины заложения плиты и угла внутреннего трения породы (пред-
полагается, что грунт над плитой скалывается под углом трения).
Вертикальные цилиндрические резервуары _ . -
с пространственными днищами
Резервуары с пространственными днищами широко применяются как
отстойники. Устанавливают их на высотных кольцевых фундаментах. Такое
конструктивное решение создает днищам большие эксплуатационные преиму-
74 '
щества, так как они по сравнению с плоскими днищами имеют меньший вес.
Расчет этих резервуаров ведется раздельно: корпус по формуле (3.2), а днище
в зависимости от его геометрической формы по нижеприведенной методике.
Расчет конических днищ
В настоящее время наибольшее распространение получили резервуары-
отстойники с коническими днищами. Как видно из рис. 3.4, у конического
днища 7?м = со, следовательно, уравнение (3.1) примет вид:
Лк Я ' Яг-
Для определения толщины конического
днища найдем значения усилий, возникающих
от гидростатического давления Т' и отдельно
от равномерного распределенного избыточного
давления паров Т".
Для произвольного сечения тп
Х = УСЧ^ Pr = Pg(H — y).
Подставляя значения Як и рг в основное
уравнение, получаем
Значение Т* будет изменяться в зависимости
от у. Наибольшее его значение определяется
условия dT'Jdy = О
ctga_ я_2 ) 0
dy sin а ' а ь
Рпс. 3.4. Резервуар с коническим дни-
щем.
откуда у — Я/2.
Тогда
[П ]тах
ctea Я2
-т5— —г- og-
sin а 4 ' °
(3.15)
Из анализа полученной формулы видно, что для Н = / наибольшее значе-
ние 7Д будет в точке у — f/2; при Н ~ в точке у —• /, т. е. в месте сопряжения
конуса с цилиндрической частью. При Я >2/ точка, где Т'к достигает макси-
мального значения, выходит за пределы очертания конуса. В этом случае [77Jmax
необходимо определять по формуле (3.14), принимая в ней у ~ /.
Меридиональные усилия от гидростатического давления Т’м действуют
по направлению образующей и пытаются оторвать коническое днище от кор-
пуса. Значение этих усилий можно найти из условия равновесия сил веса нефте-
продукта, резервуара и внутренних сил. Без учета веса металла в сечении тп
будет действовать на коническое днище вес нефтепродукта, равный
^лж2(Я — г/) + лж2 -у] pg = nx2pg (Я —у) .
Под действием этой силы в металле днища возникают внутренние уси-
лия Т'к, действующие по окружности радиусом х. Суммарные усилия T'w бурут
равны 2лж71^.
75.
По условию равновесия вертикальная слагающая силы 2лхТ'к должна быть
равна весу нефтепродукта в селении тп
2лхТ'ы$га а = ла?2 —|- у^ pg.
Заменив х — у ctg а, получим
(3.16)
Так же, как и для Т'к, найдем значение у, при котором Т’к будет иметь
максимальное значение. Из условия dT'Jdy = 0 следует, что у Ъ/^Н. Тогда
sj"a H2pg. (3.-17)
Полученная формула применима при Н < 4/3/,
При больших значениях Н максимальное значение Т'м следует определять
по уравнению (3.16), в котором следует принять у /.
Строительная толщина листов днища определяется по наибольшему зна-
чению Т' = [7к]тах:
л-иж 3
Up х
где ар — расчетное напряжение на растяжение.
Если в резервуаре кроме гидростатического давления действует еще и избы-
точное ри, то под действием этой равномерно распределенной нагрузки в днище
возникают дополнительные усилия Т".л и Т\. Значение Т"ы найдем из условия
равновесия внешних сил лх2р^ и проекции внутренних сил на вертикальную
ось 2лж7’м sin а:
лхч-р,л --= 2лхТ"м sin а.
Произведя сокращения и заменив х = RK sin а, получим
(3.19)
Подставив значение 7м в (3.1) и принимая /гг — 0, найдем
гр" /'и^К / 9 \ гр" ( 9 71 к X
Так как = оо, то
А,Т?к = 27L (3.20)
При определении толщины стенки к максимальным значениям усилий от
гидростатического давления (Т'к) необходимо прибавить усилия от избыточного
давления (Т’к)-
Расчет сферических днищ.
Для определения усилий воспользуемся основным уравнением (3.1), кото-
рое в данном частном случае примет вид
' ^¥^=Ри^Рг- (3.21)
76
На рис. 3.5 представлена расчетная схема, из которой следует, что для
произвольного сечения тп
Для упрощения вывода формулы примем, что радиус сферической части
равен радиусу цилиндрической части. Определим усилие от гидростатического
давления (р„ = 0) столба нефтепродукта плотностью р. Произвольным сечением
выделим шаровой сегмент радиусом основания х — R sin а и высотой у =
= 7? (1 — cos а). Усилия Ту, имеют направления касательной к меридиональ-
ному сечению и могут быть определены из условия равновесия внутренних
и внешних сил.
Это условие для выбранного сечения запи-
шется так:
2лхТ'у., sin а = лжгр£- (Н — у) — -у лщру2 (37? — у).
Подставив значения х и у и произведя некото-
рые преобразования, получим искомую формулу
для определения Тщ
Т’м = + 4 ( cos а - , 4 ) ] . (3.22)
Подставив значения 7(, в уравнение (3.21),
получим формулу для Т'к\
pgR Г —-у—+4 4cos а —i—'— 4
' ° L 2 1 3 \ 1 - cos а ) j
(3.23)
Максимальные усилия возможны при у = 0
и а --- 0, т. е. в точке О:
[П]тах = [П]тах = (3.24)
Минимальные значения Ту, получим на гра-
нице цилиндрической и сферической частей ре-
зервуара.
При а = л72 согласно (3.22) и (3.23) имеем:
Рис. 3.5. Резервуар со сферическим
днищем.
(3.25)
(3.26)
Следует иметь в виду, что в рассматриваемом переходном сечении резер-
вуара происходит резкое изменение меридионального радиуса кривизны от
RVi = оо для цилиндра до 7?м = R для сферического днища. Такой скачок
радиуса кривизны приводит к резкому изменению значений кольцевых усилий,
а потому для этого сечения вычислить по приведенной теории нельзя.
Если помимо гидростатического давления действует еще избыточное, то
усилия T'i, и Т'к вычисляют по формуле (3.21), приняв рг = 0. Эти усилия могут
быть вычислены и по формуле (3.1), в которой 7?м = RK = R или 71" = Г" =
РиТ [_>
= —у—, b месте сопряжения днищ со стенками резервуара меридиональное
77
сечение поверхности днища (за исключением полушаровых днищ) имеет излом
с радиусом кривизны 7?м, равным нулю. Если в уравнении (3.1) усилие Тм
при этом не обращается в нуль, то од, = оо, т. е. в месте сопряжения получится
изгиб с остаточными деформациями. Чтобы избежать этого, сопряжения про-
странственных днищ с цилиндрической частью резервуара производят при
помощи торцового кольца из размалкованного стального уголка.
Для нахождения площади сечения кольца определим величину внутренней
силы Ро, которая возникает в кольце под действием силы Q, соответствующей
сумме весов нефтепродукта и конического днища. Горизонтальная составля-
ющая силы Q
2V = (pctga, /
где . ' ' ' _ ,
. R •
ctg а = — . 1
Тогда '
-
v f ’
На единицу’длиньГкольца действует усилие -
2л/? 2л/ *
Для определения внутренней силы Ро, сжимающей кольцо, рассмотрим
равновесие одной его половины. На каждый элемент кольца, соответствующий
углу <7ф, действует усилие TRdty, проекция которого на ось симметрии
равна TR sin <ре/ф.
Сила сжатия кольца:
*/2
Ро = J TR sin фйф, ' ' '
о
откуда . "•
Р0 = 77?=-^. ' (3.27)
Торцовое кольцо необходимо проверить на устойчивость по формуле
= . ' ' (3.28)
где Е — модуль упругости; I — момент инерции; RK — радиус торцового
кольца.
Для безопасной эксплуатации резервуара необходимо, чтобы qIip i,5P0.
Определив I при qKp, можно найти минимально допустимую площадь сечения
кольца FK.
Резервуары с плавающей крышей
Корпус^резервуаров с плавающей крышей (рис. 3.6) представляет собой
обычную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое’’давле-
ние столба нефтепродукта (см. расчет цилиндрических вертикальных «атмо-
сферных» резервуаров). ,
В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:
1) двойная понтонная крыша, состоящая из ряда герметических отсеков,
обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона.
8
/
Верхний настил’крыши понижается к центру для отвода воды, а нижний, на-
оборот, повышается к центру для сбора паров;
2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по перифе-
рии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными пере-
борками на герметические^отсекп. препятствующие потоплению крыши при
течи. Благодаря малому весу п’простоте конструкции крыши второго типа полу-
чили наибольшее распространение.
Рдс. 3.6. Резервуар с пла-
вающей крышей.
а — план верхнего на-
стила плавающей кры-
ши; б — план ребер
жесткости нижнего на-
стила плавающей кры-
ши; £ в — план днища
резервуара:
1 — плавающая крыша:
2 — затвор: <3 — крон-
штейны затвора; ! —
ребра жесткости; 5 —
опорные стойки: 6 — бал-
кон; 7 — подвижная ле-
стница; 8 — неподвиж-
ная лестница.
7
Для предупреждения заклинивания вследствие неровностей стенок резер-
вуара или неравномерной осадки плавающая крыша имеет диаметр на 200—
400 мм меньше диаметра резервуара. Зазор между крышей и стенками резерву-
ара уплотняют затворами специальных конструкций для обеспечения герметич-
ности при переходе крышп через сварные стыки и неровности поверхности
резервуара. Эффективность работы плавающих крыш в значительной степени
зависит от надежности уплотняющих затворов, которые должны быть непрерыв-
ными и обеспечивать постоянный контакт с корпусом резервуара. В настоящее
79
время наибольшее распространение получили затворы шторный (щелевой)
и линейный (контактный). На рис. 3.7, а представлена одна из отечественных
конструкций щелевого затвора, состоящего из дюралюминиевой ленты 2, бензо-
стойкой газонепроницаемой ленты 4, соединяющей ленту 2 с контуром 3 и тем
самым герметизируя зазор.
а
Дополнительная герметизация обеспечивается
лентой 5 из такой же ткани. При помощи на-
правляющей 6, шарнирно-стержневых систем
7 и пружины 8 затвор плотно прилегает
к стенке резервуара 1. На рис. 3.7, б пока-
зан петлеобразный затвор из прорезинен-
ного белтинга. Затвор состоит из кольцевой
петлеобразной шины 3, которая прикреплена
к понтону крыши 2 и соприкасается с корпу-
сом резервуара 1.
Для спуска на плавающую крышу в лю-
бом ее положении предусмотрена лестница,
которая одним концом опирается через шар-
нир на верхнюю площадку наружной лест-
ницы, а другим перемещается горизонтально
по рельсам, уложенным на плавающей
Рис. 3.7. Затворы плавающих крыш.
а — шторный (щелевой); б — петлеобразный (линейный).
крыше. Отвод статического электричества осуществляется медным прово-
дом, присоединяющим лестницу к корпусу резервуара. Корпус резервуара
заземлен при помощи четырех стальных труб, соединенных между собой сталь-
ной лентой. Отбор пробы производится из перфорированной трубы диаметром
325 мм. Труба предохраняет крышу от поворотов при движении и одновре-
менно является направляющей. Уровень замеряют прибором УДУ-5 через
специальный люк в плавающей крыше.
Для удаления с плавающей крыши дождевой воды предусмотрено водо-
спускное устройство, представляющее собой шарнирную систему из стальных
труб и гибкого шланга. Чтобы при откачке нефтепродукта из резервуара
в нижнем положении крыши не образовался вакуум, а также газовая подушка
при закачке нефтепродукта, предусмотрен специальный дыхательный клапан.
80
В нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки из труб.
Стойки закреплены в коробах днища плавающей крыши л при движении пере-
мещаются вместе с ней.
Расчет плавающей крыши сводится к определению толщин листов верхнего
и нижнего настилов и проверки условия плавучести в случае заполнения вну-
Та блица 3,3
Значения коэффициентов
изгибающих моментов для плит,
защемленных по всему контуру
Ч=6Х 46i/ *6*
0,50 436.5.3 27,28 0,0588
0,55 310,15 28,38 0.0838
0,60 229,50 29,74 0,1147
0,65 175,97 31,41 0.1515
0,70 139,24 33,43 0.1936
0,75 113,30 35,85 0.2404
0,80 94.51 38,71 0.2906
0,85 80,60 42,08 0,3430
0,90 70.10 46,00 0,3962
0,95 62,04 50,53 0,4489
1,00 55,74 55,74 0.560(1
1,10 46,77 68,48 0.5942
1,20 40.90 84,80 0.6747
1,30 36,89 105,38 0 7407
1,40 34,08 130,92 0,7935
1,50 32,04 162,22 0.8351
1.60 30,54 200,13 0,8676
1,70 29.40 245,53 0.8931
1,80 28.52 299.38 0.9130
1,90 27,75 362.69 0.9287
2,00 27,28 436.53 0,9412
тренней полости (до переливной
трубы) дождевой водой.
Верхний настил плавающей
крыши можно рассматривать со-
стоящим из плит, защемленных
ах жесткости
ПО контуру (на / ребр
'////////////////
11
л
4 'z.
//
'/
V
/////////У///////
Рис. 3.8. К расчету понтона плавающей
крыши.
понтона) и нагруженных равномерно распределенной нагрузкой от собственного
веса листов и веса снега (дождевая вода отводится с поверхности плавающей
крыши).
мости от
Моменты в пролете Мх и Му и на опорах Мх и Му находятся в зависи-
отношений сторон плит lyilx по формулам:
ФбУ I-
где ФЙА; — коэффициенты, определяемые в зависимости от характера
загрузки, по классификации К. В. Сахновского (в данном случае имеется в виду
шестая схема загрузки — защемление по контуру рис. 3.8). Значения коэф-
фициентов приведены в табл. 3.3 Применительно к расчету верхнего настила
понтона q &6bpcg, где к — коэффициент, учитывающий снеговую нагрузку
(k = 1,2 4-1,4). Тогда
Мл -= к п J//; = PegM-fe;
12 (3.29)
п лг _(1 _ м к
Фву 12
6 Заказ 191
81
Толщина листов верхнего настила <5В определяется по наибольшему из
вычисленных моментов:
W = ^тах
Ор ’ /
а так как момент сопротивления прямоугольного сечения на единицу длины
W = то
Л
' .. f (3.30)
где ор — расчетное напряжение на изгиб.
Нижний настил рассчитывается аналогичным образом, но за расчетную
нагрузку q в данном случае принимают вес столба нефтепродукта, соответству-
ющий максимальному уровню заполнения короба. Предполагается, что такое
гидростатическое давление может возникнуть при «заедании» плавающей крыши
и возможном переливе нефтепродуктов внутрь короба через переливную трубу
высотой ho. Пренебрегая весом нижнего настила ввиду его малости (4 -(-5%
от Ртах), за действующую на нижний настил нагрузку можно принять
' ^тах ~ Ртах^^О’
где ртах •— максимальная плотность нефтепродукта.
Подставляя Ртах в формулы (3.29) и найдя 7Итах по формуле (3.30), можно
определить <5Н.
Значение ватерлинии h найдем из неравенства
Откуда
h = A^K2+gc) т,
(3.31)
где GK — вес крыши; Gc — снеговая нагрузка; DK — диаметр плавающей
крыши; pmin — минимальная плотность нефтепродукта; т — коэффициент за-
паса плавучести (т = 1,3 -(-1,5).
Для нормальной эксплуатации резервуаров необходимо соблюдать следу-
ющие условия.
1. Не реже двух раз в неделю осматривать состояние затвора. Не допускать
скопление пыли и грязи на мембране и козырьке затвора.
2. Не реже двух раз в месяц проверять герметичность коробов через
специальные люки в каждом отсеке короба.
3. Перекос крыши вследствие частичного затопления некоторых коробов
не должен превышать 150 мм. Погружение борта плавающей крыши в случае
перекоса проверяют при отжатии затвора. Измеряется расстояние от уровня
продукта до верхнего обреза плавающей крыши. Это расстояние должно быть
не менее 200 мм.
4. Необходимо следить, чтобы между направляющей трубой и кожухом
постоянно находится тавот.
5. В зимнее время необходимо регулярно очищать плавающую крышу
от снега. Толщина снежного покрова не должна превышать 100 мм.
Наряду с резервуарами с плавающими крышами широкое распростране-
ние получили резервуары со стационарными крышами и понтонами (метал-
лическими или из полимерных материалов). Уплотнение кольцевого
82
зазора между корпусом резервуара и понтоном осуществляется с помощью
петлеобразного затвора из бензостойкого материала (см. рис. 3.7, б). Преиму-
щества резервуара с понтоном — простота конструкции, лучшие условия
эксплуатации (особенно в районах с отрицательной температурой воздуха и
снегопадами), возможность монтажа мелкими секциями по габаритам, не
превышающим диаметр люка, что позволяет устанавливать понтоны в быв-
ших в эксплуатации резервуарах и др.
Эффективность плавающих понтонов намного возрастет при использовании
полимерных материалов вместо металла. В первых образцах понтонов, раз-
работанных в институте НИИтранснефть, были использованы винипластовые
трубы (для каркаса) и полиамидная пленка ПК-4 для настила. Уплотнение
понтона осуществляется с помощью петлеобразного затвора.
Конструкция понтона разборная, что позволяет изготовлять понтон по
частям в заводских условиях и затем монтировать внутри резервуара. Размеры
отдельных узлов не превышают диаметра нижнего люка резервуара. Благодаря
этому понтонами из полимерных материалов могут быть оборудованы все экс-
плуатируемые «атмосферные» резервуары. Широкое внедрение понтонов из
синтетических материалов позволит резко снизить капитальные расходы, что
повысит их экономичность. Как показал опыт эксплуатации понтонов из поли-
мерных материалов, на их прочность весьма отрицательно влияют содержа-
щиеся в нефтепродуктах ароматические углеводороды и по этой причине в не-
которых зарубежных странах (США, Франция, Англия) пластмассовые мате-
риалы заменяются алюминием. Так, в США созданы конструкции понтонов,
в которых сочетаются пластмассовые и алюминиевые материалы. В одной из
конструкций поплавки изготовлены из пенопласта, мембрана из алюминия,
а затвор из неопрена.
Выбор конструкции резервуаров с плавающей крышей или понтоном
производится с учетом условий эксплуатации, а также в результате технико-
экономического расчета. .
§2. ЭКОНОМИКА ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ
ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ
Резервуар заданного объема можно спроектировать в нескольких вариан-
тах, изменяя его радиус или высоту. Очевидно, из всех вариантов один должен
быть оптимальным. В 1883 г. акад. В. Г. Шухов предложил оптимальные
размеры вертикального стального резервуара заданного объема определять
по минимальному расходу металла на их сооружение. Классическое решение
В. Г. Шухова до настоящего времени применяется в резервуаростроении без
существенных изменений. Между тем в современных условиях это решение
требует существенного дополнения. Разработанное в начале развития нефтяной
промышленности, когда легкие фракции нефти до осветительного керосина
не использовались, а единственным методом монтажа резервуаров являлось
соединение листов с помощью заклепок, это решение, естественно, не могло
учесть возрастающую роль эксплуатационных расходов и прогресса в техно-
логии и экономике резервуаростроения. В общем случае экономичные размеры
резервуаров зависят от следующих основных факторов:
Капитальных затрат, включающих стоимости: расходуемого
металла; сварки и монтажа корпуса, крыши, днища и монтажа оборудования;
сооружения основания и фундамента.
6'
83
Эксплуатационных расходов, включающих количество
теряемых фракций от испарения в резервуарах, стоимость расходуемой энергии
в «горячих» резервуарах, стоимость отстоя 1 м3 нефтепродукта в резервуарах-
отстойниках и другие расходы, связанные с технологическим назначением
резервуара и физическими свойствами нефтепродуктов.
Рассмотрим решение В. Г. Шухова для резервуаров с переменной тол-
щиной стенки, эпюра которой представлена на рис. 3.1, в. Общий объем ме-
талла Q, необходимого для строительства резервуара заданного объема V,
складывается из:
1) объема металла днища и покрытия
qx — пВ? (6д -- <5К) = л/?2а,
где а = 6Д + 6К.
Значения 6Д и 6К для «атмосферных» резервуаров не рассчитывают, а при-
нимают исходя из технологии строительства и конструктивных соображений;
2) объема металла корпуса
92 == 9г - ?2-
где q% — объем работающего металла, равный объему тороида с треугольным
поперечным сечением (заштрихованный треугольник АВС на рис. 3.1, в); qz —
объем «неработающего» металла, соответствующий сумме объемов тороидов
с треугольным сечением ОКТ
тт V с Vpg
Заменив Н = и о = . получим
и
д"=2л,К-^-п при h^n — H.
Здесь е — разность толщин соседних поясов; п — число поясов; h0 — высота
пояса.
Из подобия треугольников АВС и ОКТ следует:
JL = 2lP_.
<5 е ’
д-лЙ/Д
или, подставив значение 6, получим
,, Vfeopg
UP
Отсюда следует, что для резервуара заданной емкости объем «неработа-
ющего» металла не зависит от расчетных величин Н и R. Суммируя объемы q1,
q'2 и д'г, получаем
<?-»«*•-^+-^£- <3-32)
84
Оптимальный радиус резервуара заданной емкости, на сооружение кото-
рого будет израсходован наименьший объем металла, найдем из условия
2л7?а-2-У^- = 0;
лЛ3ар
<3-зз>
Подставив значе ше 7?оп в формулу объема цилиндра, получим
Уг ао-,
-7Г- (3-34)
Минимальный объем металла получим, подставив значение 7?оп в (3.32):
Последнее уравнение показывает, что для заданного резервуара с умень-
шением высоты пояса h0 объем «неработающего» металла уменьшается, но это
обстоятельство не может быть использовано без учета возможного удорожания
монтажных работ вследствие увеличения длины кольцевых сварочных швов.
Аналогичным способом можно определить оптимальные значения R, Н
и (Jmin Для резервуаров с постоянной толщиной стенки (см. рис. 3.1, а):
Яоп = 1 (3.36)
Ron = V^-.
сга1п^згЛЛбрг (з.з8)
Для решения задачи оптимальных размеров резервуаров с учетом всех
вышеперечисленных факторов воспользуемся уравнением приведенных рас-
ходов
5 = ФА’(. (3.39)
где А — суммарные приведенные расходы в руб./год; <р — величина, обратная
сроку окупаемости, в 1/год; Kt - суммарные капитальные расходы в руб.;
9i — суммарные эксплуатационные расходы в руб./год/
В качестве примера рассмотрим задачу об оптимальных размерах вер-
тикального цилиндрического «атмосферного» резервуара с переменной толщиной
стенок корпуса.
1. Составим функцию S:
i-4 i=i
i-1 1=1
2. Определим суммарные капитальные затраты (в руб.):
t-t
=
i=i
(3.40)
(3.41)
85
где К1 — стоимость металла, израсходованного на сооружение резервуара,,
в руб.
KL Qbipeg , , - , .
или, пользуясь уравнением (3.32),
К2 — стоимость сварки и монтажа резервуара в руб. . . .
#2=62рс£<2;
К3 — стоимость сооружения основания в руб.; #4 — стоимость резервуарного
оборудования и его монтажа в руб.; Ь± — стоимость 1 т металла в руб./т; рс —
плотность металла (стали) в т/м3; р — максимальная плотность хранимого
в резервуаре нефтепродукта; Ь2 — стоимость сварки и монтажа единицы веса
металлоконструкции в руб./т.
Более точно К2 — переменная величина, функционально зависящая от
основных размеров резервуара, а также от высоты пояса корпуса. Для упро-
щения задачи воспользуемся приближенным значением. Стоимость сооружения
нормального фундамента Я3 может быть приближенно принята пропорци-
онально объему резервуара
Xs = b3V,
гДе Ь3 — стоимость сооружения фундамента, отнесенная к 1 м3 объема, в руб./м3.
Стоимость оборудования и его монтажа также приближенно принимается про-
порционально объему резервуара
/ДМ".
где bt— стоимость оборудования, отнесенная к 1 м3 объема резервуара,
в руб./м3.
Подставляя значение Kt в уравнение (3.41), [получаем суммарные капи-
тальные затраты (в руб./год)
27Г/==рс?(&1+&2)(яй2а+^Ж+_5^г£)+У(&з+&4)- <3-42>
i=i
3. Определим основные эксплуатационные расходы (в руб./год):
1 = 4’
V д, = л_ 5g-j- 34, (3.43/
i
где Эг — стоимость теряемых от испарения нефтепродуктов в резервуаре;
Э2 — амортизационные отчисления; З3 — расходы на текущий ремонт; Эл —
заработная плата обслуживающего персонала.
Можно учесть и другие статьи эксплуатационных расходов (освещение,
охрана и другие), но они мало влияют на конечный результат и излишне ослож-
няют задачу. Если в резервуаре хранится легкоиспаряющийся нефтепродукт, то
1) 34 = a-jtR2,
где щ — стоимость нефтепродуктов, теряемых с 1 м2 поверхности испарения,
в руб.
= cm.',
' 4 4
86
с — стоимость единицы веса нефтепродукта в руб./кг; т — количество нефте-
продуктов, теряемых с 1 м2 поверхности испарения в год [принимается со-
гласно действующим нормам в кг/(год-м2)];
' 2) 92 = a££Kit
где а2 — установленная норма амортизационных отчислений для стальных
резервуаров в 1/год (а2 = 5% в год от 2^’);
3) Эа = as 2,Kt,
где а3 — доля амортизационных отчислений, направляемых на ремонт, в 1/год
(а3 = 2,9% в год от УК);
4) 9i — aiV,
где «4 — годовая заработная плата эксплуатационного персонала, приходя-
щаяся на 1 м3 объема, в руб./(год м3).
Подставив значение Э{ в уравнение (3.43), получим эксплуатационные
расходы (в руб./год):
2 - (4> - аз) [ре? - 5,) ( лй2а -Д ) +
i=i ’ р р
+ V (^з — ^т)"] +
Теперь после подстановки всех членов уравнение (3.40) примет вид
S = (а2 ~г «з + Ф) I pcg(&1-^)fn/?2a_22££__|_ZAoP£')_|_7(&g-K^)-|-
4- ai-n/?2 4 а-У-
Оптимальное значение радиуса резервуара найдем из условия {dSJdR') = 0:
-§-= (а2-п34-ф[рс4(^ - ^)(2л4?3-2-^^-)]+2а1лй = 0;
r>S _ ]/" T/2PPcg2 (Ь1 + Ь2) (а2^°зл~ф) ' /О ZZ\
ОП 1 л2СТр [ax — apeg (b],^b2) (й2 —с3 —Ф)] ’ k ’ >
Сравнивая (3.33) и (3.44), получаем
7D Q 4 ' ' 1
оя =1, 1 с______________________ (3 45)
Л|п У ' аРе£(Ь1-г&2Ча2-гйз + ф) ’ \ 1
Из последнего соотношения следует, что радиус резервуара, вычисленный
из минимума приведенных расходов, всегда меньше радиуса, определяемого
по минимуму расхода металла. Подставив в формулу объема резервуара зна-
чение 7?fn, получим оптимальное значение высоты резервуара
rjS = 1/~ gp [a~i — «Pcg 41 —Ы Огл-йз-^ф)]
оп У PPcg2 (Ь1Т-Ь2) (йгЛ-йз + ф)
/
87
Сравнивая (3.34) и (3.46), получаем
Я®п
v-pcg (М
i2) l/Ц -ЩУ
(3.47)
Последнее отношение показывает, что экономически наивыгоднейшая
высота резервуара, вычисленная по минимальным годовым приведенным рас-
ходам, всегда больше высоты, полученной из условия минимума расхода
металла.
Анализ полученных решений позволяет сделать вывод, что резервуары,
в которых хранятся легкопспаряющиеся нефтепродукты, будут иметь различ-
ные оптимальные значения в зависимости от физических свойств нефтепродук-
тов и географического месторасположения резервуара.
Изложенный метод может быть успешно использован для определения
наивыгоднейших параметров резервуаров различных конструкций и техноло-
гического назначения.
Опыт решения уравнения (3.38) на ЭВМ показал полную возможность,
резкого сокращения времени при решении рассмотренных выше задач.
§ 3. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Горизонтальные цилиндрические резервуары получили широкое приме-
нение на нефтебазах для хранения нефтепродуктов в малых количествах'.
По сравнению с вертикальными на сооружение горизонтальных резер-
вуаров расходуется на 1 м3 объема больше металла. Преимущества горизон-
тальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их
на заводах, в хранении нефтепродуктов под высоким избыточным давлением
и вакуумом, в удобстве подземной установки. Типовые горизонтальные резер-
вуары, изготовляемые объемом от 3 до 400 и3, способны выдерживать внутрен-
нее избыточное давление до 2,5 МПа и вакуум до 0.09 МПа. В зависимости
от величины внутреннего давления днища таких резервуаров выполняются
сферическими, плоскими или цилиндрическими.
Сферические днища имеют более высокую стоимость и поэтому они могут
быть оправданы при относительно высоком давлении (>0.3 МПа). Радиус сфери-
ческого днища принимается равным диаметру корпуса резервуара из условия
равнопрочности конструкции при одинаковой толщине корпуса и днища. Тол-
щину плоских днищ рассчитывают по формуле
6 = (3.48>
" Ор
где <р — коэффициент, зависящий от условий закрепления днища по контуру
(ср =0,5 -А 0,75); р — давление на днище в Па: ор — расчетное напряжение
растяжения в Па.
Наивыгоднепший диаметр горизонтального резервуара низкого давления
A,n~0.8{V. (3.49)
Для резервуаров, испытывающих среднее и высокое давление,
Don «=М,6 у' V, (3.50)
где V — объем резервуара.
88
В формулах (3.49) и (3.50) указаны средние значения коэффициентов про-
порциональности. С увеличением объема резервуара они уменьшаются,
а с уменьшением объема резервуара увеличиваются.
Расчет оболочки наземного резервуара
В горизонтальной оболочке, покоящейся на сплошном основании, под
действием веса нефтепродукта и собственного веса возникают изгибающие
моменты .Vj и М.2. стремящиеся сплющить оболочку — увеличить горизон-
тальный диаметр (рис. 3.9. а). При наличии избыточного газового давления
в стенках корпуса возникают равномерно распределенные растягивающие
напряжения, способствующие сохранению формы корпуса. Поэтому корпус
Рпс. 3.9с К расчету го-
ризонтального цилиндри-
ческого резервуара;
а — расчетная схема на-
земного резервуара; б —
эпюра давлений грунта
на подземный резервуар.
резервуара, рассчитанный на действие изгибающих моментов, обязательно
должен быть проверен на растягивающие напряжения от внутреннего избыточ-
ного давления.
Изгибающий момент, возникающий в оболочке под действием гидростати-
ческого давления нефтепродукта (на единицу длины оболочки), равен
Л/j = pgR3 ----cos ср — —sin ср) (3.51)
(обозначения даны на рис. 3.9, а). Изгибающий момент, возникающий от соб-
ственного веса оболочки (на единицу длины оболочки).
ЛЛ = pcg5R2 — <р sin <р — cos ср) , (3.52)
где рс — плотность материала оболочки.
Суммарный изгибающий момент
-^i-2 = pgR3 (4 _Tcoscf -4sincr) i. • (3-53)
Из сравнения формул (3.51). (3.52) и (3.53) видно, что влияние собственного
веса оболочки учитывается коэффициентом
, .-) Р с 6
а = 1 — 2 J---.
Р R
89
Максимальные значения моментов Мх и М2 будут при <р = л/2, т. е. по
концам горизонтального диаметра
' ЛГ(1+2)тах = -0,149pg/?3 (1 + 2 А) . - (3.54)
При комбинированном воздействии нагрузок от собственного веса металла,
веса нефтепродукта и внутреннего давления р,, суммарный изгибающий момент
уменьшается на величину с = 3EI/(paR3 Д- 3£7) и может быть приближенно
вычислен по формуле
М<1+2+Ри) max =- -0,447 Ридй з£у ( 1 + 2 • т) ’ (3.55)
где Е — модуль упругости материала оболочки в Па; I — момент инерции
стенки резервуара (на единицу длины).
Толщину стенки корпуса резервуара определяют по известной формуле
У Мщах
Op jy ,
где W — момент сопротивления. Для прямоугольного сечения толщиной б
и единичной длины
ж =
О
тогда -
О т/б^Мтах .
б= V —5;—’ ~ (З-56)
где Ор — расчетное напряжение на изгиб в Па.
Вычисленная по формуле (3.56) толщина стенки корпуса обычно полу-
чается значительной. С целью экономии металла оболочку резервуара выпол-
няют из листов толщиной 4—5 мм, а для придания корпусу необходимой же-
сткости в каждом поясе резервуара (число поясов принимается кратное ширине
стандартного листа) устанавливают кольца жесткости. В таких конструкциях
момент изгибающий и момент сопротивления вычисляются для участка обо-
лочки между кольцами жесткости длиной I, а момент сопротивления W опре-
деляется с учетом кольца жесткости. Напряжение в оболочках и кольцах же-
сткости рассчитывается по формуле
У ЛДпаД
(Ъ W ’
Расчет оболочки подземного резервуара
Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов в результате суточ-
ного колебания воздуха горизонтальные резервуары часто заглубляют
ниже уровня земли. Кроме того, заглубление резервуаров позволяет
значительно сократить площадь парка, а также уменьшает пожарную опас-
ность. Особенно незаменимы такие резервуары на городских автозаправочных
станциях, где по противопожарным соображениям установка наземных резер-
вуаров недопустима. Однако подземные резервуары обладают и некоторыми
существенными недостатками: 1) трудность обнаружения дефектов корпуса
90
и утечек; 2) необходимость специальных мероприятий по защите от коррозии;
3) необходимость заглубления насосных станций.
Подземные резервуары подвержены внутреннему гидростатическому давле-
нию нефтепродукта, наружному давлению грунта и действию вакуума.
Грунт сдавливает оболочку резервуара неравномерно. Вертикальное давле-
ние грунта .' . ...
РвеРт Ргр?^>
а горизонтальное
Prop = Pr’pSh ^45 ,
гДе ргр — плотность грунта; h — расстояние от поверхности земли до рас-
сматриваемой точки; а — угол внутреннего трения грунта.
Для практических расчетов эллиптическую эпюру давления грунта заме-
няют круговой с постоянной интенсивностью давления (см. рис. 3.9, б)
Лр_^й4^_^[1 + (8ф45-^)]. .. (3.67)
Величина изгибающего момента (на единицу длины оболочки) от давления
грунта определяется по формуле
^8=Prp?Macos2(pUtg(45-y)tga-A [о,225-0,085tg*(45-у)]},
° " (3.58)
тде h0 — глубина заложения оси резервуара в грунт; R — радиус оболочки
резервуара.
Максимальное значение изгибающего момента от давления грунта
. 'будет для грунтов, имеющих угол внутреннего трения а < 18° при ср = 0
и а > 18° при ср == л/2.
Толщину стенки корпуса подземного горизонтального цилиндрического
резервуара следует определять по суммарному изгибающему моменту
12 — (^1+3+Ри)тах max*
Как указывалось выше, оболочка подземного резервуара под влиянием
внешнего давления может потерять свою форму. Это может произойти еще
задолго до того, как напряжения в ней достигнут расчетных значений. Поэтому
оболочку подземного резервуара необходимо всегда проверять на устойчивость
цилиндрической формы в радиальном направлении по формуле
. . ркр = 0,92К (3-59)
где I — расстояние между ребрами жесткости.
Для устойчивости формы резервуара внешнее давление грунта рср должно
•быть меньше ркр на величину коэффициента запаса устойчивости п, равную
(Ркр)min
П = --------
Уср
В рассматриваемом случае работы резервуара наравне с оболочкой необ-
ходимо проверять устойчивость колец жесткости по формуле
<м<”
91
где RK — радиус кольца жесткости: со — угол в радианах (при треугольной
решетке жесткости и = 2/Зл, при четырехугольной со = л/2).
Для устойчивости кольца необходимо соблюдать условие (р'Кр/Р) Эг 6.
где Р — нагрузка на единицу длины кольца. Если гидрогеологические условия
местности не позволяют устанавливать резервуары выше уровня грунтовых
вод, необходимо произвести расчет на всплываемость.
Чтобы резервуар не всплывал, необходимо соблюдать неравенство
(Gp - GrP) 3== npBg\ з, (3.61)
где Gp - вес порожнего резервуара в Н (Ньютон): G,.. - вес призмы грунта,
расположенной над резервуаром, в Н (принимается, что грунт берут под углом
внутреннего трения а); п — коэффициент запаса: ор — плотность грунтовой
воды в кг/м3; VB — объем части резервуара, погруженной в воду, в м3.
Если неравенство (3.61) не соблюдается, то резервуар снабжают якорями.
Общий вес якорей G., при погружении их в грунтовую воду определяется из
уравнения
Gfl Gp Grp = npsgl Б,
откуда
Ga = npEgEB-(Gp-Grp). (3.62)
Якори прикрепляют к хомутам из полосовой стали, обтягивающим корпус
резервуара в местах расположения диафрагм, при помощи анкеров и стяжных
муфт. Расчет резервуара на потопляемость следует производить исходя из
наихудших условий, когда резервуар пуст, а грунтовая вода достигает наи-
высшего уровня.
§ 4. ОБОРУДОВАНИЕ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резер-
вуары должны иметь следующее оборудование (рис. 3.10).
Верхний световой люк предназначен для проветривания во
время.ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки п шарнирных
труб при обрыве рабочего троса.
Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора
пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащаются дистанцион-
ным уровнемером УДУ-5 п сниженным пробоотборником ПСР. Эти приборы
позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня
и отбора средней пробы.
На рис. 3.11 представлена схема работы указателя уровня УДУ-5. Попла-
вок 7, подвешенный на перфорированной ленте 2, при своем движении скользит
вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на дне емкости
и натянуты при помощи специальных устройств 4. установленных на крышке
выходного патрубка. Лента с роликами -5 проходит через гидрозатвор 6 и всту-
пает в зацепление с мерным шкивом 7. Перемещение шкива передается на счет-
чик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре.
Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного
момента. Принцип его действия заключается в том. что стальная закаленная
лента 9, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к бара-
бану 10, другим свободно охватывает ось барабана 8. создавая момент постоян-
ной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится
в верхнем положении, мерная лента смотана на барабан 10. а лента пружинного
92
механизма — на барабан 8. При понижении уровня жидкости вес поплавка
преодолевает момент трения в системе и момент, создаваемый пружинным
механизмом. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает
барабан 10 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента
с барабана 8 на барабан 10. накапливая тем самым энергию. При повышении
уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой
Рис. 3.10. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре.
а — для хранения маловязкпх нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 — вентиляционный патрубок,
з — огневой предохранитель, 4 — основной механический дыхательный клапан, 5 — замерный люк, 6 —
уровнемер, 7 — нижний люк-лаз, 8 — водоспускной кран, 9 — хлопушка, 10 — грузовой патрубок, 11 —
перепускное устройство, 12 — подъемник хлопушки, 13 — предохранительный гидравлический дыхательный
клапан; б — для хранения высоковязких нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 — вентиляционный
патрубок, з — замерный люк, 4 — уровнемер. 5 — нижний люк-лаз, 6 — водоспускной кран, 7 — шарнир-
ная подъемная труба, 8 — перепускное устройство. 9 — грузовой патрубок.
жидкости, пружинный механизм преодолевает момент трения в системе и сматы-
вает освободившуюся мерную ленту на барабан 10 за счет энергии, накопленной
при понижении уровня.
Разработаны различные модификации УДУ: для вертикальных наземных
резервуаров УДУ-5М. для заглубленных резервуаров УДУ-5А, для резерву-
аров с плавающей крышей УДУ-5Б. для резервуаров высокого давления
(до 0,03 МПа) УДУ-5Д.
В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоеди-
нения к ним потенциометрических и ходопмпульсных датчиков для передачи
показаний в диспетчерский пункт.
93
Пробоотборник ПСР позволяет автоматически отбирать из резер-
вуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это дости-
гается путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте налива.
Проботборник ПСР-4 (рис. 3.12) состоит из трех основных узлов: верхнего
люка 3, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом
пробы 6. Пробоотборная колонна состоит из концевой трубы 2 с одним клапаном
и двух клапанных секций./, соединен-
ных между собой фланцами 4. Воз-
душные полости клапанных секций
связаны между собой и насосом па-
нели управления воздушной трубой о.
^-200^
Рис. 3.12. Пробоотборник ПСР-4.
Рис. 3.11. Схема работы уровнемера УДУ-5.
Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны ручным
насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые
клапаны открываются, и продукт начинает поступать в пробоотборную колонну.
После заполнения и смешения нефтепродукта в пробоотборной колонне давление
в системе при помощи спускного клапана понижают до нуля, закрывая клапан
и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба посту-
пает в специальную пробоотборную посуду.
Пеногенератор. В настоящее время тушение пожаров осуще-
ствляется высокократной воздушной механической пеной с применением гене-
раторов высокократной пены (ГВП). . -
94
Одно из таких устройств состоит из генератора высокократной пены в
комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стацио-
нарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пено-
образователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь ре-
зервуара.
Вентиляционный патрубок устанавливают в верхнее! точке
покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Поперечное
сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр
внутрь резервуара.
Л ю к - л а з. помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм
(расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара
рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-
лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огне-
вых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому
люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм.
Подъемная труба устанавливается на приемной трубе резер-
вуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя горючих нефте-
продуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних
слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, и вращается
вокруг шарнира. Будучи поднятой выше уровня нефтепродукта, предотвра-
щает утечки. Подъем трубы производится специальной лебедкой, а опускание —
под собственным весом. Но поднимать трубу можно до определенной высоты,
так как при угле с горизонтальной плоскостью 70—75° она входит в угол трения
и собственным весом опуститься в нижнее положение не сможет. Поэтому длина
подъемной трубы принимается равной
т = '
sin 70° ’
где Н — высота резервуара; — высота ввода трубопровода над дном
резервуара.
Для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов конец
подъемной трубы срезается под углом 30°. Подъемная труба может эксплуати-
роваться и без лебедки, если на конце трубы поместить поплавок, который
будет поддерживать конец трубы на постоянном уровне. Заполнение и погру-
жение подъемной трубы производят при помощи перепускной трубы.
Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом
поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды
(рис. 3.13). Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных
нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища
является хранение нефтепродуктов на водяной подушке. Нормальная высота
водяной подушки 3—5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться,
что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим
предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных темпера-
турах воздуха.
Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в слу-
чае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. На рис. 3.14
показана управляемая хлопушка, которую устанавливают обычно на прием-
ной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемо-раз-
даточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без
управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск,
позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.
95
Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются
хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточный патрубок.
Рис. 3.13. Водоспускной
кран.
1 — защитный чехол; 2 —
сальниковое уплотнение;
3 — патрубок; 4 — защит-
ная диафрагма; 5 — пово-
ротная ручка; 6 — пробко-
вый кран.
Рис. 3.14. Хлопушка.
1 — стопор хлопушки;
2 — втулка сальника;
3 — сальниковая набив-
ка; 4 — корпус сальни-
ка; 5 — вал подъемника;
6 — барабан; 7 — трос
подъемника; 8 — запас-
ной трос к крышке све-
тового люка; 9 — хло-
пушка; 10 — перепуск-
ное устройство; 11 —
штурвал.
Огневые предохранители, препятствующие проникновению
внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают
под дыхательными клапанами. Принцип действия основан на том, что пламя
S6
или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого
сечения в условиях интенсивного теплоотвода.
На рис. 3.15 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой
фольговой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной и плоской
образующих несколько параллельных каналов.
лент из алюминиевой фольги,
Эти заградители пламени об-
ладают малым гидравличе-
ским сопротивлением роп и
Рис. 3.16. Основной (механический) дыхательный клапан длн
«атмосферных» резервуаров.
Рис. 3.15. Огневой предохранитель.
1 — фланец; 2 — прижимной болт;
3 — корпус; 4 — крепежный болт; о —
кассета; 6 — кожух; 7 — уплотняю-
щая прокладка.
наиболее устойчивы против обледенения. Сопротивление огневых предохра-
нителей определяют по заводским характеристикам Q — роп.
Дыхательные клапаны устанавливают на крыше у замерной
площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре
при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предот-
вращения разрушения резервуара.
Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре
пли вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу обра-
зовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит
давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот,
7 Заказ 191
97
при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем
самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхатель-
ного клапана предусмотрен предохранительный, который срабатывает при
повышении расчетного давления и вакуума на 5—10%. На рис. 3.16 дана кон-
струкция механического дыхательного клапана КД-2 для вертикальных цилин-
дрических резервуаров, рассчитанных на давление 2000 Па, вакуум 250 Па и про-
пускную способность до 900 м3/ч воздуха. Обтекаемое очертание внутренних
поверхностей корпуса 1 позволяет сократить гидравлические потери за счет
более плавного изменения направления проходящего потока и уменьшения
завихрения. Направляющие стержни 2 (по четыре на каждый клапан) предна-
значены для устранения перекоса тарелок клапанов.
В нижней части корпуса предусмотрен фланец 9, с помощью которого кла-
пан крепится на огневом предохранителе, установленном на штуцере резер-
вуара. Корпус клапана сварной из алюминия, что исключает возможность
образования воспламеняющихся соединений металла, а следовательно, и само-
возгорание. Внутри корпуса клапана на одной вертикальной оси размещены
нижняя тарелка давления 8 и верхняя тарелка вакуума 3, лежащие на седлах 5
и 7. Алюминиевые седла выполнены съемными. Откидная крышка 4, располо-
женная над тарелками клапана, обеспечивает свободный доступ к ним для
осмотра, проверки и чистки. Вертикальное положение тарелок вакуума и давле-
ния обеспечивается направляющей 6. Сообщение клапана с атмосферой осуще-
ствляется через сетку 10. Крепление крыши с корпусом клапана производится
посредством рычага Z7, шарнирно связанного с крышкой и корпусом, откидным
болтом 13 и маховичком 12. Тарелки клапана покрыты маслобензостойкой
и морозоустойчивой резиновой прокладкой 14. Благодаря выступу на поверх-
ности алюминиевого седла возрастает удельное давление уплотнения и по-
вышается герметичность клапана. Такое уплотнение затвора обладает еще
и повышенной надежностью против примерзания. Это достигается применением
фторопластовой оболочки 15 и фторопластовой трубки 16. Диски клапанных
тарелок имеют в нижней части выступающий буртик, препятствующий стеканию
конденсата на уплотнительную поверхность затвора. Характеристика и при-
соединительные размеры дыхательных клапанов КД-2 даны в табл. 3.4.
Таблица 3.4
Основные данные типовых клапанов КД-2
Марка клапана Размеры клапана (см. рис. 3.16), мм Пропускная способность, м3 / с Масса, кг
D Do Di Do Я L do
КД-2-50 ’ 50 220 110 90 140 300 350 14 0,005 1,2
КД-2-100 100 315 170 148 205 425 460 18 0,018 12,5
КД-2-150 150 390 225 202 260 490 550 18 0,036 19,0
КД-2-200 200 500 280 258 315 600 705 18 0,070 27,0
КД-2-250 250 550 335 312 370 675 770 12 1,110 35,0
КД-2-350 350 670 445 415 485 770 990 23 2,500 57,0
Дыхательные клапаны типовых вертикальных цилиндрических резерву-
аров рассчитываются на максимальное давление, которое может выдержать
перекрытие,
‘ Дд max 6xpcg Д уГ , - (3.63)
98
где Рдтах — максимальное давление паров нефтепродукта в Па; бк — толщина
листа перекрытия в м; рс — плотность металла перекрытия в кг/м3; G — вес кар-
каса перекрытия (фермы, прогоны) в Н (Ньютон); F — площадь перекрытия в м2.
Для резервуаров высокого давления рдтах приравнивается ри, т. е. избы-
точном}7 давлению, на которое рассчитано перекрытие резервуара. Расчет дыха-
тельного клапана проводится также и на максимально допустимый вакуум
СРвтах)> величина которого определяется исходя из устойчивости смятия резер-
вуара по формулам (3.52) и (3.60). Расчетный перепад давления в клапане Ар
расходуется на преодоление следующих сопротивлений:
Ар — Ац0> п ж Арк — Арс,
где Ар0,п — падение давления в огневом предохранителе в Па
Ар0.п = с0.п'4^-рп;
Со. п — коэффициент местного гидравлического сопротивления огневого предо-
хранителя; wQ, п — максимальная скорость газа в огневом предохранителе в м/с;
рп — плотность смеси паров нефтепродукта (и воздуха при расчете вакуумного
клапана) в кг/м3; Арк — падение давления в клапанной конструкции в Па
^Рк~ Ък ~2 Рпт
— коэффициент местного гидравлического сопротивления клапанной кон-
струкции; — максимальная скорость газа в седле клапана в м/с; Арс —
давление срабатывания клапана (равно отношению веса тарелки к ее пло-
щади) в Па.
Арс = иАр
при п < 1. Для клапанов КД-2 п = 0,75.
Заменив скорость газа через'расход и приняв w0, п wK, получим
' Ар (1 П) (Со.п~ Ск)
И
d = 21Х(гч n + g>;) <?2Рп - (3.64)
V Ьр (1— га) 2л2 • \ ' )
Значение максимального расхода газов, проходящих через клапан давле-
ния, определяется как сумма, состоящая из
Q& max — 7з ~г Qf2 “г 7г,
где (?дтах ~ максимальный расход газов в м3/с; qs — максимальный расход
нефтепродуктов при заполнении резервуара в м3/с; Ц/, — максимальный рас-
ход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды в м3/с;
^-РДТТ,; (3.65)
р — коэффициент объемного расширения газов (Р = 1/273 К-1); АТ1 — скорость
нагревания газового пространства резервуара в К/с (принимается равной
0,0013 К/с); Vr — максимальный объем газового пространства (принимается
равным объему резервуара) в м3.
7* 99
Подставив значения А Г и 0 в (3.65). получим
qti = 4,2 • 10’6Т'г м3/с;
q<2 — расход газа вследствие нагрева газового пространства прп закачке более
нагретого нефтепродукта (в м3/с)
RaF(rH-T-) RT.
с ’ р
(3.66)
а — коэффициент теплообмена в Вт/м2-К: F — площадь зеркала продукта
в резервуаре в м2; Тв, Тг — соответственно температура нефтепродукта, зака-
чиваемого в резервуар, и температура газового пространства в К: с — тепло-
емкость в Дж/К; R — удельная газовая постоянная в Дж/кг-К; р — давление
в газовом пространстве резервуара в Па.
Для практических расчетов вместо формулы (3.66) можно пользоваться
приближенной зависимостью
= AD'-
где D — диаметр резервуара: А — коэффициент, зависящий от разности тем-
ператур закачиваемого нефтепродукта (Тн) и газового пространства резер-
вуара (Гг). Средние значения коэффициента даны в следующей таблице:
Тн-Гг, к ... 5 10 15 20 30 40 50
А, м/с 0,074 0,089 0.31 0,47 0,81 1,18 1,62
При работе резервуара на вакуум расход поступающего через клапан
атмосферного воздуха (в м3/с) будет
Qb тг.ах = A Qt,
где qB — расход продукта пз резервуара в м3/с; qt — дополнительный расход
из-за возможного охлаждения газового пространства резервуара п частичной
конденсации паров в м3/с.
Величина qt определяется по формуле (3.65). где АГ — скорость охлажде-
ния газового пространства резервуара. Наиболее интенсивно резервуар охла-
ждается во время ливня, поэтому для практических расчетов величину ско-
рости охлаждения следует принимать в условиях ливня (АГ яа 8-10"3 К/с).
Подставляя значения ₽ и АТ в (3.65), получаем
qt^ 2,9 • 10-5Гг.
Если по формуле (3.64) значение йк получится больше 350 мм. то на одном
штуцере устанавливают несколько клапанов меньшего диаметра. Высота подъ-
ема тарелки клапана /гк определится и.з условий равенства площадей сечения
газоходов (рис. 3.17)
= л<4/гк,
откуда
100
или, согласно (3.64),
эО. п + £к) (?2Рп
Лр (1 —и) 2л2
Вес клапана G можно определить по величине статического давления
Дрс = п Ар:
Лк =
(3.67)
или, согласно
4
(3.64),
^о. п+Ск)
(3-68) WZ?777ig=----Н
dK—Н
Значения
ю. п и ?к в значительной степени зави-
сят ОТ конструктивных оформлений, И ИХ Пелесооб- Рис. 3.17. К расчету высоты
х подъема тарелки дыхательного
разно определять по заводским характеристикам. клапана.
Предохранительные клапаны
На случай выхода из строя механического клапана на каждом резервуаре
обязательно должен быть установлен еще и предохранительный. Роль пред-
охранительного дыхательного клапана выполняет представленный на рис. 3.18
гидравлический дыхательный клапан конструкции ВНИИнефтемаша. Клапан
заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует
гидравлический затвор. При повышении давления внутри резервуара газы
вытесняют жидкость из внутреннего кольцевого пространства во внешнее.
Когда уровень жпдкости понизится до нижней зубчатой кромки подвижного
цилиндра, газы начнут прорываться во внешнее кольцевое пространство и через
столб жидкости hr, будут выходить в атмосферу (рис. 3.19, а). При вакууме
жидкость из наружного кольцевого пространства перейдет во внутреннее,
и через столб жидкости Ав будет поступать в резервуар атмосферный воздух
(рис. 3.19, б). Зубчатая кромка подвижного цилиндра (стакана) способствует
более плавной работе клапана.
Чтобы гидравлический клапан не работал вместе с механическим, его уста-
навливают на повышенные (5—10%) давления и вакуум. Гидравлические клапаны
следует устанавливать по уровню строго горизонтально, иначе они будут рабо-
тать с пониженными вакуумом и давлением вследствие стока жидкости на одну
сторону клапана.
Расчет гидравлического клапана ведется на основе следующих отправных
положений.
1. При работе на давление клапан должен создать гидравлический затвор
высотой Ад = рд/pg, а при работе на вакуум — затвор высотой Ав = pjpg
(где р — плотность заполняющей клапан жидкости).
2. Площади поперечных сечений заполненных жидкостью газоходов {F1
и F^) должны быть больше площади поперечного сечения штуцера /. Это тре-
бование объясняется необходимостью предотвращения уноса жидкости из кла-
пана при прохождении газов через гидравлический затвор.
Для расчетов ориентировочно Fx = 3/, или
nDl ла'2 ~ Q ло-
~ 4 ‘‘V ’
откуда
D± = 2d,
101
где d — диаметр штуцера клапана, определяемый по формуле (3.64). Тогда
(So. П —Sk)
2.Т2 Др (1 —га)
2?! ^4
(3.69)
Расстояние от нижнего
конца подвижного цилиндра
до дна внешнего неподвиж-
ного цилиндра h можно опре-
делить также, исходя из вто-
рого условия
рис. 3.18. Предохранительный (гидравлический) дыхательный
клапан для «атмосферных» резервуаров.
1 “ штуцер клапана; 2 — внешний цилиндрический сосудfc
жидкостью; 3 — внутренний подвижной полый цилиндр: 4 —
предохранительная трубка; 5 — каплеуловитель; в — воронка
для залива жидкости; 7 — вентиляционный патрубок с сет-
кой; 8 — указатель уровня со спускным краном.
Рис. .3.19. Схемы работы предохрани-
тельного гидравлического клапана.
с — при избыточном давлении в резер-
вуаре; б — при вакуумном давлении
з резервуаре: е —- при давлении в ре-
зервуаре. равном атмосферному.
Так как
то
2^ = 24,
Диаметр внешнего неподвижного пплпндра D„ определяется по первому
условию
102
Подставляя значения d и Dt, получаем
Z?2 = <jl/3\+4fea . (3.70)
Г "д
Глубина погружения внутреннего цилиндра Л., находится из условия, что
объем жидкости в неработающем клапане над нижним срезом его должен создать
гидравлические затворы на давление Лд и на вакуум hB (рис. 3.19, в), т. е.
Заменяя Вг и D2 их значениями, находим
h в д—
м hB + hz
(3.71)
При высоких скоростях газов в кольцевых газоходах клапана жидкость
уносится в виде капель, захватываемых газами, вследствие чего клапан начинает
работать при пониженных hB и 1г-. Для предупреждения этого в верхней части
корпуса клапана ставят каплеуловитель.
Усовершенствованные конструкции дыхательных клапанов
Описанная выше конструкция дыхательного клапана типа ДК имеет су*
щественные недостатки, основными из которых являются: низкая пропуск-
ная способность и возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний
период.
Разработанный институтом ВНИПСПТнефть новый клапан типа НДКМ
лишен этих недостатков. Представленная на рис. 3.20 типовая конструкция
клапана типа НДКМ состоит из соединительного патрубка 1 с седлом 2, та-
релкп 3 с мембраной 4, зажатой между фланцами нижнего корпуса 5 и верх-
него корпуса 6, верхней мембраны 8 с дисками 9 и регулировочными грузами 10.
Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются отверстия для сообще-
ния камеры под крышкой с атмосферой посредством трубки 12. Диски 9 и та-
релки 3 соединены цепочками 14. Межмембранная камера сообщается через
импульсную трубку 15 с газовым пространством резервуара.
Гибкая уплотняющая поверхность тарелки 3 выполнена из второпластовой
пленки. Для устранения колебаний затвора установлена пружина 13. В ниж-
нем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель 16. Для удобства
обслуживания клапан имеет боковой люк 7. Корпус клапана алюминиевый
сварной. Мембрана изготовлена пз бензостопкой прорезиненной ткани. Непри-
мерзаемость тарелки к седлу обеспечивается за счет покрытия соприкаса-
ющихся поверхностей пленкой из фторопласта.
Клапан рассчитан на давление 2000 Па и вакуум 400 Па (для железобетон-
ных резервуаров допускается вакуум 1000 Па). Конструкция клапана пред-
усматривает возможность широкого регулирования пределов его срабатывания.
Срабатывание при вакууме регулируется изменением веса тарелки 3 при по-
мощи сменных грузов (на рисунке не показаны), а срабатывание клапана при
его работе на давление — пзменением количества регулировочных грузов 10.
Клапан работает следующим образом. При образовании вакуума в резер-
вуаре в межмембранной камере клапана (под диском 9) также создается вакуум.
Когда вес узла тарелки 3 будет меньше усилий, которые под действием атмо-
сферного давления давят на нижнюю поверхность мембраны 4 и на выступающую
103
за седло поверхность тарелки, последняя поднимается, в результате чего
газовое пространство сообщается с атмосферой. С увеличением расхода воздуха
через клапан тарелка перемещается вверх без существенного увеличения ва-
куума в резервуаре. Если в резервуаре создается избыточное давление, то оно
передается в мембранную камеру и прижимает тарелку с мембраной к седлу.
Одновременно избыточное давление действует на верхнюю мембрану с грузом,
и при некотором дополнительном давлении, определяемом весом грузов и дисков
мембрана с дисками перемещается вверх,
натягивая цепочки. При достижении
расчетного давления усилие от воздей-
ствия давления на мембрану 8 уравно-
го //
J ч
Рис. 3.20. Непримерзающий мембранный дыхатель- Рис. 3.21. Предохранительный (гидравлический)
ный клапан типа НДКМ. клапан типа КПГ.
весится суммарным усилием от воздействия давления на мембрану 4 и весом
тарелки 5, дисков 9 и грузов 10, а при дальнейшем увеличении давления тарелка
приподнимается.
Техническая характеристика клапанов типа НДКМ приведена в табл. 3.5.
Для работы в комплекте с основными клапанами типа НДКМ разработаны
предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ.
На рис. 3.21 представлена конструкция клапана типа КПГ, состоящая
из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости
гидравлического затвора, верхнего корпуса 6 с патрубком для создания столба
жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс
жидкости при работе клапана, огневого предохранителя 4, крышки 3 для
защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости.
Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутрен-
нюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяется по зеркалу жидко-
сти в чашке с помощью шпилек 1.
Техническая характеристика предохранительных клапанов типа КПГ
приведена в табл. 3.5.
В отличие от типовых клапанов КД, работающих по принципу барботажа,
работа клапанов типа КПГ основана на принципе выброса жидкости гидравли-
104
Таблица 3.5
Основные данные дыхательных клапанов тппа НДКМ и КПГ
Марка клапана
Параметры
Диаметр патрубка, м..............
Давление срабатывания, Па: . . . .
в зависимости от сменной чаш-
ки ..............................
Вакуум срабатывания, Па:
для стальных вертикальных ре-
зервуаров ....................
для железобетонных резервуа-
ров ..........................
в зависимости от сменной чаш-
ки ...........................
Расход воздуха, м3/с:
для стальных вертикальных ре-
зервуаров ....................
для железобетонных резервуа-
ров ..........................
при вакууме 250—400 Па . . .
» » 1000 Па..........
Объем жидкости в гидравлическом
затворе, л ......................
Масса клапана, кг ...............
Габаритные размеры (диаметр и вы-
сота), м.........................
0,15 | 0,20 I 0,25 | 0,35
0,15 I 0,20 | 0,25 I 0,35
2000
1200
156—176
640-685
250-300
350-400
900—1000
0,138 0,250 0,418 0,832 — — — —>
0,250 0,360 0,694 1,390 .— — — —
— — —. .— 0,138 0,250 0,418 0,750
— •— •— — 0,250 0,360 0,750 1,390
— .— — .— 16 16 23 35
43 52 77 105 90 125 170 190
0,46Х 0,51 X 0,64Х 0.85Х 0,7 X О,76Х 0,9 X 0,9 X
Х0,7 ХО,7 Х0,8 Х1.0 XI,2 XI,3 XI,3 Х1,3
ческого затвора. Это позволило увеличить их пропускную способность без
значительного увеличения габаритных размеров, массы и объема жидкости
гидравлического затвора. При повышении давления в резервуаре и в полости а
жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допу-
стимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь
от которого скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре
жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается
на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Для обеспечения
полного выброса жидкости в момент срабатывания на вакуум в чашке имеется
цилиндрическая перегородка с отверстиями, разделяющими ее на две сообща-
ющиеся полости. Площадь кольцевого зазора г между патрубками и перегород-
кой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости
из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. В осво-
божденный кольцевой зазор из сообщающейся полости чашки перетекает оста-
ток жидкости и по мере поступления выбрасывается из затвора, не создавая
заметного превышения вакуума. Выброшенная жидкость сливается через
сливные штуцеры и используется для повторной заливки. После срабатывания
клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой через сво-
бодные газоходы, и клапан типа КД работает как «сухой», обеспечивая более
высокую производительность по сравнению с типовым клапаном.
105
§ 5. ШАРОВЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров и
сжиженных газов получили широкое распространение шаровые резервуары, ра-
ботающие под избыточным давлением. В соответствии с ГОСТ 9463—60 в шаро-
вых резервуарах установлены следующие давления: 0,25; 0,6; 1,0 и 1,8 МПа. При
давлении меньше 0,2 МПа неэкономично применять шаровые резервуары, так как
их вес при этом получается такой же, как каплевидных, а стоимость на 40—
50% выше из-за необходимости штамповки листов, усложнения обработки
кромок и сборки. Материалом для шаровых резервуаров служит низколегиро-
ванная сталь О9Г2С (ГОСТ 5058—65). Для индустриальных методов изготовле-
ние. 3.22. Шаровой
резервуар.
1 ~ узел дыхатель-
ной арматуры; 2 —
поплавк овый указа-
тель уровня; 3 —
совмещенный узел
(шлюзовая камера)
для замера уровня,
температуры нефте-
продукта и отбора
пробы; 4 — запорная
арматура; 5 — при-
емный и раздаточ-
ный патрубки; 6 —
дренажный кран.
ния лепестков оболочки на заводах принят постоянный ряд диаметров шаровых
резервуаров 9, 10,5, 12, 16 и 20 м, соответствующих номинальным объемам 300,
600, 900, 2000 и 4000 м3. Согласно правилам Госгортехнадзора шаровые резер-
вуары отнесены к сосудам первого класса, для которых запас к пределу
прочности должен быть не менее трех, а коэффициент прочности стыковых швов
к = 0,85 4- 0,95.
Оболочка(сферического резервуара опирается на несколько колонн, при- ;
вариваемых непосредственно к корпусу, которые передают давление на бетон- ;
ный фундамент. Для большей жесткости колонны часто соединяют между собой <
системой растяжек (рис. 3.22). ;
Согласно основному уравнению (3.1) для шаровой оболочки (без учета )
явлений местного изгиба и концентраций напряжений у опор) »
T„ + TK = pgR(hn±hr\ ” (3.72) т
где R — радиус шаровой оболочки.
106
Если в резервуаре действует только избыточное давление, то усилия в обо-
лочке во всех точках будут одинаковы?.!!!
у/ __ уц __
(3.73)
Усилия от гидростатического давления будут зависеть от положения рас-
сматриваемой на оболочке точки. Для расчета усилий, возникающих в оболочке
от гидростатического давления, разделим резервуар по линии сечения аа'
(рис. 3.23) на две части и рассмотрим раздельно условия равновесия верхней
и нижней частей.
Расчет верхней части оболочки <р <; <р0
По расчетной схеме на рис. 3.23, а условие равновесия верхней части
запишется так:
А* = Т*, (3.74)
где Лв — сила реакции верхней части оболочки, равная весу нефтепродукта
в объеме оболочки над выделенным элементарным кольцом; Т® — проекция
меридиональных усилий на вертикальный диаметр оболочки.
Выделим на поверхности шара элементарное кольцо ds и примем его за
цилиндрическое с площадью поверхности df = 2лж<2х. При этом ds = R tg щр;
так как тангенсы малых углов равны значению угла, то ds Rdcp, а х =
<р
= R sin ср. Тогда dF = 2л7?2 sin ср cfcp. Полная сила реакции ЛЕ = f dFpy,
о
где ру — проекция переменного гидростатического давления на вертикальный
диаметр
Ру~ p coscp; p=pg/i: h — R(l — cos ср).
Тогда
р = pgR (1 — cosq?)
и
ф
-4е = j 2ziRspg sin ср cos ф (1 — cos ф) dtp.
о
107
После интегрирования
Ав = 2n7?3pg cos2 <р (1 — -j- cosq>) J . (3.75)
Проекция внутренних сил в верхней части оболочки на вертикальный
диаметр
7'у 2nx7’Ssin ф;
Тъу = 2 л 7? 71®! sin2 ф.
Подставляя найденные значения Ав и Тд в уравнение равновесия, получаем
™ _ PgR2 (. 2 cos2 q> \
(3-76)
а на основании основного уравнения (3.72)
„в pgB^ / с ,2 cos2 <р \
Толщину листов верхней части оболочки вычисляют по полному значению
усилий
Тм = 7’м Ты",
Тк-Т'к--Твк.
Расчет нижней части оболочки ф)>ф0
Согласно расчетной схеме, представленной на рис. 3.23, б, условие равно-
весия для нижней части оболочки запишется
АН = АВ + АО = Т*, (3.78)
где Ао — реакция на опорном кольце, равная весу нефтепродукта в объеме
шара
Ао = -| n7?3pg;
— проекция внутренних сил в нижней части оболочки на вертикальный
диаметр
Т* = 2лгП sin (180 - ф); Т* = 2nR sin2 ФП;
г = 7? sin (180 —ф).
Подставляя в (3.78) найденные значения Ао, Ту и Ав, получаем
2л7?3р£ Г~ ~ cos2 ф (1 —cos2 ф')-! лТ?3р£ = 2nRT* sin2ф,
I о Z \ о У _| и
откуда
n--e^(5 + 44jL). (3.79)
Значение Тв найдем из основного уравнения (3.72), в котором
h = 7? [1 -г cos (180 — ф)] = 7? (1 — созф).
Тогда
<3-80)
108 Х
Толщину стенки нижней части оболочки определяют по полному значению
усилий
П-НП И Т'к-п.
Незаполненный шаровой резервуар должен иметь достаточный коэффи-
циент запаса на опрокидывание под действием ветровой нагрузки.
Опрокидывающий момент от давления ветра
M = PB(R-b),
где М — опрокидывающий момент от давления ветра в Н-м; Рв — сила ветра
в Н; R — радиус шара в м; b — расстояние от нижнего полюса резервуара
до земли в м.
Тогда
Рв = рвл/?2/с,
где к — коэффициент сопротивления шаровой поверхности потоку воздуха,
пли аэродинамический коэффициент (к 0,15); р„ — давление [ветра в Па
р — плотность воздуха в кг/м3; w — скорость ветра в м/с.
Расчет колонн следует вести на продольный изгиб по формуле Эйлера
= (3.81)
где РКр — сила, при которой возможна потеря прямолинейности оси колонны
в Н; Е — модуль упругости материала колонн в Па; Zmin — наименьший момент
инерции в м1; L — длина колонны в м; а — коэффициент, зависящий от вида
заделки.
Если один конец колонны заделан, а другой свободен, то а = л/4, а если оба
конца колонн заделаны, то а = 4л2.
Допускаемая нагрузка на колонну
р» __ -Ркр
с ’
где с — запас устойчивости (для стали с 1 -/ 5).
Нагрузка Р, действующая на все колонны, складывается из веса нефте-
продукта Рн п веса оболочки Ро. Тогда число колонн
Опорные плиты изготовляются из бетона М-110. Необходимую площадь
опорной плиты находят из условия работы бетона при осевом сжатии
F =
п [СГб] '
Толщина стальной плиты определяется из условия работы на изгиб по пятой
схеме защемления Т
1 К. В. Сахновский. Железобетонные конструкции. М., Госстройиздат, 1960.
807 с.
109
§ 6. КАПЛЕВИДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Основное назначение каплевидных резервуаров (рис. 3.24) — хранение нефте-
продуктов с высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением
что позволяет значительно сократить потери от испарения по сравнению с «атмо-
сферными» резервуарами. Однако стоимость стандартного цилиндрического
«атмосферного» резервуара значительно меньше каплевидного такого же объ-
ема. Это объясняется сложностью сооружения каплевидной оболочки. Поэтому
непременным условием широкого внедрения каплевидных резервуаров является
его экономичность, которая определяется сравнением размеров дополнительной
стоимости и экономией от сокращения потерь за период амортизации. По-
скольку стоимость металлоконструкций определяется в значительной мере ее
собственной массой, на каплевидные резервуары должно затрачиваться воз-
можно меньше металла. Это условие удается выполнить, используя способность
безмоментных оболочек двойной кривизны, а также уравновешивать распре-
деленные по их поверхности нагрузки растяжением (или сжатием), одновре-
менно действующими в направлении главной кривизны.
Так, из сравнения формул (3.1) и (3.2) следует, что при одинаковых 7>'к и Р
усилие Тк в элементе цилиндрической оболочки будет больше, чем в элементе
двоякой кривизны. Поэтому при равных Р цилиндрическая оболочка будет
толще каплевидной.
В основу определения рациональной формы корпуса резервуара положено
требование полного использования несущей способности металла тонкой обо-
лочки вращения.
ПО
Рис. 3.25. К расчету оболочки каплевидного ре-
зервуара.
Построение контура поверхности каплевидного резервуара
Интенсивность и закон распределения нагрузок, действующих на корпус
резервуара, меняются с изменением уровня продукта и величины давления
в газовом пространстве. Условие равнопрочности, удовлетворенное для одного
случая загружения, не выполняется при других возможных режимах работы
резервуара. Поэтому очертание безмоментной, равнопрочной оболочки следует
искать по наиболее интенсивной нагрузке. Тогда местную концентрацию усилий
от менее интенсивных нагрузок можно компенсировать без ущерба для общей
экономичности сооружения местным утолщением оболочек и введением раци-
ональной системы опор, что подтверждается опытом проектирования. Для
резервуаров, в которых нефтепродукт хранится под давлением, наиболее интен-
сивной и систематически повторяющейся нагрузкой является гидростатическое
давление нефтепродукта при наивыс-
шем уровне в сочетании с максимальным
давлением паровоздушной смеси. Объем
парового пространства при наивысшем
уровне нефтепродукта обычно состав-
ляет около 10% полной емкости резер-
вуара.
Суммарное давление нефтепродукта
и паровоздушной смеси на произволь-
ный, бесконечно малый элемент стенки
корпуса можно выразить так (рис. 3.25)
р=рё(ьи+у),
где р — суммарное давление нефтепро-
дукта и паровоздушной смеси в Па; р
hK — максимальный избыточный напор в паровом пространстве в м; у — рас-
стояние по вертикали от наивысшего уровня продукта до рассматриваемого эле-
мента в м.
При определении формы корпуса условно принимают, что наивысший
уровень нефтепродукта совпадает с вершиной резервуара, и собственный вес
оболочки не учитывают.
Подставляя в уравнение Лапласа (3.1) выражение для давления и требуя,
чтобы усилия растяжения оболочки в направлении главных линий кривизны
были равны и постоянны для всех элементов, т. е.
ТН = ТК~Т ~ const,
получаем уравнение срединной поверхности оболочки
— плотность нефтепродукта в кг/м3;
или, заменяя Т = об,
Ям RK — Т
(3.82)
Если оболочка с поверхностью, удовлетворяющей уравнению (3.82), будет
всюду иметь постоянную толщину, то при действии основной расчетной на-
грузки во всех ее элементах в направлении главных линий кривизны возникнут
одинаковые напряжения растяжения, т. е. будет выполнено условие равно-
прочности оболочки.
111
Уравнение (3.82) является основным уравнением каплевидного резервуара,
так как оно связывает форму корпуса с основной расчетной нагрузкой.
Заметим, что уравнение (3.82) вполне тождественно уравнению поверх-
ности капли жидкости, лежащей на несмачиваемой плоскости:
1 I 1 Р
Нм Т Як а ’
где а — поверхностное натяжение пленки жидкости в Н/м.
Таким образом, равнопрочная относительно основной расчетной нагрузки
безмоментная оболочка постоянной толщины должна иметь очертания капли
жидкости, лежащей на несмачиваемой плоскости. Если в уравнении (3.82)
радиусы кривизны выразить в де-
картовой системе координат, то
получится сложное дифференци-
альное уравнение второго порядка,
аналитическое решение которого
до сих пор не получено. Поэтому
контур сфероида строят методом
последовательного графического
интегрирования. По этому способу
из уравнения (3.82) определяют
радиус кривизны в вершине обо-
лочки при значении у = 0. В по-
люсе А на оси вращения NN', как
во всякой оболочке, полученной
вращением отрезка кривой, примы-
кающей к оси вращения (рис. 3.26):
7?м — Ик = ^0-
Поэтому
р 2<гб
0 pghu
Найдем радиус в некотором
масштабе. Из полюса А по оси
вращения NN' засекаем точку
еболыпую дугу АВ. Затем, изме-
в точке В (hB) и подставив его
значение в (3.82), определим величину радиуса кривизны В^, так как В^ =
= В0. Найденным радиусом R& из центра, лежащего на направлении ради-
уса В®, в точке О2 проводят дугу ВС. Соединив точки С и О2 прямой и про-
должив ее до пересечения с осью NN' в точке тс, находят кольцевой радиус
ЦС = тсС для точки С. Далее из уравнения (3.82) по найденному значению В^
и измеренному гидростатическому напору he находим значение меридиональ-
ного радиуса Bfi для точки С и т. д. Такпм образом, меридиональные радиусы 2?м
последующих участков контурной кривой находим по кольцевым радиусам _RK
предыдущих участков. Построение контурной кривой продолжаем до тех пор,
пока касательная к ней не станет горизонтальной. Плоская часть оболочки
образует днище радиусом г. Огибающую радиусом кривизны О±, О2, О3, . . .
при достаточно большом количестве элементарных дуг можно рассматривать
как эволюту кривой меридионального сечения. Точность построения контура
сфероида зависит от величины элементарных дуг — чем меньше их длина, тем
точнее контур поверхности.
Рис. 3.26. Построение контура оболочки каплевидного
резервуара.
О17 из нее тем же радиусом проведем
рив по чертежу гидростатический напор
112
Один из существенных недостатков способа последовательного графиче-
ского интегрпрования уравнения (3.82) заключается в необходимости несколько
раз выполнять построение контура сфероида, задаваясь различными значе-
ниями растягивающего усиления в металле Т = об до тех пор, пока не будет
найдено очертание оболочки, отвечающее заданному объему У при заданных
значениях Ли и р. Для этой цели необходимо уметь определять величину объема
сфероида по построенному контуру поверхности.
Определение объема каплевидной оболочки
Каплевидная оболочка, опирающаяся на основание плоским днищем, при
действии основной расчетной нагрузки будет находиться в равновесии, потому
что уравнение (3.82) поверхности оболочки является в то же время условием
равновесия всех ее малых элементов.
Рассмотрим равновесие на плоской
части оболочки с учетом соотношения
действующих на нее сил (рпс. 3.27).
Если принять объемный вес про-
дукта за единицу, то сила давления
на часть оболочки, расположенную
выше экватора, численно равна объему
эпюры давления abb'a' и направлена
вверх. Центральная ордината этой
эпюры равна давлению в газовом про-
странстве йи. Сила давления на под-
экваториальную неплоскую часть обо-
лочки чпсленно равна объему, описан-
ному вращением площади abkl. Оба
рассмотренных объема имеют общую
часть в виде кольцевого объема с се-
чением abkm, поэтому можно считать, что на плоскую часть оболочки вверх
действует сила А, численно равная объему mkk'm', вниз —сила В, рав-
ная кольцевому объему сечением ami. В кольцевом сечении, разделяющем
неплоскую часть оболочки и днище, действует сила растяжения Т, посто-
янная для всей оболочки (из условия равнопрочности). Проектирование
всех сил, приложенных к неплоской части оболочки, на вертикальную ось
приводит к выводу, что сила давления А. действующая вверх, должна быть
равна силе В, действующей вниз (так как проекция силы Т равна нулю). Сле-
довательно, объем mkk'm' равен кольцевому объему с сечением ami, т. е.
Vmhk'm' = Vaml- 4
Объем оболочки можно представить как сумму объемов
V—Vimm'i' , Vaml.
Подставив в последнее равенство значение Vaml = Vmhk'm', получим
V = Vimrn'l ’ — Еmkk'm’
ИЛИ
У = ЛГ2(# + ЛИ), (3.83)
где йи — величина избыточного давления в м; г — радиус основания обо-
лочки в м.
8 Заказ 191
113.
Дыхательный клапан для резервуаров высокого давления
Дыхательный клапан резервуаров высокого давления представляет собой
более сложную конструкцию, чем клапаны типов КД и НДКМ.
На рис. 3.28 представлена одна из новых конструкций клапана высо-
кого давления ДКМ-150. Клапан мембранный с управляющим устрой-
ством-командоаппаратом. Работает клапан следующим образом. Давление
из газового пространства резервуара передается через командоаппарат в камеру
над мембраной. Когда давление в резервуаре достигнет расчетной величины,
на которую отрегулирован командоаппарат, мембрана с шариком перемещается
вверх. В результате этого надмембранная камера сообщается с атмосферой,
избыточное давление в ней падает, после этого тарелка под давлением, дей-
ствующим снизу, открывается, сообщая газовое пространство резервуара
Рис. 3.28. Клапан ДКМ-150
для резервуаров высокого
давления.
1 — мембрана; г — крышка;
з — тарелка; 4 — корпус;
5 — присоединительный па-
трубок; в — седло клапана;
7 — защитный кожух; 8 —
патрубок; 9 — огневой пре-
дохранитель; 10 ~ седла;
11 — командоаппараты;
12 — шток; 13 — пружина;
14 — корпус командоаппа-
рата; 15 — шарик; Its — сое-
диняющая трубка.
с атмосферой. Давление срабатывания клапана определяется предварительным
натяжением пружины командоаппарата, что позволяет осуществлять регули-
ровку в пределах (0,01—0,007) МПа.
При работе на вакуум шарик командоаппарата находится в нижнем поло-
жении. В надмембранной камере устанавливается вакуум, равный разрежению
в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения
вакуума вес узла тарелки уравновешивается усилием от атмосферного давления
на нижнюю поверхность мембраны, и тарелка перемещается вверх, соединяя
газовое пространство резервуара с атмосферой. Таким образом, вакуум сра-
батывания определяется весом тарелки клапана.
§ 7. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Железобетон — сочетание бетона и стальной арматуры, используемое для
совместной работы в конструкции как одно монолитное целое. Поскольку бетон
хорошо сопротивляется сжатию, но обладает относительно небольшой проч-
ностью на растяжение, бетонные конструкции приходится проектировать так,
чтобы растягивающие напряжения в бетоне совсем не возникали или были
очень незначительны. Это приводит к тому, что бетонные конструкции делаются,
как правило, массивными, а область их применения ограничивается. Введение
в бетон стальной арматуры, работающей преимущественно на растяжение,
114 '
дает возможность не только существенно сократить расход бетона, но также
выполнить из железобетона такие конструкции, которые нельзя было бы осу-
ществить из неармированного бетона. Совместная работа стали и бетона дости-
гается за счет сил сцепления между обоими материалами и наличия сил трения,
вызываемых усадкой бетона, обжимающей стержнп арматуры, приданием
арматуре периодического профиля, сваркой ее в каркасы и сетки при помощи
отгибов стержней и устройства крюков. Разница в коэффициентах температур-
ного расширения стали и бетона в большинстве случаев невелика (для бетона
в зависимости от рода наполнителя коэффициент равен от 0,000012
до 0,000007 1/°С, для стали 0,000012 1/°С. Поэтому при изменении температуры
в пределах немногих десятков градусов усилия, стремящиеся сдвинуть арма-
туру по отношению к бетону, хотя и возникают, но они относительно незна-
чительны, так что силы связи между обоими материалами успешно им противо-
стоят. Бетон предохраняет заключенную в нем стальную арматуру от коррозии.
Проектирование железобетонных резервуаров производится в строгом соответ-
ствии с требованиями, изложенными в СН 326—65.
Механические свойства бетона зависят от следующих факторов: от каче-
ства применяемых цементов, характеристик заполнителей, состава бетона,
водоцементного соотношения, а также от способа приготовления бетона, его
укладки и обработки в конструкции. Для железобетонных резервуаров реко-
мендуется применять силикатные цементы (портландцементы) марки не ниже
170 с минимальным содержанием свободной извести. Вода для приготовления
бетона не должна быть загрязнена кислотами, щелочами и органическими
веществами.
Песок — кварцевый, кварцево-полевошпатный мелкий (с диаметром зерен
менее 1 мм) с содержанием органических примесей и глины не более 2%.
В качестве крупного заполнителя применяется природный гравий или
щебень из твердых горных пород. Наибольший размер гравия или щебня не
должен превышать 1/5 толщины стенки резервуара.
Многочисленными опытами доказано, что прочность бетона в определенный
срок при твердении в нормальных условиях зависит главным образом от проч-
ности (активности) цемента и от водоцементного соотношения (В/Ц). Под водо-
цементным соотношением в этом случае понимается отношение веса воды к весу
цемента в свежеприготовленной бетонной смеси. Прочность бетона повышается
с уменьшением В/Ц.
Состав бетона (весовое соотношение между цементом, песком и гравием)
для резервуаров рекомендуется 1 : 1,5 : 3 или 1:2:4.
• Таблица 3.6
Водоцементное отношение (В/Ц) некоторых бетонов
Бетоны Значения В/Ц
при клинкер- ных це- ментах при бесклин- керных и ма- локлинкер- ных шлако- вых цементах при сульфо- тированных глиноземли- стых цемен- тах
Плотные (для слабоагрессивных сред) . . 0,65-0,56 0,60—0,51 0,70-0,61
Повышенной плотности (для агрессивных сред) 0,55-0.51 0,50—0,40 0,60-0,51
Особо плотные (для спльноагрессивных сред) 0,50-0,40 — 0,50—0,40
8*
115
Рекомендуемые пределы водоцементных соотношений в плотных бетонах
приведены в табл. 3.6.
По степени фильтрации илп по проницаемости бетоны разделяются на
марки, характеризующие пх стандартную (по ГОСТ на гидротехнический бетон)
водопроницаемость: В-2, В-4, В-6, В-8.
Наиболее агрессивными средами являются нефтепродукты — дизельное
топливо и отработанное машинное масло, содержащее кислоты. Для этих нефте-
продуктов следует применять особые бетоны повышенной прочности.
Конструкции железобетонных резервуаров
Железобетонные резервуары по геометрической форме разделяются на
цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее
распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации
и имеющие конструктивные преимущества.
Цилиндрические стенки резервуаров, испытывая преимущественно осевые
растягивающие усилия, могут иметь небольшую толщину (практически б при-
нимают не менее 8—10 см). Арматура стенок состоит из горизонтальных стерж-
ней, образующих замкнутые кольца, и вертикальных стержней. Наиболее
ответственным узлом резервуара является сопряжение стенкп с днищем, кото-
рое осуществляется при помощи армированных вутов и добавочных стержней
для восприятия растягивающих усилий. Горизонтальные стержни восприни-
мают кольцевые усилия. Эти усилия увеличиваются к нпжней части резервуара
(рис. 3.29), однако, начиная примерно с 2/з высоты от верхней части, кольцевые
усилия благодаря жесткой связи стенкп с днищем перестают возрастать и посте-
пенно уменьшаются к нижней части.
В связи с этим сечение кольцевой арматуры, вычисленное по наибольшему
усилию, обычно постоянное в нпжней части стенки, в верхней же части оно
уменьшается соответственно с уменьшением кольцевых усилий. Вертикальные
стержни являются не только монтажными, служащими для удержания колец
во время бетонирования, но необходимы также п для восприятия изгибающих
моментов, действующих в вертикальных плоскостях. Эти стержни обычно при-
нимают несколько меньшего диаметра, чем кольцевые стержни, и располагают
на расстоянии 10 — 20 см друг от друга. В резервуарах большого диаметра
перекрытие собирается из отдельных плит, опирающихся на промежуточные
стойки: иногда по концентрическим кругам, а чаще прямоугольной сеткой осей
с шагом 3,5—4,5 м. Сечение стоек квадратное, не менее 25 X 25 см. Перекрытие
цилиндрических резервуаров обычно безбалочное, а для резервуаров диаметром
до 15 м купольное, без промежуточных стоек. В настоящее время разработаны
типовые проекты на различные емкости объемом от 500 до 30 000 м3 с безбалоч-
ным перекрытием. Толщина плиты безбалочного перекрытия п днища принимается
не менее 12 см, толщина купольного покрытия не менее 8 см.
Внутренняя поверхность днища устраивается с уклоном 1 : 100 в сторону
сборного колодца.
Фундаменты под стойками при безбалочной конструкции перекрытия
устраиваются в уровень с подошвой днища в виде обратных капителей. При
отсутствии грунтовых вод фундаменты можно располагать и ниже днища, что
менее надежно в отношении образования трещпн, но обходится дешевле.
Стенки прямоугольных резервуаров (рис. 3.30) работают на изгиб в гори-
зонтальном и вертикальном направлениях и обычно имеют большую толщину,
чем стенки цилиндрических резервуаров тех же размеров. Слабым местом
116
у прямоугольных резервуаров являются углы, которые обычно усиливаются
вутами с добавочной арматурой для обеспечения жесткой связи стенок между
собой. Однако в этих резервуарах можно использовать имеющуюся площадь
Рис. 3.29. Цилиндрический
железобетонный резервуар.
1 — колонны; 2 —смотровой
люк; 3 — отверстия для вы-
тяжной трубы; 4 — сливной
люк.
когда требуется расположить несколько резервуаров рядом. Размеры таких
резервуаров в плане ничем не ограничены; высота же их редко бывает больше
6 м. В резервуарах малого объема стенки имеют вид простых плит, которые
.могут быть постоянной толщины по всей высоте. Резервуары большого объема
117
могут быть разделены на камеры с одной или несколькими промежуточными
стенками. При большой длине резервуара делают ребра жесткости.
Перекрытия прямоугольного резервуара выполняют ребристыми с плитами,
опираемыми по контуру, или безбалочными, которые получили наибольшее
распространение. Днище при хорошем грунте может быть бетонное толщиной
30—50 см, причем в этом случае необходима хорошая связь его с железобетон-
ными стенками, достигаемая закладкой стержней-коротышей. Чаще днище
выполняют железобетонным с утолщением под стенками и стойками.
Расчет прямоугольных и многоугольных резервуаров
Способ расчета стенок резервуара, имеющих в плане очертание прямо-
угольника, зависит от принятой конструкции и соотношения размеров резер-
вуаров (рис. 3.31).
Phc.J3.31. Прямоугольный сборный железобетонный резервуар объемом Рис. 3.32. Эпюры усилий и
2000 м3. моментов в стенке прямо-
1 — сборное перекрытие; 2 — монолитное днище; 3 — световой люк; 4 — угольного железобетонного
люк-лаз; 5 — вентиляционный патрубок; 6 — приямок. резервуара.
Открытые прямоугольные резервуары со стенками без ребер при отношении
высоты к большому размеру в плане, более двух, для расчета разбиваются
по высоте на отдельные пояса-рамы. Каждый пояс представляет собой замкну-
тую горизонтальную раму с пролетами а и b (рис. 3.32), нагруженную внутрен-
ним давлением р, которое вызывает в элементах рамы продольные силы и изги-
бающие моменты. Продольные силы Na и Nb определяются из условия равно-
весия внутренних и внешних сил:
^□ = 4; ^=4» (3.84)
118
где р — гидростатическое давление в заданном сечении в Па
Р = pgh.
Угловые моменты можно определить по теореме трех моментов, рассматри-
вая замкнутый контур как неразрезанную балку. Для резервуаров квадратного
сечения в плане (при а ~ Ъ):
МЕ = -'^. (3.85)
Эти формулы применимы и для резервуаров, имеющих в плане форму
правильного многоугольника, так как вследствие симметрии не происходит
поворотов углов и, следовательно, все элементы будут жестко закреплены.
Таким образом, для многоугольного резервуара справедливы формулы (3.85),
а продольные силы могут быть рассчитаны по формуле
2 ’
где d — диаметр вписанного круга в м.
Расчет прямоугольного резервуара, разделенного на два отделения вну-
тренней перегородкой, производится так же, как и расчет горизонтальной
двухпролетной замкнутой рамы. Для траншейных резервуаров выгодно при-
менять промежуточные затяжки по длине. Растягивающие усилия в затяжках
и моменты в стенках находятся из расчета соответствующих рам или по готовым
формулам.
Изгибающие моменты и продольные растягивающие силы в стенках прямо-
угольного резервуара с отношением сторон от 0,5 до 2 от действия гидростатиче-
ской нагрузки могут быть определены также по специальным таблицам.
Расчет цилиндрических железобетонных резервуаров
Наиболее опасными напряжениями в железобетонных резервуарах
являются напряжения растяжения. Поэтому элементарный расчет цилиндри-
ческих резервуаров по стадии разрушения сводится к подбору сечения кольце-
вой стальной арматуры, воспринимающей кольцевые растягивающие усилия,
и к определению толщины бетонной стенки. Сечение бетонной стенки корпуса
рассчитывается также при работе бетона на растяжение из условий получения
необходимого запаса прочности против образования трещин.
При расчете статически неопределимая конструкция цилиндрического
резервуара может быть расчленена на более простые элементы: стену (замкну-
тую цилиндрическую оболочку), днище (плиту на упругом основании) и перекры-
тие. Это допущение возможно, так как толщина и высота стенки резервуаров,
применяющихся на практике, таковы, что в соответствии с теорией расчета
оболочек краевые усилия, приложенные к верхнему контуру цилиндрической
стенки, практически не оказывают влпянпя на величину усилий, возникающих
при сопряжении стенки с днищем.
Определение площади сечения кольцевой арматуры
Поскольку гидростатическое давление изменяется по высоте резервуара,
стенку резервуара разбивают на несколько сечений через равные промежутки
(например, через 1 м). Сечение арматуры каждого пояса определяют по макси-
мальному давлению, т. е. треугольную эпюру давлений заменяют ступенчатой.
119
Согласно формуле (3.1) растягивающее кольцевое усилие на единицу длины
горизонтального сечения стенки резервуара (в Н/м)
Т = pgRh,
где h — глубина погружения расчетного сечения под уровень нефтепродукта
в м.
Площадь поперечного сечения кольцевой арматуры определяется из усло-
вий, что все кольцевое усилие воспринимается арматурой:
Ра = ^~-к, (3.86)
где к — общий коэффициент запаса прочности (к = 1,8); стт — среднее значение
предела текучести стали в Па.
Толщина стенки 6 для каждого сечения определяется из условия монолит-
ности железобетонного резервуара, при которой арматура и бетон работают
совместно. Следовательно,
^Тр = ^б.Р + ^а, (3.87)
где Т — растягивающее кольцевое усилие в Н/м; /стр — коэффициент трещино-
устойчивости (при давлении до 0,1 МПа /стр = 1,3); F6 — площадь поперечного
сечения бетонной стенки, приходящаяся на единицу длины; 6 — толщина
стенки рассчитываемого пояса резервуара в м; об.р — предел прочности, бетона
на растяжение в Па
1 3/-9.
Об.Р=-2-у оо;
сгб — предел прочности кубического образца бетона на сжатие (т. е. марка
бетона) в Па; ста — допустимое растягивающее напряжение в стальной арма-
туре в Па.
Из условия монолитности относительные деформации арматуры и бетона
должны быть равны
еа — 8^ — 8.
Следовательно,
<та = еб^,
где Е — модуль упругости стали в Па.
Многочисленными опытами установлено, что к моменту образования тре-
щин предельное относительное удлинение бетона еб = 0,0001, напряжение
в стальной арматуре в этот момент будет равно
оа = 8&Е = 0,0001 • 20,5 • 1010 20,5МПа.
Подставив значения Fa, F6 и аа в (3.87), получим
отсюда толщина стенки резервуара
(^ТпПт - \
р п ... . (3.88)
<Д5. рОт / ' '
Если подставить рекомендуемые значения А: к, ста и принять пт =
= 250 МПа, то окончательно получим 6 в м:
6 = 1,15-^-. (3.89)
р
120
Для предупреждения образования трещпн допускаемая нагрузка, найден-
ная из расчета появления трещин, должна быть всегда больше нагрузки, опре-
деленной из условия передачи всего растягивающего усилия на арматуру, т. е.
р~Ь ^а17!
Атр к
Из последнего условия нетрудно найти неооходимое насыщение стенки
резервуара арматурой, при котором не возникает в бетоне трещин. Обозначив
через ц = FJFq коэффициент армирования
на F6, получим
р = р . (3.90)
А-тр^т _
В действительности стенка цилин-
дрического резервуара закреплена у дни-
ща и у перекрытия и кроме растягивающих
усилий она подвергается еще изгибу по
образующей. Поэтому при расчете ци-
линдрических резервуаров большого
объема и прямоугольных резервуаров
необходимо также рассчитывать и верти-
кальную арматуру.
Расчет сводится к следующему.
Из стенки резервуара выделяют вер-
тикальную полоску шириной, равной еди-
п разделив обе части неравенства
Рис. 3.33. Расчетная схема железобетонного
резервуара.
нице, нагруженной треугольной нагрузкой от гидростатического давления.
Выделенную полоску7 рассматривают как балку, лежавшую на сплошном упру-
гом основании. Для нее находят уравнение упругой линии, а затем изгибающий
момент и поперечную силу.
Железобетонные цилиндрические резервуары с жесткой заделкой стенок
в днище более точно следует рассчитывать методом сил, разработанным
П. Л. Пастернаком (расчетная схема приведена на рис. 3.33). Не излагая
здесь подробно этот метод, приведем только некоторые окончательные уравне-
ния и формулы для расчета цилиндрических резервуаров с переменной толщи-
ной стенок. Стенка такого резервуара рассчитывается по этому методу так же,
как и любая статически неопределимая система по методу сил, т. е. для опре-
деления изгибающих моментов и поперечных сил для места сопряжения стенки
с днищем составляются два линейных уравнения упругости:
бцМд т- §12-^д — Д1р;
^21-^Д т - §22^Д = ^2р,
(3.91)
где Мя — изгибающий момент в заделке, действующий в плоскости мериди-
онального сечения; — поперечная сила в плоскости меридионального
сечения; 611( 612, S2i, S22^ip, А2р—единичные упругие деформации (при уве-
личении в EI раз)
-----—о-; 61г — 621
1-1,25-У
2 ^1-1,25
121
(1 0,25 s ,1( , g ,
X __ \_________1 > ‘'у. д „ ( p °K n \.
“2 ” (1-1,25-^) 3 ’ 4Z бд ”P^’
c4
A _ дд p
A2p---4~ -^Д-
Здесь S„ = 1/ — = 0,76|/"6g7? — величина, обратная коэффициенту
F ! о
гибкости стенки у днища т, т. е. 5Д = i]m; <5Д и <5К — толщина стенки у днища
и перекрытия; Рл и Рк — горизонтальная нагрузка на уровне днища и пере-
крытия; при гидростатическом давлении Р = pgH', Н — высота резервуара;
р — плотность нефтепродукта, Р.л = 0 при отсутствии давления грунта; R —
радиус резервуара;
При постоянной толщине стенки <5Д = 6К I = оо.
Тогда
6ц = 5д; 612 = 6.л = ^-; 622 = 4’
' о4 с 4
Л — (Р — РУ Л — Р
п1р ~~ 4/ \гя п2р — 4 rn,
а расчетные уравнения приводятся к виду
<?2 04
5дМдЧ-ЗДд = |а-(Рд-Рк);
" т: 4-1
^мд+<ууд=^рд.
Определив по (3.91) значения 7ИД и 7УД, изменяющиеся по высоте стенки,
изгибающие моменты М и кольцевые усилия Т найдем из уравнений:
М = {Мд 4- SRN^ г]2;
7’ = Р7? + ^-[ц2Мд-(Мд + 5дЛ^д)т11], (3.92)
где
щ = e~x/sA cos ; г]2 = е~ж/8Д sin .
дд Лд
PR — статически определяемое кольцевое усилие; х — расстояние от уровня
нефтепродукта в резервуаре до расчетного пояса.
Задаваясь коэффициентом армирования ц, полезная толщина стенки 60
определится по максимальному моменту
бо==1/---- ^maxq—- (3.93)
- X °б. И /
где <?б.н — предел прочности бетона на сжатие при изгибе.
Полная толщина стенки
б = 6ож4 + 0,015,
где d — диаметр стержней арматуры в м.
122
Сечение вертикальной арматуры
Л = Н^б.
Сечение кольцевой арматуры определяется по (3.86).
Днище резервуара рассчитывается как круглая плита на упругом основа-
нии (в случае же высокого уровня грунтовых вод следует считать и на нагрузку
от их давления). Если железобетонные резервуары располагаются в зоне грун-
товых вод, то имеется опасность их всплывания. Проверку устойчивости на
всплывание ведут так же, как и для стальных подземных резервуаров.
В резервуарах большого объема сборной конструкции необходимо учиты-
вать силы трения, возникающие между основанием стенки и днищем. Расчетное
кольцевое усилие
TK = pghR—~Цл^ц, (3.94)
Л7 о /
где У¥тр — сила трения между стенкой и днищем
рс — давление от собственного веса покрытия и стенки на 1 м длины ее основа-
ния; ц — коэффициент трения стенки по днищу, принимаемый ^равным 0,5
при наличии уплотняющего слоя из битума, рубероида и др.
Расчет напряженно-армированных железобетонных резервуаров
Известно, что бетон обладает крайне слабой сопротивляемостью растяги-
вающим усилиям. Даже применение бетона повышенной марки незначительно
увеличивает сопротивляемость его растяжению. Как уже отмечалось в преды-
дущем параграфе, при напряжениях в кольцевой арматуре в монолитном бетоне
20,5 МПа возникают первые волосяные трещины. Это обстоятельство не поз-
воляет в обычном железобетоне эффективно использовать арматуру из высоко-
прочных сталей. Между тем применение высокопрочных материалов позволяет
значительно сократить стоимость резервуара.
Проблема трещиноустойчивости железобетонных резервуаров успешно
была разрешена созданием специальных напряженно-армированных железо-
бетонных резервуаров путем предварительного обжатия их стенок арматурой
с таким расчетом, чтобы в них под действием гидростатического давления оста-
вались сжимающие напряжения или, в крайнем случае, возникающие растя-
гивающие напряжения не превышали предельного значения, при котором обра-
зуются трещины в бетоне. Предварительное напряжение арматуры производится
после того, как бетон достигнет 70% требуемой прочности. Вследствие усадки
и ползучести бетона, а также частичного смятия его под арматурой последняя,
следуя за бетоном, теряет часть растягивающих напряжений, а бетон — часть
сжимающих напряжений. Указанные потери напряжения доходят до 150 МПа.
Поэтому требуется применять высокопрочную арматуру для полной компенса-
ции потерь и создания большого запаса предварительного напряжения сжатия
бетона. Как показали расчеты, при применении в резервуарах предварительного
напряжения общий расход металла может быть снижен на 25—30%, а расход
бетона на 10—20%.
При обеспечении трещиноустойчивости только за счет предварительного
напряжения, т. е. без учета работы бетона на растяжение, стенку резервуара
можно выполнить из отдельных секций с вертикальными швами между ними.
123
Рис. 3.34. Сечение стен-
ки предварительно напря-
женного железобетонно-
го резервуара.
Это позволяет изготовлять отдельные секции в заводских условиях и применять
индустриальные методы строительства, что также удешевляет стоимость резер-
вуара.
На рис. 3.34 представлен разрез боковой стенки предварительно напряжен-
ного железобетонного резервуара. Сечение стенки состоит из слабо армирован-
ного бетонного сердечника 1 с арматурой 2, который обжимается предвари-
тельно напряженной кольцевой арматурой 5, наружной торкрет-штукатурки 4,
защищающей предварительно напряженную арматуру от коррозии, внутрен-
него защитного экрана 5, предохраняющего нефтепродукт от утечек.
Предварительно напряженные конструктивные части резервуара рассчи-
тывают на прочность и трещиноустойчивость. Отличительная особенность пред-
варительно напряженного бетона по сравнению с обыч-
ным — более позднее появление трещин, поэтому расчет
на прочность производится, как и для обычного железо-
бетона, по стадии разрушения без учета сопротивления
бетона растяжению.
Площадь сечения основной предварительно напря-
женной арматуры Fa. п определяется для каждого уча-
стка высотой 1 м. Полное растягивающее усилие Т =
= pghR воспринимается кольцевой арматурой
TA: = Fa.nan.n. + Fa.HaT(
где к — коэффициент запаса прочности (к — 2,5); стп, п—
предел прочности напряженной арматуры; Fa_ н — пло-
щадь сечения обычной арматуры сердечника; от — пре-
дел текучести арматуры сердечника
Fa п = Fa- н<Тт-? (3.95)
tfn. п
Величина монтажного предварительного напряжения сжатия бетона Об,
находится из условия равенства усилий в напряженной арматуре и в сердечнике
Fa.^^F^+Fb' нпа.Н:
отсюда
(3.96)
где <та1 — предварительное монтажное напряжение в арматуре; о,н — напря-
жение сжатия в арматуре сердечника; F6 — площадь поперечного сечения
бетонного сердечника
^а.к «Гем,
ста. к — предварительное напряжение арматуры, контролируемое при натя-
жении (Оа. к 0,6пн); <тп — потеря предварительного напряжения от усадки
и ползучести бетона (<тп (40 100) МПа); он — нормативное сопротивление
напрягаемой арматуры; псм — потеря предварительного напряжения от смятия
бетона под витками кольцевой арматуры (асм = Ю МПа).
Величина напряжения сжатия в арматуре сердечника ста, н находится
из условия равенства деформации сердечника еа и бетона еб.
124
По закону Гука
^а, н
A.i
О'б .
Е6 ’
Е.
&а. н—: р, бГд,, Са. н — ТШб,.
Mi
Здесь Ея и Е6 — модули упругости арматурной
Подставляя значение <та. н в (3.96), получаем
стали сердечника и бетона.
Fа. пО^
°61 ^б + п/’а.н
или, выразив через коэффициент армирования
Еа
F6’
61 l + прн а1’
где цп и цн — коэффициенты армирования для
(3.97)
предварительно напряженной
и нормальной наружной кольцевой арматуры сердечника.
Минимальная толщина стенки сердечника вычисляется по формуле
<5min = 3.25^,
(3.98)
где сгб — предел прочности бетона на сжатие.
§ 8. ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ ПОД РЕЗЕРВУАРЫ
Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку
от веса сооружения на основание.
Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подошвы
фундамента и воспринимающая давление, передаваемое фундаментом.
Грунты, находящиеся в условиях их природного залегания, являются
естественными основаниями сооружений, а грунты, предварительно уплотнен-
ные или укрепленные другими способами, искусственными основаниями.
Крупноблочные, песчаные и глинистые грунты состоят из отдельных мине-
ральных частиц (скелета грунта), между которыми имеются промежутки —
поры, заполненные водой, воздухом или цементирующим веществом. Твердые
частицы грунта имеют различную величину (от нескольких сантиметров до
тысячных долей миллиметра) и различную форму (кубовидную, призмовидную
или пластинчатую). Физические и механические свойства грунтов зависят от
свойств составных частей и от их взаимодействия.
Плотность р — отношение массы частиц грунта, высушенных до пол-
ной потери влаги, к объему, занимаемом!7 этими частицами.
Порист.ость грунта п — доля объема пустот Vn в общем объеме
грунта (V = Vn — Vc, где Vc — объем твердых частиц (скелета) грунта)
п = Гп_ = 1________Ус_
Еп + Гс Еп + Ус*
(3.99)
Коэффициент пористости грунта ц — отношение объема пор
к объему твердых частиц, т. е.
к (З.ЮО)
Рс 1 —п
откуда
125
Рис. 3.35. Компрессионная кривая
грунта.
I — кривая нагрузки; 2 — кривая
разгрузки; з — прямолинейный уча-
сток.
Угол естественного откоса — наибольшее значение угла,
который с горизонтальной плоскостью образует поверхность грунта, отсыпан-
ного без толчков и сотрясений. Угол естественного откоса (угол внутреннего
трения грунта) характеризует сопротивление грунта сдвигу.
Сжимаемость грунтов. По мере изменения нагрузки на грунт
будет меняться и величина коэффициента пористости. Кривая е = f (р), отра-
жающая зависимость между деформацией и нагрузкой, называется компрес-
сионной кривой.
На рис. 3.35 изображена характерная компрессионная кривая наиболее
часто встречающихся грунтов. На этой кривой можно выделить участок АВ,
отражающий естественное уплотнение грунта, которое он приобрел в условиях
природного залегания. Следовательно, е0 —
коэффициент пористости до приложения внеш-
ней нагрузки. При нагрузке, большей при-
родного давления, деформация начинает уве-
личиваться быстрее, чем и объясняется перегиб
в точке В. Для образца грунта с нарушенной
структурой участок АВ отсутствует. Кривая
разгрузки не совпадает с кривой нагрузки,
а проходит ниже ее. В небольшом начальном
промежутке кривой до давления рг кривую
можно заменить прямой ВС. Тогда в пределах
этого участка зависимость между коэффициен-
том пористости е и давлением р выразится ура-
внением
= (ЗЛ01)
где а — коэффициент уплотнения грунта
в данном интервале изменения нагрузки.
На начальном прямом участке компрессионной кривой можно принять, что
деформация прямо пропорциональна нагрузке, следовательно, относитель-
ное укорочение элемента грунта можно вычислить, пользуясь известными
формулами обобщенного закона Гука.
Нормальные фундаменты под резервуары
Фундаменты под резервуары являются наиболее ответственной частью
всего сооружения, так как принимают на себя гидростатическое давление
нефтепродукта в резервуаре, что позволяет резко уменьшить толщину листов
днища. Неправильно спроектированный фундамент может быть причиной
неравномерной осадки резервуара, вследствие чего в корпусе и днище
появляются трещины, а в некоторых случаях происходит полное его разруше-
ние. Площадки, на которых возводятся резервуары, следует выбирать так,
чтобы давление на грунт р было бы меньше допускаемого /?доп::’
Р = PgH,
где Н — высота резервуара; р — плотность самого тяжелого нефтепродукта.
Нормальные фундаменты строят из крупнозернистых материалов (песка,
гальки, гравия, щебня и других), которые передают давление на большую
площадь и дают небольшую равномерную осадку. Они выгодно отличаются
126
от монолитных фундаментов тем, что благодаря отсутствию связанности между
отдельными частями крупнозернистых материалов обладают эластичностью
и перераспределяют усилия, передающиеся грунту при неравномерной осадке,
локализуя тем самым ее вредное влияние на резервуар. Поэтому такие фунда-
менты незаменимы, когда резер-
вуар строится на насыпных грун-
тах, насыщенных водой. В этом
случае в первый момент времени
нагрузка от резервуара будет
целиком передаваться на грунто-
вую воду, заключающуюся в по-
рах грунта. Напор грунтовых вод
увеличится и начнется фильтрация
воды из-под дна резервуара по
направлению к свободной поверх-
ности земли. Токи фильтрации бу-
Рис. 3.36. Токи фильтрации в грунте.
а — под резервуаром, не имеющим песчаное основание;
б — под резервуаром, имеющим песчаное основание
дут иметь впд, показанный на
рис. 3.36, а. Наибольший напор грунтовых вод будет в точке 0. Затем величина
напора будет падать вдоль линии фильтрации до нуля на поверхности земли за
пределами основания резервуара. Таким образом, под резервуаром возникает
гидродинамическое давление на грунтовый скелет, стремящееся выдавить грунт
।_____________________________ на поверхность. Ввиду малой
' "1 сопротивляемости грунтового
Рис. 3.37. Нормальный фундамент для вертикального сталь-
ного резервуара.
а— объемом 5000 м3; б — объемом 10 000 м3.
Примечание. Размеры указаны в метрах.
скелета сдвигу при значи-
тельных нагрузках может про-
изойти разрушение основа-
ния вследствие размыва
грунта. В таких случаях
наличие под резервуаром ио-
душки из крупнозернистых
материалов изменяет направ-
ление токов фильтрации, так
как подушка не оказывает
существенного сопротивления
фильтрации грунтовой воды
(рис. 3.36, б). Размыва грунта
при этом не происходит, по-
тому что дренирующая воду
подушка предохраняет цело-
стность грунта в течение всего
процесса фильтрации. Нор-
мальный фундамент под ре-
зервуары (рис. 3.37, а) состоит
из грунтовой подсыпки, по-
душки из крупнозернистых материалов и гпдроизолирующего слоя. Грунтовая
подсыпка производится после срезки и удаления растительного слоя толщиной
15—30 см. Для грунтовой подсыпки лучше использовать щебенистые, гравийные
и песчаные грунты. Допускаются глинистые и суглинистые грунты влажностью
не более 15%. На макропористых грунтах для подсыпки лучше использовать
суглинистые грунты естественно!! влажности (без дренирующих примесей).
Подсыпку желательно выполнять из однородных грунтов горизонтальными
127
слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением. Толщина
слоя подсыпки 0,5—2,0 м.
Подушку фундамента устраивают толщиной 20—25 см из зернистых мате-
риалов. Максимальный поперечник частиц не должен превышать 10% от тол-
щины подушки. Радиус подушки на 0,7 м больше радиуса резервуара. По-
скольку наибольший напор грунтовых вод наблюдается под центром днища
резервуара, верхнюю полость подушки целесообразно делать с уклоном от
центра основания. Высота конуса в центре 0,0157?. Конус также разгружает
днище от термических напряжений и позволяет полнее удалять из резервуара
подтоварную воду. Подушка укладывается с откосами 1 : 1,5, поверх нее из
крупнозернистых материалов устраивают гидроизолирующий слой толщиной
80—100 мм (на макропористых грунтах толщина слоя должна быть увеличена
в 2—2,5 раза). Гидроизолирующий слой предохраняет металл днища от кор-
розии под действием грунтовых вод, а макропористые осадочные грунты от
увлажнения в случае утечки воды через днище резервуара. Гидроизолирующий
слой изготовляют путем тщательного перемешивания супесчаного грунта (90%
объема смеси) с вяжущим веществом (10%) — жидкие битумы, каменноугольные
дегти, полугудроны и мазуты. Супесчаный грунт должен быть влажностью
не более 3% и иметь следующий гранулометрический состав: 60—85% по объему
песка размером песчинок 0,1—2 мм, 15—40% песчаных пылевидных и гли-
нистых частиц размером менее 0,1 мм. Гидроизолирующий слой следует укла-
дывать без подогрева, равномерно по всей поверхности подушки с уклоном
от центра к краям при последующем уплотнении дорожными катками.
Готовый фундамент должен иметь вокруг резервуара бровку шириной
0,7 м и откосы с уклоном 1 : 1,5 и 1 : 2, замощенные булыжником или бетон-
ными плитами. Для отвода вод вокруг основания устраивается кювет с уклоном
I = 0,005 к приемнику ливневой канализации. Для резервуаров объемом
10 000 м3 и более при проектировании фундамента необходимо предусматри-
вать бетонное кольцо шириною 1 м и высотой 0,2 м (рис. 3.37, б).
Расчет осадки резервуаров
Расчет предполагаемой полной осадки резервуара производится на основе
следующих положений.
1. Принимается, что осадка происходит только после дополнительной
нагрузки от веса резервуара сверх расчетного сопротивления от собствен-
ного веса лежащих выше слоев.
2. Считается, что осадка происходит только за счет деформации грунта
в пределах некоторой толщи ограниченной мощности (активная зона), начина-
ющейся от начальной плоскости приложения нагрузки. Нижняя граница
сжимаемой толщи принимается на топ глубине от подошвы фундамента, на
которой дополнительное давление составляет 20% от расчетного сопротивле-
ния на глубине заложения грунта.
3. Распределение давлений в грунте от веса резервуара принимается по
формуле, полученной на основе рассмотрения грунта как упругого тела
Рг = ср,
где с — коэффициент распределения давления в грунте, зависящий от отноше-
ния D]z. Значения с даны в следующей таблице:
P/z 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 2,0 3,0 5,0
с 1 0,96 0,8 0,61 0,45 0,34 0,26 0,20 0,16 0,11 0,05 0,02
128
Здесь D — диаметр резервуара; z — глубина, на которой определяется рг;
р — нагрузка от веса резервуара 1
Н — полная высота резервуара; р — плотность наиболее тяжелого нефте-
продукта.
Если испытание резервуара на прочность производится заполнением его
водой, то ртах = 1000 кг/м3.
4. Поскольку дополнительное давление в грунте от веса резервуара в пре-
делах сжимаемой толщи непостоянно и уменьшается с возрастанием глубины,
то для определения осадка сжимаемая толща разбивается на отдельные слои
толщиной не более 0,4ZZ
5. Расчетное сопротивление на глубине заложения грунта рр, возника-
ющее под действием вышележащих пластов, определяется по гидростатическому
закону:
jPpi = ^iPrpigl Рр2 ~ ^2^Ргр2 "Ь ^1£РгР1»
Рр3 = Рр2 “Г ^З^Ргрз ••• Ррп ~ Ppn-1 “ ^SPppn,
где рр — расчетное сопротивление в подошве n-го пласта; hn — мощность п-го
пласта; рГРп — плотность грунта и-го пласта.
6. Принимается, что деформация сжатия каждого слоя толщиной h проис-
ходит при отсутствии бокового расширения и величина ее может быть опре-
делена на основании обобщенного закона Гука, из которого следует, что отно-
сительная деформация грунта в вертикальной плоскости (у) равна
A7i Г. 2 Р-2 3
У h Е L1 Z (1-Ю J'
В пределах всей сжимаемой толщи полная осадка резервуара Д/г склады-
вается из осадки отдельных слоев грунта с различными модулями деформации:
' <ЗЛ02>
г=1 '
где [1 — коэффициент Пуассона для грунтов (для песка ц = 0,29; для супеси
ц = 0,3; для суглинка ц = 0,37; для глины и = 0,41); Et — модуль общей
деформации слоя; — среднее давление в пределах слоя (принимается постоян-
ным и равным полусумме давлений на верхней и нижней границах рассматри-
ваемого слоя).
Так, если фундамент резервуара подстилает мощный однородный слой,
в пределах которого рг при z = h достигает 0,2/>р, то в этом случае формула
(3.102) будет иметь вид:
Г1_ 2^-11.
2 L (1 —и) J Е1
1 Для железобетонных резервуаров необходимо учитывать еще и вес железобетона.
9 Заказ 191 129
. \
I
Осадка резервуара, расположенного на грунте,
подстилаемом скальным основанием
Такая схема осадки является частным случаем вышеизложенной задачи
и считается приближенной, так как по этой схеме осадка происходит лишь
вследствие уплотнения слоя, расположенного над скальным основанием
(рис. 3.38).
Введем следующие обозначения: F — площадь поперечного сечения дефор-
мируемого объема грунта; hL — толщина слоя грунта над скальным основанием
после осадки.
Объем деформируемого грунта V можно представить как объем, состоящий
из объема пор Vn и объема скелета Vc:
V^Vn + Vc^Vc{l + e).
Рис. 3.38. К расчету осадки резервуара на
скальном основании.
Согласно (3.100)
V - v -- Fh«
с 1 + s l + s0-
Но так как объем грунтового ске-
лета в процессе деформации не изме-
няется, то
отсюда
Fh0 Fh^
1 + s0 1 + е1 ’
и осадка резервуара
1 -f~ t-o
Согласно формуле (3.101)
е0 — — Ро),
тогда
дь _ h а I?1________P^L
- п0 1 +
(3.103)
В последней формуле р± — р0 — pgH — есть нагрузка от веса резервуара.
Осадка резервуара ДЛ происходит не мгновенно, а в течение некоторого вре-
мени. Прирост осадки резервуара с течением времени (при постоянной нагрузке)
будет уменьшаться. В песчаных и крупнообломочных грунтах полная осадка
будет происходить значительно быстрее, чем в глинистых, где этот процесс
может продолжаться годами. Расчет осадки резервуара во времени производится
в предположении, что осадка связана с процессом фильтрации воды, находя-
щейся в порах грунта и вытесняемой из них давлением от веса заполненного
резервуара. Осадка (в м) по истечении промежутка времени т после заполнения
резервуара приближенно определяется по формуле
Д^Т - Д^со 1
(3.104)
130
где т — время осадки в годах; Ъ — величина, зависящая от коэффициента филь-
трации модуля деформации и сжимаемой толщи грунта
Ъ = о 75.108;
к — коэффициент фильтрации грунта в м/с; а — коэффициент, измеряемый
в мс2/кг (для сильно сжимаемых грунтов а 0,5 • 10" 6 мс2/кг; для грунтов
средней жесткости а 0,3 • 10"6 мс2/кг; для жестких грунтов а 0,1 X
X 10" 6 мс2/кг); рв — плотность воды в кг/м3.
§ 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НЕФТЕБАЗ
При расчете объема потребной емкости для каждого нефтепродукта необ-
ходимо в первую очередь руководствоваться соображениями экономики, так как
капиталовложения по резервуарным паркам доходят до 60% стоимости всей
базы. Резервуарные парки не должны иметь излишней емкости, но в то же
время не должно быть и недостатка ее во избежание увеличения простоев транс-
порта и нарушения режима работы нефтебазы.
Величина резервуарной емкости зависит главным образом от характера
основных операций и назначения нефтебазы, а также от ее расположения.
В основу расчета емкости принимаются грузооборот и годовые планы (графики)
ввоза, вывоза и местной реализации нефтепродуктов по месяцам с учетом пер-
спективных изменений, очередности и сроков строительства. Расчет емкости
нефтебазы производится по значениям ввоза и вывоза данного нефтепродукта
в процентах от годового оборота за определенное время. Чем меньше промежуток
времени, к которому отнесены ввоз и вывоз, тем точнее результат подсчета
емкости нефтебазы. Пусть изменение ввоза и вывоза нефтепродуктов дано
помесячно в процентах от годовой реализации и выражается цифрами, при-
веденными в табл. 3.7.
Таблица 3.7
Объемы месячных ввоза и вывоза нефтепродуктов на нефтебазу
(в процентах от годовой реализации)
Месяцы
Показатели
Ввоз ................
Вывоз................
Месячный остаток . . .
Сумма месячных остат-
ков ................
10
8
+2
100
100
о
-3 +1
Вычитая из показателей первой строки показатели второй, в третьей
строке получим месячное превышение вывоза нефтепродукта над ввозом (—)
или ввоза над вывозом (+). Складывая в третьей строке последовательно
помесячные остатки нефтепродуктов, получим изменение емкости базы по ме-
сяцам (см. четвертую графу). Из данных этой строки следует, что емкость базы
Vp = ^max — nrain = 1 — (—20) = 21% годового оборота.
9*
131
Проектная емкость Vn = Ур/р , где ц — коэффициент использования резер-
вуаров (принимается равным 0,95—0,97). При отсутствии графиков ввоза и вы-
воза резервуарная емкость нефтебаз определяется менее точными способами.
1. Для железнодорожных распределительных нефтебаз по формуле
г,--2^, (3.105)
где Vn — проектный объем в м2 3; (?ср — средняя месячная реализация нефте-
продуктов в т; к — коэффициент неравномерности поступления и реализации
нефтепродуктов (табл. 3.8); р — плотность нефтепродукта в т/м3.
Таблица 3.8
Значения коэффициента неравномерности поступления
и реализации нефтепродукта
Районы Значение коэффициента k
для светлых нефтепро- дуктов для масел и темных нефтепро- дуктов
Промышленные города 1,0 1,5
Промышленные районы Районы, в которых промышленность 1,1 1,65
потребляет 70% нефтепродуктов, а сельское хозяйство 30% 1,2 1.8
Районы, в которых промышленность
потребляет 30% нефтепродуктов, а сельское хозяйство 70% 1,5 2,25
Сельскохозяйственные районы .... 1,8 2,7
2. Для водных распределительных нефтебаз, расположенных на замерза-
ющих водных путях, по формуле
, (3.106)
где Q — реализация нефтепродуктов в т; q — переходящий двухнедельный
остаток нефтепродуктов в т; а — коэффициент, учитывающий запаздывание
начала навигации и ее преждевременное закрытие (а 1,15).
Значения Q принимаются:
1) при ввозе один раз в год — годовая реализация;
2) при ввозе в течение всей навпгации — реализация межнавигационного
периода;
3) при ввозе в течение двух навигационных периодов — реализация в боль-
ший из межнавигационных периодов.
3. Для водных распределительных нефтебаз, расположенных на незамер-
зающих водных путях, — аналогично железнодорожным распределительным
нефтебазам с учетом грузоподъемности (разового ввоза) и неравномерности
прибытия судов. Выбор типа и количества резервуаров в составе общего парка
должны определяться с учетом:
1) обеспечения необходимой оперативности нефтебазы при заданных усло-
виях эксплуатации и возможности своевременного ремонта резервуаров;
2) требований минимальных капитальных и эксплуатационных расходов;
132
3) минимальных потерь нефтепродуктов от испарений;
4) требований возможно большей однотипности резервуаров. Для одного
сорта нефти или нефтепродукта следует предусматривать не менее двух резер-
вуаров, если операции по приему и отпуску происходят непрерывно и в слу-
чаях, когда при периодическом совмещении операций требуется проводить
отстой или подогрев.
При прочих равных условиях экономические показатели эксплуатации
резервуаров зависят от загруженности и полноты их использования, которая
определяется коэффициентом оборачиваемости. Последний может быть вы-
числен как отношение годового оборота к установленной емкости.
§ 10. ХРАНИЛИЩА В ГОРНЫХ ВЫРАБОТКАХ
За рубежом и в Советском Союзе стали успешно внедряться подземные
емкости, сооружаемые в толще материка. Строительным материалом для таких
емкостей является сама горная порода, слагающая толщу материка. В случае
Рис. 3.39. Ледогрунтовое хранилище.
1 — емкость; 2 — эксплуатационный колодец; з — артезианский насос; 4 — ледяное
перекрытие; 5 — электродвигатель; 6 — дыхательный клапан; 7 — термоизоляци-
онный слой.
хранения больших объемов нефтепродуктов и при наличии соответствующих
геологических условий подземные емкости имеют следующие преимущества:
они пожаро- и взрывобезопасны; не требуют для строительства больших земель-
ных участков; капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость
их ниже по сравнению с наземными стальными резервуарами.
Все известные подземные емкости по способу их сооружения подразде-
ляются на следующие типы: ледогрунтовые; шахтные; хранилища, сооружа-
емые способом камуфлетного взрыва, и хранилища, сооружаемые в толщах
каменной соли способом выщелачивания.
Возможность строительства емкости того или иного типа определяется
геологической характеристикой пласта, географическими факторами, эконо-
мическими показателями и некоторыми эксплуатационными соображениями.
Ледогрунтовые хранилища сооружаются в районах вечной
мерзлоты и представляют собой выемку в грунте, устраиваемую выше гори-
зонта с нулевым колебанием температуры породы. По конструкции эти емкости
представляют собой траншею шириной до 5 м, имеющую специально наморо-
женное ледяное перекрытие сводчатой формы, покрытое сверху термоизоля-
ционным слоем (рис. 3.39). Термоизоляционный слой рассчитывается с учетом
поддержания в ледяном своде хранилища температуры не выше —3° С. Дно
133
и борта траншеи облицовывают льдом. Верхнюю кромку ледяного перекрытия
устраивают на 0,5 м ниже уровня, соответствующего глубине оттаивания
породы летом. Для размещения эксплуатационного оборудования в одной
стороне траншеи устраивают специальный колодец, сечение которого опре-
деляется из условия размещения необходимого оборудования и труб. Площадка
для строительства ледогрунтового хранилища должна быть удалена от есте-
ственных источников тепла на расстояние не менее 50 м. Ледогрунтовые хра-
нилища размещают преимущественно в тонкодисперсных, незасоленных льдо-
насыщенных суглинистых породах, имеющих влажность не менее 20% . Мерзлые
породы обеспечивают необходимую прочность и устойчивость емкости без
применения крепи. Облицовку льдом стенок и устройство свода производят
при температуре воздуха не выше —10° С. Лед на стенки и свод емкостей обычно
намораживают: а) заливкой воды в пространство между опалубкой и грунтом;
Рис. 3.40- Шахтное хранилище.
1 — трубопровод для заполне-
ния хранилища нефтепродук-
том; 2 — буровая скважина;
3 — эксплуатационная колонна;
4 — хранилище; .5 — насосная.
б) выкладкой стен из ледяных блоков или намораживанием ледяного слоя на
стенки выработки путем послойного нанесения воды на охлажденные стенки.
Для ускорения процесса намораживания ледяной облицовки необходима интен-
сивная вентиляция емкости морозным воздухом.
Температура заливаемого в емкость нефтепродукта должна быть не выше
0° С. В тех случаях, когда нефтепродукт поступает на базу с положительной
температурой, его надо охладить в специальной холодильной установке и только
после этого закачать в ледогрунтовую емкость.
Шахтные хранилища строят с помощью специальных вертикаль-
ных или наклонных скважин с последующими горизонтальными выработками —
штольнями для вскрытия пласта, в котором намечено создать хранилище.
Наиболее пригодными для строительства подземных шахтных емкостей
являются: осадочные породы (плотные известняки, доломиты, гипс, мел, алев-
риты, аргиллиты) и метаморфические породы (глинистые и шиферные сланцы,
кварциты, кремнистый сланец). Как показано на рис. 3.40, одной скважиной
можно разработать несколько емкостей для различных нефтепродуктов. Такие
комплексные хранилища достигают иногда объема 100 000 м3.
Пробуренная скважина в период строительства хранилищ служит для
спуска и подъема грузов, рабочих, прокладки водоотливных труб, кабеля,
а также для вентиляции штолен. По окончании строительства скважина исполь-
зуется для монтажа трубопроводов и эксплуатационного оборудования. Сто-
имость сооружения скважины составляет 30—50% общей стоимости хранилища.
134
Шахтные хранилища представляют собой отдельные тоннели или систему
взаимосвязанных горизонтальных выработок, имеющих уклон 0,002 в напра-
влении к месту установки откачивающего насоса. Разрыв между выработками
должен быть равным 3—5-кратной ширине емкости.
Сечение емкостей может быть сводчатым, круглым или трапецеидальным.
Для разгрузки кровли хранилищ от веса вышележащих слоев устраивают
целики. Объем оставляемых целиков и расстояние между ними зависят от проч-
ности пород. Большинство ранее сооруженных шахтных хранилищ имеют
сечение сводчатой формы высотой 4—12 м и шириной 4,5—10,5 м. Минимально
допустимая глубина заложения штольни определяется условием прочности
кровли. Слив нефтепродуктов в подземную емкость может осуществляться
самотеком (светлые нефтепродукты) или насосом. Выкачивание производят
Рис. 3.41. Схема последо-
вательности работ при
создании хранилищ ме-
тодом камуфлетного
взрыва.
а — бурение скважины
на начальный размер;
б — обсадка скважины
(цементация затрубного
пространства и бурение
скважины на конечный
размер); в — первый
«прострел» скважины;
г — второй «прострел»
скважины; д — взрыв ос-
новного заряда взрывча-
того вещества (ВВ); е—
готовое подземное хра-
нилище.
погружными насосами. Весьма эффективным является использование забро-
шенных горных шахт (после окончания разработки полезных ископаемых)
под хранилище для нефтепродуктов.
Хранилища, сооружаемые способом камуфлет-
ного взрыва. Сущность этого метода заключается в том, что на расчет-
ную глубину бурят скважину, оборудованную обсадной колонной, до расчетной
глубины, соответствующей высоте будущей емкости. Сначала в скважине взры-
вают прострелочные заряды с целью создания необходимой полости для раз-
мещения основного заряда. В результате полного камуфлетного взрыва основ-
ного заряда пластичная среда сжимается, а затем деформируется, образуя
полость сфероидальной формы с уплотненными стенками (рис. 3.41). Наиболее
благоприятными породами для создания подземных хранилищ взрывным спо-
собом являются пластичные глины и суглинки, так как они обладают необра-
тимыми пластическими деформациями под действием больших давлений, воз-
никающих при взрыве.
Горные породы для создания емкостей взрывным способом должны удо-
влетворять следующим требованиям: глинистые частицы (d = 0,005 мм) должны
составлять не менее 15% , пылевидные (d — 0,05 %- 0,005 мм) — не менее 35%
и песчаные (d = 2 -% 0,05 мм) — не более 40%; естественная влажность от 10
до 20% ; пористость более 30%.
135
Опытное строительство емкостей методом камуфлетного взрыва показало,
что полости объемом 50—Д00 м3 можно успешно сооружать с гарантированной
прочностью стенок.
При создании хранилищ большего объема прибегают к базовой застройке.
В этом случае сейсмобезопасное расстояние между двумя соседними емкостями
должно быть в 2—3 раза больше минимального значения заглубленпя заряда
камуфлетного взрыва.
Емкости, создаваемые камуфлетным взрывом, дешевле стальных резер-
вуаров; их эффективность во многом зависит от глубины заложения, стоимости
эксплуатации и срока службы. В настоящее время накоплен опыт создания
подземных емкостей значительных объемов посредством подземных взрывов.
Подземные храни-
Рис. 3.42. Схема методов создания хранилищ в отложениях
каменной соли.
а — выщелачивание методом «снизу — вверх»; 6 — выщела;
чивание методом «сверху — вниз»; в — комбинированный
метод выщелачивания; 1 — обсадная труба; 2 — внешняя
рабочая колонна труб; 3 — внутренняя рабочая колонна
труб; I, I/, III, ГУ — ступени в порядке^выщелачивания.
лища в отложениях
каменной соли. Это
наиболее распространенный вид
подземных емкостей для хране-
ния нефтепродуктов. Каменная
соль (галит) характеризуется
пределами прочности: на сжатие
25—30 МПа, на растяжение
1,65 МПа, на изгиб 3,35 МПа.
Важным свойством каменной
соли является способность
резко увеличивать пластиче-
ские свойства при повышении
давления (до 15,0—27,5 МПа).
Пластичность каменной соли
повышается при смачпванип.
При этом капиллярные трещины
в кристаллах закрываются, что приводит к значительному повышению предела
прочности на растяжение. Пластичность каменной соли зависит от фактора
времени. При большой продолжительности действия давления даже небольшие
нагрузки могут вызвать текучесть каменной соли. Поэтому отложения камен-
ной соли в толще земной коры имеют весьма малую проницаемость и пори-
стость. Указанные свойства каменной соли весьма благоприятны для создания
в ее отложениях подземных емкостей.
Образование подземных хранилищ в отложениях каменной соли осуще-
ствляется циркуляционным выщелачиванием — растворением соли водой,
нагнетаемой через скважину в пласт с одновременным выдавливанием образу-
ющегося при этом рассола на земную поверхность. В среднем в 1 м3 воды при
20° С может раствориться 360 кг соли.
Для управления формообразованием емкости при выщелачивании солей
в пласт вводят нерастворитель — чаще всего нефтепродукт, для которого
предназначено хранилище. Создание хранилищ методами выщелачивания может
производиться по следующим технологическим схемам выщелачивания:
«снизу — вверх», «сверху — вниз» и комбинированная (рис. 3.42).
В пластах малой мощности (5—20 м) и значительного простирания соз-
даются емкости галерейного типа, располагаемые вдоль простирания пласта.
Для строительства таких емкостей бурят наклонную скважину с выходом
параллельно простиранию пласта по возможности в нижнюю его часть
(рис. 3.43).
136
8 7
Рис. 3.43. Схема выщелачивания каменной соли в пластах
малой мощности.
1 — пласт каменной соли; 2 — вмещающие породы; 3 — об-
садная труба; 4 — водоподающая труба; 5 и 6 — камеры,
образованные выщелачиванием; 7 •— первоначальная сква-
жина; 8 — промежуточные положения водопадающей ко-
Выщелачивание галерейной емкости осуществляется двумя способами.
По первому способ}^ выщелачивание осуществляется частями. Вследствие раз-
ности удельных весов подаваемая в забой вода занимает верхнее положение,
а рассол опускается вниз. Для полного насыщения воды при этом способе соз-
дается движение вдоль стенки пласта. Поэтому первоначально камера вытянута
вдоль пласта.
Как показал опыт строительства таких хранилищ, вначале соль вокруг
трубы выщелачивается равномерно, затем постепенно возрастает тенденция
развития камеры вверх и в результате камера приобретает определенную форму
(см. рис. 3.43, сеч. А — Л).
После выщелачивания первой части пласта эксплуатационная труба под-
нимается из скважины на заданную величину, укорачивается горизонтальный
участок и начинается выщела-
вание следующей части пласта.
По второму способу размыв
каменной соли производится
одновременно на всю длину га-
лерейной емкости. На горизон-
тальной части эксплуатацион-
ной трубы по всей длине име-
ются отверстия, через которые
вода подается в пласт. Объем и
напор подаваемой на размыв
воды регулируются размерами
отверстий. При необходимости
из одной скважины можно раз-
мыть несколько емкостей гале-
рейного типа.
При создании подземных
емкостей методом выщелачива-
ния необходимо соблюдать ус-
ловия, важнейшими из которых
являются:
1) наличие достаточно мощного соляного пласта на необходимой
глубине;
2) наличие источника пресной воды;
3) наличие необходимых транспортных средств, путей сообщения;
4) благоприятное расположение емкостей по отношению к местам произ-
водства и сбыта нефтепродуктов;
5) возможность сброса или использования рассола.
Выполнение последнего условия сопряжено с некоторыми трудностями,
которые могут быть преодолены следующими способами:
1) сооружением специальных емкостей — рассолохранилищ объемом,
равным объему размываемой емкости;
2) сбросом рассола в подземные пористые и проницаемые структуры покры-
вающих или подстилающих пород;
3) созданием кустов рассолозаборных скважин.
При решении проблемы рассола следует иметь в виду, что количество сбра-
сываемого рассола должно приниматься из расчета использования части его
при эксплуатации подземных емкостей, для подъема на поверхность нефте-
продуктов.
137
Проектирование и строительство подземных хранилищ в отложениях
каменной соли для нефти и нефтепродуктов ведется в соответствии с СН
320-65.
Создание емкости заданного объема V в процессе выщелачивания проис-
ходит в течение времени т, продолжительность которого зависит от раствори-
мости галита, геологической структуры залежи, технологии размыва и других
факторов, не поддающихся строгому учету. Поэтому размеры емкости в про-
цессе выщелачивания постоянно контролируются путем определения значений
концентрации и производительности выдаваемого рассола Q.
Количество поступающей на поверхность соли за время
Ci =
Объем полости, который образовался за время тп составит:
у 61=£1£Л (3.107)
1 Pi Pi v '
где pj — плотность соли.
Аналогично подсчитываются объемы V 2; Vs и т. д. за время т2, т3 и т. д.
Продолжительность отрезка времени т определяется периодом, в течение кото-
рого концентрация и производительность выдаваемого рассола постоянны.
Общий объем емкости
г=п
С увеличением объема емкости уменьшаются капитальные затраты на 1 м3.
Но чрезмерно большие объемы емкости должны удовлетворять требованиям
прочности.
Глава 4
НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ И ТРУБОПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ
§ 1. УСТРОЙСТВО НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Насосные станции — один из важнейших объектов нефтебазы — предна-
значаются для перекачки нефтепродуктов по внутрибазовым технологическим
нефтепроводам. В отдельных случаях насосные станции нефтебаз перекачивают
нефтепродукты по нефтепроводам на значительные расстояния потребителям
или на пункты налива. Различают стационарные и передвижные насосные
станции.
Стационарные насосные станции строят наземные,
полуподземные и подземные. В комплекс оборудования стационарных насосных
станций входят насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные кла-
паны, перепускные устройства, двигатели с пусковыми и защитными устрой-
ствами, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики, вентиля-
ционные устройства, освещение, отопление, средства противопожарной защиты
и др.
Здания насосных станций строят в соответствии с требованиями СНиП
П-П.3-70.
Материалы стен и покрытий полов должны обладать соответствующей
степенью огнестойкости в зависимости от взрывоопасности нефтепродуктов.
Перекрытия насосных станций проектируют бесчердачными. Полы насосных
делают из материалов, не впитывающих нефтепродукты и хорошо смывающихся
водой (метлахские плиты, бетон с железнением).
Полы имеют уклоны (~ 0,01) к приемникам стоков, которые соединяются
с промышленной канализацией через гидравлические затворы.
Со зданием насосной станции могут быть сблокированы следующие поме-
щения: трансформаторная станция напряжением до 10 кВт, распределительное
устройство подстанции, станция катодной защиты трубопроводов, пункт уста-
новки контрольно-измерительных приборов, ремонтная мастерская, венти-
ляционная и бытовые помещения для обслуживающего персонала.
При применении двигателей к насосам в невзрывобезопасном исполнении
помещение насосов, перкачивающих легковоспламеняющиеся нефтепродукты,
отделяется от помещения двигателей сплошной глухой перегородкой из несгора-
емых материалов. Промежуточные валы, соединяющие двигатели с насосами,
пропускаются через стенку посредством герметических сальниковых уплотне-
ний. Насосные агрегаты должны быть расположены так, чтобы иметь свобод-
ный доступ со всех сторон. При малом числе насосов они располагаются в один
ряд вдоль одной из стен, при большем числе насосов — в два ряда вдоль двух
139
стен с проходом между рядами 2 м. Расстояние от насоса до стен и между насо-
сами в одном ряду должно быть не менее 1 м.
При необходимости увеличения мощности действующих насосных станций,
оборудованных центробежными насосами с электродвигателями, менее мощные
агрегаты заменяются более мощными, при этом используется то же место с не-
Рис. 4.1. Станция с разнотипными насосами и электроприводом в невзрывобез-
опасном исполнении.
1 — центробежный насос; 2 — приводной паровой насос; з — приводной поршневой
насос.
значительным увеличением площади. При увеличении мощности насосных
станций поршневых насосов необходимо резервировать место под дополни-
тельные агрегаты.
На рис. 4.1 представлена стационарная насосная станция с разнотипными
насосами и электроприводами в невзрывобезопасном исполнении.
Стационарные насосные станции обычно строят в наиболее низких местах
площадки нефтебазы, чтобы обеспечить подпор к насосам, и по возможности
ближе к местам приема нефтепродуктов. Наиболее целесообразно размещать
насосные станции между причалами и железнодорожными эстакадами и резер-
вуарными парками.
140
Передвижные насосные станции небольшой мощности получили особенно
широкое применение на мелких распределительных нефтебазах, там, где стро-
ительство стационарных насосных экономически нецелесообразно.
Плавучие насосные станции применяют на базах, расположенных на реках,
озерах и морях, уровень воды в которых повышается на 4 — 5 м. В этих усло-
виях стационарные береговые насосные станции из-за ограниченной высоты
всасывания насосов не могут откачивать нефтепродукты из судов при низких
горизонтах воды. Для уменьшения разности отметок между приемным патруб-
ком насоса и поверхностью нефтепродукта , а также для уменьшения потерь
на трение во всасывающих трубопроводах насосные устанавливают непосред-
ственно у нефтеналивных судов на баржах или понтонах. Работа таких плаву-
чих станций не зависит от колебания уровня воды.
По расположению машинных отделений плавучие насосные станции делятся
на палубные и трюмные.
Большинство плавучих насосных станций снабжается энергией с берега.
В машинном отделении типовой плавучей насосной станции установлены грузо-
вые насосы для выкачки основного объема нефтепродуктов, зачистные на-
сосы для выкачки остатков, балластные насосы для заполнения водой и опорож-
нения балластных отсеков и пожарные насосы. С береговыми трубопроводами
плавучие насосные станции соединяются при помощи шаровых соединений
или гибких шлангов.
Выбор насосов и двигателей
Насосы, применяемые на нефтебазах, выбирают в зависимости от вязкости
и давлении насыщенных паров перекачиваемой жидкости, необходимого на-
пора и производительности. Количество устанавливаемых насосов зависит от
необходимости одновременной перекачки нефтепродуктов нескольких сортов,
общей производительности и напора.
Наибольшее распространение на нефтебазах получили поршневые и центро-
бежные насосы.
Несмотря на ряд существенных недостатков (дороговизна, большие габа-
ритные размеры, сложность эксплуатации и др.), поршневые насосы незаменимы
при перекачке высоковязких нефтепродуктов и газожидкостных смесей. Во всех
остальных случаях предпочтение следует отдавать центробежным насосам,
как более дешевым, простым в обслуживании и компактным. Кроме того, цен-
тробежные насосы более быстроходны, что позволяет соединять их непосред-
ственно с электродвигателем без редуктора. Существенным преимуществом
центробежных насосов является их саморегулируемость. К недостаткам этих
насосов по сравнению с поршневыми в первую очередь следует отнести более
низкий к. п. д., меньшая высота всасывания, резкое снижение к. п. д. и произ-
водительности при перекачке нефтепродуктов повышенной вязкости.
На рис. 4.2 приведен нормальный ряд центробежных насосов, а на
рис. 4.3, а, б — сводные графики наиболее часто применяемых поршневых
и паровых насосов в условиях нефтебаз.
Для правильного подбора насосов помимо расчетных данных: напора Н,
производительности Q, мощности N и вязкости v (для бензинов и нефтей также
давление насыщенных паров) необходимо построить характеристику трубопро-
вода в координатах Q и Н, N. Характеристику трубопровода строят по урав-
нению напоров
Я^А2 + Л?с + ЛГ + 2/гм. (4.1)
141
На рис. 4.4 представлена характеристика трубопровода при турбулентном
режиме перекачки (при ламинарном режиме линия Q — Н — прямая). От
точки О по оси Н откладывается величина Az, затем задаются произвольными
1000
900
800
700
600
500
ООО
а 300
S
сэ
* 200
§
г
t" 150
<;
о
| 100
5 90
§ 80
| 70
60
е-
50
90
30
20 L
10
15 20
30 90 50 60 70 80 90 ЮО
Производительность
Рис. 4.2. Нормальный ряд
значениями QL, О2, Q3, Qi (в диапазоне возможных расходов) и для каждого
расхода вычисляют Лт. Величину ПРИ турбулентном режиме вычисляют
один раз и затем складывают с полученными значениями. Таким образом, кри-
вая ab — есть линия сопротивлений трубопровода.
142
Потери напора на трение чаще всего определяют по формуле (2.23)
2-тутд
_86°/.
n = !975.J
/.0 19нГД-10^
/л? ЮЯД-10х5
>0 ИГ-10* 2 ,п = 197А/&
5/ i-^n=960&‘
Т~7
8НГД-6*3
П= 1075
ЗНГД-ЗхЗ
П=2950
7 = 2950
ёНГД-бх',
8НД-6х{
п = 2950 ч.
ЯНГ ^яЧ^ОНГОоЪ''!
^7 ЯН 1пЛ фЮН-’О^/
"'44-
3^=7%
10НГ-!0*9 : /
100-10x9 ^£-07*--< 1SH.Aol°nX5/
П"т^/12НГД-Юх5^^—1^ nj50^,7-----
7717НД-10х5
/» ~~ Ул)4 МД- 10x3-L —
7 п=Ю751—9 88%-S^
/^ЮНД-ЮхЭ'
4'-
= 2950 /А
8НД-9*3 7gO/>
^75%
бНГ-Юх?'^
ЯН -Шх? '
внд-бхз
Д=2950^/1г5 8НГД-9х2
15%
= 1975
п-= 1075
10 н гд-6*
10НД-6*!
8нгя~10ч 7уg
8НН-10Х1 '
150 200
Q. м3/ч
центробежных насосов.
•,<У 86-10x2 /7 2НД~'В*2 .
Ъ п-1075 & п-М5 ,
юнг-ю^к^ t .
106-10*1^ /оХо 15НГД-1О*1 ‘
' -tOlC' 1ЬНД-10*1 /
ГагОТг-З ,Л/-~
7 пнгд-ю^О
' ОХ” 12НД-Юх1
/<§> п = 1075
> %янл-1П*1
/ 1ЯНД-1О*1
-4—/ п = 960 j-
/ »\7
%7
300 ООО 500 600 700 9001000
1506 2000 2500
Если конечный пункт трубопровода, в который ведется перекачка, распо-
ложен ниже отметки начального участка трубопровода, величину Az следует
отложить от нулевой ординаты вниз.
Построение характеристик сложных трубопроводов, состоящих из не-
143
Рио. 4.3. Сводный
а — поршневых при
скольких последовательно соединенных участков, произ-
водится сложением их напоров при одинаковых расходах. Для этого предва-
Рис. 4.4. Характеристика трубопровода при тур-
булентном режиме перекачки.
при расходах Qr, Q.2, Q3 и сложив
характеристики, получим точки т, п,
рительно строят характеристики от-
дельных последовательно включенных
участков трубопровода.
Пример построения такой суммар-
ной характеристики системы последова-
тельно работающих трубопроводов
показан на рис. 4.5, а. Кривая 1 пред-
ставляет характеристику первого уча-
стка трубопровода, кривая 2 — харак-
теристику второго участка и кривая
3 — характеристику третьего участка.
Поскольку при последовательном сое-
динении потери напора суммируются,
сложим кривые 1, 2 и 3 по верти-
кали. Проведя ряд вертикальных линий
ординаты в точках пересечения каждой
s, представляющие собой напоры суммар-
144
график насосов.
водных; б — паровых.
Рнс. 4.5. Построение суммарной гидравлической характеристики.'
а — последовательно работающих трубопроводов; б — параллельно работающих трубо-
проводов.
10 Заказ 191
154
Рис. 4.6. Совмещенная гидравлическая харак-
теристика трубопровода и центробежного
насоса.
ной характеристики трех последовательно соединенных трубопроводов при
принятых расходах, а кривая 4, проведенная через эти точки, и будет искомой
характеристикой системы.
При параллельном соединении нескольких трубопроводов
так же, как и в предыдущем случае, прежде всего следует построить характе-
ристики отдельных участков системы. На рис. 4.5, б дан пример построения
суммарной характеристики системы, состоящей из трех параллельно работа-
ющих трубопроводов (кривые 1', 2', 3'). Известно, что при параллельном соеди-
нении общий расход системы определяется как сумма расходов отдельных
участков. Потери же напора в этих участках одинаковы и равны напору, теря-
емому во всей системе. Поэтому для построения «суммарной» характеристики
необходимо провести несколько горизонтальных прямых, параллельных оси
расходов, и сложить расходы при посто-
янных напорах в точках пересечения
с характеристиками участков.
В результате получим точки т', п',
s', через которые можно провести кривую
4', являющуюся суммарной характери-
стикой системы трех параллельно сое-
диненных трубопроводов.
В общем случае, когда система трубо-
проводов состоит из нескольких парал-
лельно и последовательно соединенных
участков, суммарная характеристика
всего трубопровода находится на основа-
нии предыдущего примера последователь-
ным сложением всех предварительно по-
строенных характеристик отдельных участков. При этом вначале по горизон-
тали суммируются параллельно включенные участки, а затем их суммарная
характеристика складывается по вертикали с характеристиками участков,
включенных последовательно.
Следует иметь в виду, что в тех случаях, когда участки трубопровода
находятся на разных отметках, при суммировании характеристик необходимо
учитывать разность высот между начальной и конечной точками участков.
Для определения пригодности того пли иного насоса построенную харак-
теристику трубопровода совмещают с заводской характеристикой насоса.
Точка К пересечения характеристик Q — Н трубопровода и насоса и будет
рабочей точкой, определяющей фактический расход (Д и напор Нф, а также
мощность N$ и к. п. д. р ф. На рис. 4.6 показан пример наложения характеристик
трубопровода и насоса.
В этом примере фактический расход обеспечивается при к. п. д. насоса,
близком к максимальному — это основное условие правильного подбора цен-
тробежных насосов. Заводские характеристики насосов обычно даются при
их работе на воде, поэтому при перекачке вязких нефтепродуктов «водяные»
характеристики следует пересчитать на «нефтяные».
В условиях работы трубопроводов нефтебаз с резко изменяющимися рас-
ходами, при сохранении постоянства напора, целесообразно применять насосы
с «пологими» характеристиками Q — Н. Крутизна таких характеристик у
должна быть не более 0,1т
У —
-гс^тах
Н_____
(4.2)
/146
где На — напор, развиваемый насосом при закрытой задвижке; — напор,,,
развиваемый насосом при максимальном значении к. и. д.
При постоянном расходе, но при резком колебании напора в трубопроводе
целесообразнее применять насосы с крутопадающей характеристикой (у ~^>
» 0,1).
Для увеличения производительности насосных станций центробежные
насосы включают параллельно, а для получения больших напоров их вклю-
чают последовательно. Результирующие характеристики насосных станций,
при параллельной и последовательной их работе строят так же, как и для
трубопроводов.
Работу центробежных насосов чаще всего регулируют прикрытием за-
движки на нагнетательной линии. При таком регулировании к. и. д. насоса,
снижается.
Производительность поршневых насосов регулируется при помощи обвод-
ной линии, по которой часть нефтепродукта перепускается из нагнетательной
во всасывающую трубу. Реже применяется регулирование изменением числа
оборотов, так как двигатели или совсем не допускают изменения числа оборотов
(например, электродвигатели), или допускают в небольших пределах.
Работа поршневых паровых прямодействующих насосов регулируется
изменением числа ходов за счет увеличения или уменьшения подачи пара с по-
мощью паровпускного вентиля.
Наибольшее распространение в качестве двигателей для насосов получили
электродвигатели переменного тока во взрывозащищенном исполнении. В зави-
симости от способа обеспечения взрывозащищенности электродвигатели могут
иметь следующие исполнения.
Взрывонепроницаемое исполнение (маркировочный
индекс В), в котором оболочка электродвигателя может выдержать максималь-
ное давление внутреннего взрыва газовоздушных смесей без ее повреждения.
Взрывонепроницаемость электродвигателя обеспечивается охлаждением про-
дуктов взрыва до такой степени, при которой исключается воспламенение
взрывоопасной смеси, находящейся вне оболочки машины.
Исполнение при повышенной надежности взрыва
(маркировочный индекс Н), при котором электродвигатель должен быть изго-
товлен таким образом, чтобы исключалась возможность возникновения искры
и электрической дуги или нагрева до опасных температур в местах, где они
не должны быть при нормальной работе, а также при пусковом режиме или при
режиме короткого замыкания. Если электродвигатель имеет нормальные, но
искрящие части, то он должен быть заключен в оболочку и иметь любое другое
взрывоопасное исполнение. При этом ни на одной из частей электродвигателя,
которые могут прийти в соприкосновение со взрывоопасной смесью, ни при
каких условиях нормальной работы температура не должна быть выше ука-
занной в правилах изготовления взрывозащищенного и рудничного электро-
оборудования (ПИВРЭ).
Маслонаполненное (маркировочный индекс М), в котором все
нормально искрящие и неискрящие токоведущие части погружены в масло,,
таким образом, исключается возможность соприкосновения между частями
двигателя и взрывоопасными смесями газов.
Исполнение, по которому электродвигатель
продувается под избыточным давлением (маркировоч-
ный индекс П). В этом случае электродвигатель заключают в плотно закрытые
оболочки, продуваемые чистым воздухом. Внутри оболочки электродвигателя
10* 147;
л
во время его работы поддерживается избыточное давление, предотвращающее
засасывание в нее взрывоопасных газовых смесей. Выбор конкретного электро-
двигателя производится по существующим каталогам с учетом фактических
условий его эксплуатации и в соответствии с правилами ПИВРЭ.
Электродвигатели могут быть синхронные и асинхронные.
Синхронными называются такие электродвигатели, число оборотов
ротора (п) которых, определяется выражением
где с — число периодов тока в секунду, иначе частота тока (стандартная частота
тока в Советском Союзе с = 50 пер./с); р — число пар полюсов электродви-
гателя.
В асинхронных электродвигателях число оборотов ротора всегда мень-
ше скорости вращения магнитного поля, т. е. число оборотов асинхронно этой
скорости. Степень отставания ротора асинхронного электродвигателя харак-
теризуется так называемым скольжением, которое представляет собой выра-
женную в процентах разность скоростей вращения магнитного поля и ротора.
Скольжение в асинхронных электродвигателях, работающих под нагрузкой,
составляет 3—7%.
Мощность на валу асинхронного электродвигателя трехфазного тока опре-
деляется по формуле
N= ]/1Ш7т)м cos <р, (4.4)
где I — сила тока в каждом проводе, подводящем ток к электродвигателю;
U — напряжение на зажимах электродвигателя; т]м — к. п. д. электродвига-
теля; cos <р — коэффициент мощности (коэффициент сдвига фаз) электродвига-
теля, который падает с уменьшением нагрузки.
Вследствие уменьшения коэффициента мощности при снижении нагрузки
по сравнению с нормальной необходимо определять мощность электродвигателя
на основании точного расчета.
Асинхронные электродвигатели бывают с короткозамкнутым или с фа-
зовым ротором. В короткозамкнутых электродвигателях обмотка ротора
замкнута внутри и не выводится наружу. Фазовый ротор имеет обмотку, соеди-
няющуюся с наружным пусковым реостатом через три контактных кольца и
скользящие по ним щетки.
При короткозамкнутом роторе электродвигатель начинает вращаться
немедленно по замыкании сети статора (включением рубильника). При этом
величина пускового тока в 5—6 раз превышает нормальную. При включении
электродвигателей с фазовым ротором в цепь ротора вводится дополнительное
сопротивление (реостат), благодаря чему увеличивается пусковой момент
.электродвигателя и уменьшается сила пускового тока. Сопротивление реостата
после включения постепенно уменьшается и по достижении нормального числа
оборотов двигателя выводится полностью, обмотки закорачиваются, и двигатель
продолжает работать уже как короткозамкнутый.
Несмотря на некоторые существенные недостатки, асинхронные электро-
двигатели благодаря простоте эксплуатации, компактности и дешевизне полу-
чили широкое распространение в насосных установках малой и средней
мощностей.
В насосных станциях большой мощности целесообразнее применять син-
хронные электродвигатели, обладающие следующими преимуществами, которых
448
нет у асинхронных электродвигателей, а именно: 1) постоянство числа оборо-
тов, не зависящее от нагрузки при неизменной частоте тока; 2) высокий коэф-
фициент мощности, который может изменяться в широких пределах. Благодаря
этому синхронный электродвигатель может улучшить общий cos <р в сети (если
заставить его работать с опережающим cos <р).
Электродвигатели не допускают длительной перегрузки, поэтому они
должны обладать запасом мощности в размере 5—10% для крупных двига-
телей, 10—30% для средних (мощностью от 1,5 до 7,5 кВт) и до 75% для элек-
тродвигателей малой мощности (менее 1,5 кВт).
На нефтебазах, где нет электроэнергии и водяного пара, для привода
насосов используются двигатели внутреннего сгорания.
Коэффициент полезного действия таких насосных установок колеблется от 0,15
до 0,30. Применяются двигатели внутреннего сгорания типа РМЕ мощностью
14—37 кВт и с числом оборотов 340—430 об/мин и двигатели типа Д и ДК
мощностью 15—150 кВт с числом оборотов от 300 до 650 об/мин (меньшее число
оборотов относится к двигателям большей мощности).
Наиболее распространенным типом паровых двигателей
являются паровые машины, работающие без расширения пара и спаренные
с поршневыми насосами (прямодействующпе паровые насосы). Коэффициент
полезного действия прямодействующих паровых насосов составляет лишь
около 3%. Поэтому эти агрегаты выгодны только при использовании выхлоп-
ного пара. В настоящее время на крупных перевалочных нефтебазах в качестве
паровых двигателей насосов используются паровые турбины ОР-ЗОО
мощностью 220 кВт и 3000 об/мин, давлением пара на входе 0,9 МПа
и на выходе 0,3 МПа, паровые турбины ПТ-40 мощностью 7,3—29,4 кВт
и 3000 об/мин, давлением пара на входе 0,8 МПа и на выходе 0,2 МПа и тур-
бины ПТ-1 мощностью 44—58,8 кВт и 2970 об/мин, давлением пара на входе
1 МПа и на выходе 0,15 МПа. Мощности паровых турбин ПТ-40 и ПТ-1 изме-
няются в зависимости от числа сопел.
Центробежные насосы с приводом от паровых турбин значительно эконо-
мичнее прямодействующих паровых насосов и в перспективе должны получить
широкое применение особенно на нефтебазах, оперирующих с вязкими и засты-
вающими нефтепродуктами, требующими подогрева. В этом случае котельные
вырабатывают пар как для силовых, так и для технологических нужд, причем
выхлопной пар насосов и турбин полностью используется для подогрева.
х § 2. РАСЧЕТ ФУНДАМЕНТОВ ПОД НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ
Фундаменты под центробежные насосы и электродвигатели рассчитывают
на резонанс колебательных движений агрегата и основания.
Если ротор электродвигателя и рабочее колесо центробежного насоса были
бы абсолютно уравновешены, то никаких возмущающих колебаний они бы
не создавали. Но достигнуть полного совпадения центра тяжести враща-
ющихся масс с осью вращения вряд ли возможно. Обычно имеется экс-
центриситет вращающихся масс г0, вследствие чего появляется неуравнове-
шенная центробежная сила
X = Мг0&,
где М — масса фундамента и агрегата; со — частота колебаний, равная числу
оборота двигателя.
Под действием этой силы могут создаваться колебания фундамента. Если
частота колебаний фундамента совпадает с частотой колебаний насоса, полу-
. ~ 149
чается резонанс, т. е. колеоания могут увеличиться до размеров, опасных для
прочности насоса, электродвигателя и фундамента.
Основные собственные частоты колебаний фундамента обычно меньше
рабочих частот центробежных насосов и их совпадение маловероятно. Центро-
бежные насосные агрегаты принадлежат к классу машин, хорошо уравно-
вешенных статически и динамически, их действительный эксцентриситет соста-
вляет не более 0,2 мм. Поэтому возмущающие нагрузки, которые вызывают
вибрации фундаментов, относительно невелики; они даже в самых неблаго-
приятных условиях не могут вызвать вибрации недопустимой амплитуды, так-
как масса фундамента по отношению к массе вращающихся частей агрегата
велика. Для приближенной оценки этого влияния вычислим амплитуду коле-
бания фундамента в наиболее неблагоприятных условиях —^резонанса.
Частота собственных вертикальных колебаний фундамента определяется
по формуле
где к — коэффициент упругого равномерного сжатия грунта (значения к даны
в табл. 4.1); F — площадь основания фундамента в м2; произведение kF назы-
вается коэффициентом жесткости основания и выражается в кг/м: М — общая
масса работающих машин и фундамента в кг
М — Шф — тя - тэ;
тф, тн, тэ — массы фундамента, насоса, электродвигателя соответственно
в кг; g — ускорение силы тяжести в м/с2.
Таблица 4.1
Значения допускаемого статического давления на грунт
и коэффициентов упругого равномерного сжатия грунта
Грунты Катего- рия грун- та Дожускаемое статическое давление на грунт Рдоп- МПа Значения к- 10е, ,кг/м3
Слабые (глины п суглинки в пла- стичном состоянии, супесь и пы- левидные пескп средней плот- ности) I 0,15 3
Средней прочности (глины п суг- линки на границе скалывания, пески) II 0,15 0.35 3—5
Прочные (глины и суглинки в твердом состоянии, гравий, лёсс) III 0,35 -е 0,5 5—10
Скальные основания IV >0,5 10
Для отсутствия резонанса необходимо, чтобы расхождение е между пг
и числом вынужденных колебаний насоса п. выраженное в процентах, для фун-
даментов центробежных насосов и электродвигателей было е > 4096. где
е = 100.
п
4.6)
150
Поршневые насосы при числе цилиндров менее четырех являются неурав-
новешенными и поэтому могут вызвать опасные вибрации, фундаменты
таких насосов следует рассчитывать и на амплитуду собственных колебаний.
Расчет этот ведется по формуле (4.5). Прп этом во избежание резонанса при
п< 200 1/мин принимают е У; 100% , а при п /> 200 1/мин принимают е >- 50% .
Это означает, что фундаменты низкочастотных поршневых насосов, ка-
кими в большинстве случаев являются насосы с кривошипно-шатунными ме-
ханизмами, следует проектировать так, чтобы собственные частоты их были
выше рабочих частот насосов. Повысить значения nz проще всего увеличением
F при неизменном весе фундамента. А это значит, что надо уменьшить высоту
фундамента.
Кроме вышеизложенного динамического рас-
чета, фундаменты рассчитывают еще на стати-
ческую нагрузку для определения удель-
ного давления на грунт.
Удельное давление на грунт от веса насоса
и фундамента определяют по формуле внецентрен-
ного сжатпя
= ±^~)<Рлоп, (4-7)
где — общая масса фундамента М$ и агрегата
с оборудованием (Мн + Мэ); F — площадь подошвы
фундамента;, I — эксцентриситет центра тяжести
общей массы фундамента и агрегата относительно
центра тяжести площади подошвы фундамента.
Значение эксцентриситета равнодействующей
общей массы для случая, изображенного на
рис. 4.7, определяется как
I
е=2~т>
бе
где т — координата равнодействующей массы фундамента и агрегата. Из
рис. 4.7 следует, что
ЛЛл + + Л^ф лу
М„+Мэ+Мф
Для обеспечения равномерной осадки фундамента эксцентриситет не дол-
жен быть более 5% от размера I той стороны подошвы фундамента, в направле-
нии которой смещен центр тяжести.
Найденные по формуле (4.7) значения рЛ0П должны быть положительными
и не превосходить допускаемых значений, приведенных в табл. 4.1.
Отрицательные значения р означают, что фундамент отрывается от грунта.
Фундаменты под насосы выполняют из кирпича, бутобетона, бетона марки
90 и железобетона. Фундаменты в плане делают на 100—150 мм шире и длиннее
плиты насоса и несколько приподнимают над полом. Если учитывать, что
малые насосы будут заменяться большими, то размеры фундамента следует
рассчитывать по большим насосам. Фундаментные болты закладывают в при-
готовленные для них гнезда и заливают цементным раствором.
На фундаменты под насосные агрегаты не рекомендуется опирать и жестко
связывать с ними части сооружения и конструкции, которые могут передавать
151
вибрации основным элементам здания (стенам, колоннам, перекрытиям) на-
сосной.
При невозможности выполнения этого требования (например, для внутрен-
ней перегородки в насосной) для уменьшения вибрации между фундаментом
насосов и опираемой конструкцией устанавливают упругие прокладки (рези-
ну, войлок и др.).
Для предотвращения разрушения бетонной поверхности фундамента от
вредных действий нефтяных масел необходимо покрывать их слоем штукатурки
с 5%-ным раствором стекла и цемента.
§ 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Основными требованиями, предъявляемыми к эксплуатации насосных
станций, являются: надежная (безаварийная) и экономичная работа станции;
безопасность работы, достигаемая точным выполнением правил технической
безопасности; обеспечение нормальных санитарно-гигиенических условий
работы обслуживающего персонала.
Надежная работа насосных станций возможна лишь при систематическом
и тщательном поддержании всего оборудования в исправном состоянии. Для
достижения этого необходимо установить правильный эксплуатационный режим
работы насосов, осуществлять систематический уход и надзор за состоянием
оборудования, своевременно производить текущий и планово-предупредитель-
ный ремонты оборудования.
Для обеспечения наиболее экономичной работы насосных установок необ-
ходимо постоянно добиваться работы их при высоких к. п. д. и максимального
значения коэффициента мощности (cos ср).
Основные требования по технике безопасности сводятся к следующему.
Перед пуском в ход насосного агрегата необходимо проверить исправность
двигателя, насоса и предохранительных устройств. Воспрещается исправлять
всякие неполадки на ходу агрегата. Все движущиеся части агрегата, а также
передачи от двигателя к насосу должны быть ограждены съемными кожухами.
Персонал, связанный обслуживанием электроустройств станции, должен
строго выполнять «Правила безопасности при эксплуатации электрических
устройств станции и подстанции».
Эксплуатационная работа насосной станции должна быть отражена в сле-
дующих документах:
1) в суточной ведомости, в которой отмечаются часы работы насосов и
двигателей, время пуска и остановки агрегатов, ежечасные показания при-
боров, мелкий ремонт, расход энергии, топлива, смазки в смену, а также
аварии и их причины;
2) в ремонтном журнале, в котором отмечаются текущие, капитальные
и аварийные ремонты.
Указываются причины ремонта, какпе работы произведены, какие части
отремонтированы или заменены.
Одним из основных средств повышения технико-экономических показате-
лей насосных станций крупных перевалочных нефтебаз является автомати-
зация управления. При этом может быть осуществлен полный авто-
матизированный контроль работы насосных агрегатов: пуск и остановка, упра-
вление запорной арматурой, автоматическое отключение насосного агрегата
в случае падения или повышения давления в трубопроводе, повышения тем-
пературы подшипников насоса и электродвигателя. Имеется много разработан-
152
380/220 в
Рис. 4.8. Электрическая схема автоматического управления за-
движкой.
ных схем автоматизации насосных станций, но недостаточный объем их внедре-
ния не позволяет судить о конкретных их эксплуатационных и технико-эко-
номических показателях.
На рис. 4.8 показана схема электрических соединений блока управления
задвижкой, основанная на принципе реверсивного магнитного пускателя.
Для открытия задвижки замыкается контакт кнопки КО, что приводит
к возбуждению катушки контактора открытия О, главные контакты которого О
в цепи двигателя привода задвижки Д, замыкаясь, включают двигатель.
Задвижка открывается, и контакт связанного с ее валом конечного выключателя
ВК обесточивает катушку контактора О, что приводит к остановке двигателя.
Закрытие задвижки осу-
ществляется при замыкании
контакта кнопки КЗ, при'
котором возбуждается катуш-
ка контактора закрытия 3,
главные контакты которого
включают двигатель Д для
вращения в обратном на-
правлении.
Реле тока Т защищает
двигатель от перегрузок, в
частности при полном закры-
тии задвижки, когда конеч-
ный выключатель не отклю-
чит двигатель точно в мо-
мент, соответствующий окон-
чанию ее закрытия. Кнопка
КС позволяет останавливать
двигатель Д при любом по-
ложении задвижки.
Сигнализация положе-
ния задвижки осуществляет-
ся лампами ЛЗ и ЛК, в цепи
которых имеется двухполюс-
ный пакетный выключатель
2ПВ. Защита от коротких
замыканий обеспечивается автоматическим выключателем АВ, установлен-
ным совместно с трехполюсным пакетным выключателем 1ПВ на вводе
шкафа, рассчитанного на установку четырех таких блоков.
На рис. 4.9 представлена электрическая схема автоматического управле-
ния насосной установкой. При установке ключа управления УП в положение
I замыкаются его контакты 1 и 2 и вводится в действие система автоматического
управления. Включение насосной установки осуществляется подачей команд-
ного импульса с пульта управления, в результате чего автоматически выпол-
няются все операции, необходимые для пуска установки.
Отключается насосная установка дистанционно с пункта управления,
а также при действии защиты. В последнем случае автоматически включается
резервная установка.
Для дистанционного пуска насоса на пункте управления замыкают кон-
такт ключа КПД, в результате чего питание будет подаваться катушке КВ
включения выключателя высокого напряжения (в. н.) через контакт 1УП,
153
контакт конечного выключателя ВКЗ задвижки, установленной на выходе
насоса, блок-контакт выключателя ЛВ. Введение контакта ВКЗ, замкнутого
при закрытой задвижке, делает невозможным пуск насоса при открытой за-
движке. Когда давление на выходе насоса достигает заданного значения,
замыкается контакт ВД установленного там электроконтактного манометра,
что приводит к выключению реле РВД. Контакт РВД включает контактор О
открытия задвижки, что означает окончание пуска насоса.
Для дистанционной остановки насоса на пункте управления замыкается
контакт ключа КОД, в результате чего питание будет подаваться катушке КО
Давление
на выходе
насоса
Аварийная остановка
насоса
Управление
электродвигателем
насоса
Управление задвижкой
на выходе насоса
Открытие Закрытие
Реле-индикаторы
Рис. 4.9. Схема автоматического управления насосной установкой.
отключения выключателя в. н. После отключения последнего двигатель оста-
навливается, и задвижка закрывается в результате возбуждения катушки
контактора 3 по цепи, замкнутой блок-контактом выключателя ЛВ. Автомати-
ческая остановка насоса происходит в результате возбуждения реле РО, кон-
такт которого замыкает цепь катушки отключения выключателя КО.
Реле КО срабатывает прп:
1) снижении давления на выкиде насоса;
2) перегреве подшипников;
3) снижении давления воздуха ниже допустимого значения в системе
вентиляции двигателя.
В первом случае замыкается контакт НД электроконтактного манометра,
включающий реле времени РВ, контакт которого замыкается с выдержкой
времени. Катушка реле РО возбуждается и самоблокируется. Выдержка вре-
мени предусмотрена для исключения работы реле РО при кратковременных:
154
и случайных колебаниях давления на выходе насоса, а также в период пуска
насоса, когда напор его невелик.
При перегреве подшипников насоса размыкаются контакты ВТ температур-
ного реле и обесточивается катушка реле РКП. Контакт последнего замыкается,
возбуждает катушку реле-повторптеля ПРКП, контакт которого подключает
к питанию реле РО.
При уменьшении давления воздуха в системе вентиляции двигателя насоса
ниже допустимого значения замыкается контакт НДВ сигнализатора падения
давления, что приводит к возбуждению реле РА. Контакт последнего включает
в цепь питания катушки реле РО.
Автоматическое включение другого (резервного) насоса при отключении
данного насоса в результате работы перечисленных видов защиты достигается
введением контакта РО данного насоса в цепь включающей катушки КВ при-
вода другого насоса.
Местное управление при разомкнутых контактах 1 л 2 переключателя
управления осуществляется путем воздействия на кнопки КУВ, КУО, КО
и КЗ, установленные на щите управления.
§ 4. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ НА ПРОЧНОСТЬ
Стальные трубопроводы нефтебаз рассчитывают на прочность по предель-
ным состояниям. Предельным состоянием трубопровода называется такое
состояние, при котором дальнейшая его эксплуатация приведет к разрушению.
Для трубопроводов предельными состояниями являются: 1) несущая способ-
ность (прочность и устойчивость); 2) предельные деформации.
При расчете трубопроводов по первому предельному состоянию прочность
материала труб (сварные соединения принимаются равнопрочными основному
материалу труб) характеризуется величиной нормативного сопротивления
7?н. Различают два предельных нормативных сопротивления: R* — нормативное
сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления
разрыв}' материала труб; 7?” — нормативное сопротивление, равное наимень-
шему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала
труб и сварных соединений. Значения 7?” и ТД для некоторых сталей приведены
в табл. 4.2.
Таблица 4.2
Вг = Bi^m-jn,,;
R2 = Ti'aAym./zig.
155
Значения коэффициентов klt кг, т1, т3, т3 приведены ниже.
Коэффициент однородности при разрыве стали ............... 0,8—0,85
Коэффициент однородности труб, изготовленных из сталей А-2:
низколегированных .......................................... 0,85
углеродистых................................................. 0,9
Коэффициент условий работы при разрыве труб ................... 0,8
Коэффициент условий работы трубопроводов т2, транспортирую-
щих:
токсические, горючие, взрывоопасные и сжиженные газы ... 0,6
инертные газы или токсические, взрывоопасные и горючие
жидкости................................................... 0,75
инертные' жидкости........................................... 0,9
Коэффициент условий работы материала труб т3 прп повышен-
ных температурах:
до 100 РС.................................................... 1,0
» 250 РС................................................. 0,85
Выбор расчетного сопротивления материала труб производится в зависимости
от отношения 7?” к 77":
при
0,75 толщина стенки трубы определяется по формуле
при
#^<0,75 - по
s = nPdK
2 (7?i + np) ’
формуле
S __ _____пР^У._____
~ 2 (0.97?fm3 + np) ’
(4.8)
(4.8а)
где 6 — расчетная толщина стенки трубы; с7н — наружный диаметр трубы;
р — рабочее давление в трубопроводе; п — коэффициент перегрузки рабочего
давления в трубопроводе (п = 1,2).
Толщины стенок усиленного штуцера тройникового соединения, кониче-
ских переходов, гладких и сварных отводов и выпуклых заглушек определя-
ются по формулам (4.8) и (4.8 а), в которые вводится множитель а — коэффи-
циент несущей способности соответствующей детали трубопровода (а = 1<1,3).
Толщину стенок наземных безнапорных трубопроводов надо рассчитывать
по величине максимального изгибающего момента по формуле (3.54). Для под-
земных трубопроводов при подсчете суммарного изгибающего момента доба-
вляется максимальный момент от веса грунта по формуле (3.58). Толщина
стенки безнапорного подземного трубопровода должна удовлетворять условию
устойчивости формы под действием внешней нагрузки по формуле (3.59).
Величина внешней нагрузки складывается из давления грунта, рассчи-
танного по (3.57), и давления от веса сосредоточенного груза (Рс.н), которая
может быть вычислена по формуле Буссинеска:
где z — глубина заложения оси трубы; R — радиус трубы; G — вес сосредо-
точенного груза.
Суммарная внешняя нагрузка на трубу составит
- Р Л, + Л.. [1 + V (45 О] + м(Д34Са,)|„ (4.9а)
156
Толщину стенки порожнего безнапорного трубопровода вычисляют по>‘
формулам (3.52) и (3.59) без учета момента от веса жидкости (2-^ = М2 +
— М3). Подземные безнапорные трубопроводы большого диаметра надо про-
верять на устойчивость первоначальной формы поперечного сечения под дей-
ствием внешней нагрузки Р по формуле
Р г~-
^кр — LRZ ,
где Рк.р = кР\ к — запас прочности, равный 1,5,
Определение доиустпмого радиуса упругого изгиба
При прокладке трубопроводов на
ходится в изогнутом состоянии из-за
в горизонтальной плоскости. Изгиб
трубы чаще всего происходит в уп-
ругой стадии работы металла « ис-
пользованием естественной гибкости
местности ось трубы, как правило, на-
неровностей рельефа и поворотов трасс
Рис. 4.10. Расчетные схемы определения радиуса упругого изгиба трубопровода (а) и предель-
ного пролета трубопровода на опорах (б).
трубопровода. Основной величиной, определяющей гибкость трубы, являете®
радиус упругого изгиба р, для определения которого воспользуемся схемой
на рис. 4.10, а.
Определим продольные напряжения при упругом изгпбе трубы радиусом р.
Удлинение внешнего волокна
ДЗ" = S2 «Si,
где — длина нейтральной осп.
Принимая приближенно треугольник ADB за прямоугольный, можно за-
писать
5Х = р tg ср,
157
•а из треугольника Dab
Относительное удлинение внешнего волокна
AS =
iSi 2р
Продольное напряжение изгиба, соответствующее этой относительной де-
формации, определим по закону Гука
Отсюда допустимый предельный радиус упругого изгиба
<4Л0>
Расчет трубопроводов на опорах
Некоторые технологические трубопроводы нефтебаз целесообразно укла-
дывать над землей на опорах (например, «горячие» нефтепроводы с теплоизоля-
цией, паропроводы, конденсатопроводы, переходы, трубопроводы, укладывае-
мые на кронштейнах внутри помещений, и др.). Опоры под этп трубопроводы
строят двух типов: свободные и неподвижные («мертвые»). Свободные опоры
позволяют трубопроводу передвигаться в осевом направлении и ограниченно
в поперечном.
Неподвижные опоры закрепляют в определенном положении арматуру
трубопроводов, не допускающую перемещения: задвижки, тройники, кресто-
вины, компенсаторы термических напряжений и др.
Расстояние между опорами 10 определяют исходя из условий работы
металла в упругой стадии. Для определения 10 рассмотрим участок трубопровода,
лежащий на двух опорах (рис. 4.10. б). Для упрощения расчета трубу с нефте-
продуктом будем рассматривать как многопролетную разрезную, свободно
лежащую балку, изгибающуюся под влиянием собственного веса по радиусу р.
При этом трубопровод прогнется на величину стрелы прогиба /. Пз треуголь-
ника ABD следует:
Р2 = (Р-/)2 + (у)2
Раскрывая скобки и пренебрегая /2 вследствие малости по сравнению
<с р, получаем
/2
Р = А (4.11)
Для свободно лежащей однопролетной балкп стрела прогиба
где q — нагрузка на единицу длины трубы, слагающаяся из веса трубы, ар-
матуры, продукта, изоляции и др.; I — момент инерции сечения трубы.
158
Подставив в (4.11) значения р из (4.10)-и / из (4.12) и решив полученное
уравнение относительно 10, получим
Z0 = 4,38 1/S. (4.13)
F </Пи
Расчет опор, подвесок и кронштейнов сводится к определению действу-
ющих нагрузок и проверки их прочности. Величина нагрузки на опору скла-
дывается из собственного веса трубопровода, веса заполняющей его жидкости,,
наружной изоляции, а также усилий, возникающих в результате температурных,
деформаций трубопровода.
Свободные опоры рассчитывают по вертикальным и горизонтальным на-
грузкам. При равномерной осадке опор вертикальная нагрузка
<2в = ?С
По величине силы QB определяют необходимую площадь опорной поверх-
ности.
Стойки опор рассчитывают на продольный изгиб под действием силы QB
по формуле (3.81).
Горизонтальная нагрузка зависит от типа опор. Для скользящих опор
(при условии равномерной их осадки) горизонтальная нагрузка
м = <2вИс,
где цс — коэффициент трения скольжения.
Типы и размеры неподвижных опор выбирают в зависимости от способа,
прокладки трубопровода и величины действующей на опору силы. Осевое
усилие, действующее на эти опоры, зависит от способа компенсации термиче-
ских напряжений и расположения опор.
§ 5. ТЕРМИЧЕСКИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДАХ
В процессе эксплуатации рабочая температура трубопроводов /р иногда
значительно отличается от той температуры £у, при которой этот трубопровод
был смонтирован (уложен). В результате в теле трубы возникают деформации
удлинения или укорочения, определяемые формулой
AL = aL (ty — ty), (4.14)
где а — коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали а —
= 0,00012 1/°С); L — длина трубопровода.
Знак минус в формуле (4.14) означает удлинение трубопровода, а знак
плюс — укорочение его.- В свободно лежащем трубопроводе эти деформации
легко компенсируются за счет искривления оси трубопровода. Но если прямой
участок трубопровода не может свободно деформироваться вследствие закрепле-
ния его по концам неподвижными опорами, то в нем по закону Гука возник-
нут температурные продольные напряжения, величина которых может быть
определена соотношениями:
(4.15)
или
at = aE —
где е — относительное удлинение; Е — модуль упругости материала трубы..
159?
Приняв /у — ip = 1° С и Е — 0,21 • 105 МПа, получим, что при измене-
нии разности температур на 1° С в стальном закрепленном трубопроводе воз-
никают напряжения, равные <yt = 0,00012 • 0,21 • 10® • 1 2,5 МПа.
При возникновении в закрепленном трубопроводе термических напряжений
начинает действовать осевая спла
= atFa,
(4.16)
где г0 — площадь поперечного сечения металла трубы.
Осевая (продольная) сила при достижении очень большого значения спо-
собна разрушить трубопровод, арматуру и опоры. Например, если по трубо-
проводу размером 325 X 8 мм, уложенному прп температуре 0г С, перекачп-
Фис. 4.11. Трубопроводы « участками самокомпен-
сации термических напряжений.
а — угловой участок; б — z-образный участок.
вается нефтепродукт с температурой
-—40° С, то в ней возникает продоль-
ная сила сжатия, равная 82 тс.
Из формулы (4.16) видно, что на ве-
личину N длина трубопровода не
влпяет.
Величина деформации подземных
трубопроводов вследствие колебания
температуры по сравнению с назем-
ными при одной и той же Ai будет
значительно меньше. Это объясняется
тем, что деформациям подземных
трубопроводов, уложенных непосред-
ственно в толще грунта, большое со-
противление оказывает сила трения
поверхности трубы о грунт
Т = [ipTV^dL, (4.17)
где ц — коэффициент трения наруж-
ной поверхности трубы о грунт. Если
трубопровод снаружи покрыт только битумной антпкоррозпонной изоляцией,
то ц = 0,4-?0,6. Для свежезасыпанных траншей приведенные значения и.
необходимо уменьшить на 50%; ргр — давление грунта на поверхность трубы;
L — длина трубопровода.
Приравняв силы Т и N, можно определить длину трубопровода, прп ко-
торой силы трения полностью уравновесят силу от термических напряжений,
цргрлй£ = <т/7;’о;
__ &Е (ty—Мр) d
НРгр
(4.18)
Для разгрузки трубопроводов от термических напряжений чаще всего
используют естественную гибкость труб, прокладывая трассу таким образом,
чтобы прямые участки чередовались с криволинейными. Такие трубопроводы
называются самокомпенсирующимпся. На рис. 4.11, а, б показаны два наи-
более распространенных впда самокомпенсирующихся участка трубопровода.
дбо
Как видно из схемы, прп нагреванпп такой трубопровод будет деформироваться
п примет положение, показанное пунктиром.
Самокомпенсирующийся угловой участок (см. рис. 4.11, а) состоит из
короткого плеча 1г и длинного угол между которыми равен <р. Наибольшее
изгибающее напряжение <тта{ на неподвижной опоре короткого плеча
(4.19)
где — удлинение короткого плеча; п — отношение короткого плеча
к длинному (п = 1^1.,).
Рис. 4.12. Компенсаторы.
а — односторонний сальни-
ковый; б — линзовый; в —
гнутый.
Для прямоугольных участков при д = sin ф = 1; ctg ф = 0 формула
(4.19) примет вид
<ттах = ^^ (п-1). (4-20)
Конфигурация трубопровода с z-образными участками (см. рис. 4.11, б)
характеризуется длинами продольных плеч и Г2, вылетом I (длина перпенди-
кулярного плеча) п отношением короткого продольного плеча к вылету I,
т. е. п = В этом случае наибольшее пзгпбающее напряжение вычисляется
по формуле
O'max — Z2 (t_ t2ra) ’
(4.21)
Если самокомпенсацпей не удается полностью разгрузить трубопровод от
температурных напряжений, применяют специальные компенсаторы. Наи-
большее распространенпе получили сальниковые, линзовые и гнутые компен-
саторы.
11 Заказ 191
161
Сальниковые компенсаторы (рис. 4.12, а) состоят из
корпуса и скользящего в нем стакана. Герметичность компенсаторов обеспечива-
ется сальниковой набивкой. Изготовляют компенсаторы двух типов: одно-
сторонние и двухсторонние. Двухсторонний компенсатор обеспечивает пере-
мещение правой и левой ветвей трубопровода.
Для сальниковых компенсаторов требуется весьма точный монтаж. Пере-
косы присоединяемых трубопроводов вызывают заедание стакана и разрушение
компенсатора.
Габаритные размеры компенсаторов подбираются в зависимости от расчет-
ной величины деформации трубопровода. Преимуществом сальниковых ком-
пенсаторов являются их компактность и сравнительно большая компенсиру-
ющая способность (до 300 мм). Компенсаторы на низкие давления выполняют
из чугуна, а на давление до 1,6 МПа (для труб диаметром 76—300 мм) — из
стали. Сальниковые компенсаторы не рекомендуется применять при малых
диаметрах труб, так как они часто перекашиваются и «заедают» вследствие
большой естественной гибкости трубопровода. В случае заедания компенсатора
на неподвижные опоры, находящиеся на концах компенсируемого участка,
будет действовать продольная сила
где р — внутреннее давление в трубопроводе.
Это обстоятельство ограничивает применение сальниковых компенсаторов
при высоких давлениях.
Линзовые компенсаторы (рис. 4.12, б) представляют собой
гибкую вставку в трубопровод, состоящую из попарно сваренных линз, так
что каждая пара образует волну высотой 50—200 мм. Компенсирующая спо-
собность одной волны в зависимости от толщины стенки составляет от 5 до
15 мм.
Для предотвращения продольного изгиба и неравномерной работы волн
компенсатор составляют не более чем из 12 волн. Линзовые компенсаторы просты
по конструкции, герметичны, имеют малые габаритные размеры, удобны в об-
служивании. Недостатком линзовых компенсаторов является сравнительно
низкое допускаемое внутреннее давление в трубопроводе, так как возникающая
в компенсаторе разрывающая сила пропорциональна квадрату диаметра волны:
N = p^L. . (4.22)
Гнутые компенсаторы (рис. 4.12, в) изготовляют из тех же
труб, из которых смонтирован трубопровод. Из всех известных форм наиболь-
шее распространение получили простые в изготовлении П-образные компен-
саторы. В отличие от рассмотренных выше типов гнутые компенсаторы при-
годны для высоких давлений и герметичны. Недостатками их являются зна-
чительные габаритные размеры. Расчет гнутых компенсаторов ведут по специ-
альным номограммам, одна из которых представлена на рис. 4.13.
Монтаж гнутых компенсаторов, как правило, ведется с предварительной
растяжкой на половину температурного удлинения трубопровода. Это по-
зволяет вдвое увеличить компенсирующую способность компенсатора.
162 z
§ 6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ
В процессе эксплуатации технологических трубопроводов появляется
необходимость периодического освобождения их (например, для смены пере-
качиваемых нефтепродуктов, производства ремонтных работ, реконструкции
и ДР-)-
ЖО
Вь-'лет гоу.пенсатора h. чм
Рис. 4.13. Номограмма для расчета П-образных компенсаторов.
Трубопроводы могут быть освобождены от нефтепродуктов одним из следу-
ющих способов:
1) спуском нефтепродуктов самотеком в специальные приемники с после-
дующей откачкой в резервуар:
2) прокачкой трубопровода водой с применением эластичных разделителей;
3) продувкой нефтепровода сжатым воздухом.
При освобождении трубопровода последним способом возможны три ва-
рианта в зависимости от профиля местности:
1) трубопроводы спускаются в направлении продувки;
2) трубопроводы поднимаются в направлении продувки;
3) трубопроводы имеют комбинированный профиль (с подъемами и спу-
сками).
11*
163
В первом случае продувка ускоряет самотечное освобождение. Во втором
случае воздух движется в виде отдельных крупных пузырей, вытесняя соот-
ветствующий объем нефтепродукта; так как с повышением расхода воздуха
его объем в трубопроводе увеличивается, то соответственно растет и объем
вытесняемого нефтепродукта.
Замещение нефтепродуктов в технологических трубопроводах
Для предупреждения порчп нефтепродуктов, перекачиваемых по техноло
гическим трубопроводам, наиболее совершенным способом эксплуатации явля-
ется перекачка каждого сорта нефтепродукта по специально отведенному для
него трубопроводу. Однако многие нефтебазы оперируют с весьма широким
ассортиментом нефтепродуктов (особенно масел), и прокладка отдельных трубо-
проводов, а также установка отдельных насосов для перекачки каждого сорта
нефтепродукта экономически нецелесообразно. Поэтому число трубопроводов
сокращают за счет перекачки нескольких сортов нефтепродуктов по одной
трубе. Но не все нефтепродукты целесообразно перекачивать по одному нефте-
проводу.
Для решения вопроса о числе нефтепроводов на нефтебазе ниже приводится
примерная разбивка нефтепродуктов в зависимости от их физико-химических
ствойств:
Топливо
1) автомобильные бензины неэтилированные, тракторный керосин;
2) автомобильные бензины этилированные;
3) керосин осветительный, дизельное топливо для быстроходных дизелей,
соляровое масло;
4) моторное топливо и мазуты;
5) топливо ТС-1, Т-1, Т-2;
6) бензины авиационные.
Масла
1) авиационные, МТ-16п, компрессорное Т;
2) трансформаторное, турбинное Л;
3) индустриальные 12, 20, 50 и АУ;
4) индустриальные 30 и 45, автотракторные АК-5 и АКЗп-6;
5) дизельное, автотракторное АК-15, компрессорное М;
6) веретенные и машинные дистилляты;
7) цилиндровое 11, моторное, автотракторное АК-10;
8) цилиндровые 24, 38 и 52;
9) трансмиссионное, осевое.
Глава 5
ПОТЕРИ НЕФТЕПРОДУКТОВ II МЕТОДЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ
§ 1. ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ
Одним из основных средств улучшения экономических показателей произ-
водства является максимальное использование имеющихся резервов (например,
сокращение потерь нефти и нефтепродуктов на промыслах, на нефтеперераба-
тывающих заводах, при транспортировке, на нефтебазах и в процессе потребле-
ния). Ориентировочные подсчеты показывают, что годовые потери нефти при
перекачке от скважины до установки нефтеперерабатывающего завода и нефте-
продуктов при доставке от завода до потребителя включительно составляют
около 9?6 от годовой добычи нефти. При этом в результате испарения из нефти
уходят главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным
и ценнейшим сырьем для нефтехимических производств.
Потери легких фракций бензина приводят к ухудшению товарных качеств,
понижению октанового числа, повышению температуры кипения, а иногда
и к переводу нефтепродукта в более низкие сорта.
Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов
на нефтебазах и при транспортировке составляют примерно 2,5%. Потери
от утечек составляют небольшую часть и могут быть полностью ликвидированы
за счет повышения общей культуры производства и проведения общеизвестных,
обязательных организационно-технических и профилактических мер.
Основные источники потерь на нефтебазах — испарения в резервуарах
и при сливо-наливных операциях. Процесс испарения происходит при любой
температуре вследствие теплового движения молекул нефтепродукта. С воз-
растанием температуры, т. е. с ростом интенсивности теплового движения,
скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарение
происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет
заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового про-
странства резервуара парами нефтепродукта прп различных температурах
необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхност-
ного слоя нефтепродукта. Степень испаряемости нефтепродуктов определяется
давлением насыщенных паров.
Давлением насыщенных паров жидкости (ру) называют парциальное да-
вление паров над ее поверхностью, прп котором пары находятся в равновесии
с жидкостью. Парциальное давление паров равно той части общего давления
газовой смеси, которая обусловлена присутствием этого компонента. Кроме
того, оно также равно тому давлению газа, которым он обладал бы, занимая
один весь объем смеси. Давление насыщенных паров жидкости ру зависит
165
от температуры, и при достижении температуры кипения оно становится рав-
ным внешнему давлению. Таким образом, жидкость испаряется тогда, когда
парциальное давление ее паров в окружающей атмосфере меньше давления
насыщенных паров.
Для данного нефтепродукта ру зависит только от температуры его поверх-
ности Т. Зависимость ру от температуры может быть получена совместным
решением следующих уравнений:
Клапейрон а—К лаузиуса
= ___I___.. ’ (5 11
dT АТ уп_уж’ _•
уравнения состояния
p(Vn-Vx) = RT. (5.2)
Здесь А — термический эквивалент единицы работы (А = 1/427); Vn, 7Ж —
молекулярные объемы сухого пара и жидкости прп давлении насыщенных
паров р; г -— мольная скрытая теплота испарения в Дж/моль; R — универсаль-
ная газовая постоянная, равная R = 8390 (Дж/моль • К).
Подставив значения (Уп — Уж) из (5.2) в (5.1) и разделив переменные,
получим
dp _ г dT •. 1
Р ~ AR т~
ИЛИ •
Ру _ Т
С — r С
Р ~~ AR J Тг
Ру0
После интегрирования имеем:
‘ ^х),
Ру„ AR \ То Т )
где Т — абсолютная температура, при которой известно давление насыщенных
паров; ру — искомое давление насыщенных паров нефтепродукта при абсо-
лютной температуре Т.
Поскольку , •
Л7? = —у 8390 20 Дж/(моль-К), -
то окончательно ,
Мольная скрытая теплота испарения находится по правилу Трутона
г = 92.103Гк, ,
где Тк — температура кипения нефтепродукта в К при р = 0,1 МПа. Кри-
вые давлений насыщенных паров некоторых нефтепродуктов представлены
.на графике (рис. 5.1).
Потери от испарения являются результатом следующих причин:
166
Потери прп опорожнении и заполнении резер-
ву а р о в. т. е. потери от «больших ды хани п».
Прп выкачке нефтепродуктов из емкости в освобождающийся объем газо-
вого пространства всасывается атмосферный воздух. Прп этом концентрация
паров в газовом пространстве уменьшается п начинается испарение нефте-
продукта. В момент окончания выкачки парциальное давление паров в газовом
пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров
при данной температуре. Прп последующем заполнении резервуара находяща-
яся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется пз емкости. По
удельному весу потери от «больших ды-
ханий» составляют более 2/3 суммарных
потерь от испарения.
Таким образом, из самого опре-
деления потери от «больших дыханий»
зависят от частоты закачки — выкачки
резервуаров, т. е. от коэффициента
оборачпваемостп к.
Потери от «малых дыха-
н и й» происходят по двум причинам:
1) от суточного колебания тем-
пературы, а следовательно, от парци-
ального давления паров, вследствие
чего изменяется п абсолютное давление
в газовом пространстве резервуара.
Прп достижении давления, превыша-
ющего необходимую величину для подъ-
ема клапана, приподнимается тарелка
клапана п часть паровоздушной смесп
выходпт в атмосферу (получается как бы
«выдох»). В ночное время суток газовое
пространство п поверхность нефтепро-
Рис. 5.1. Кривые давлений насыщенных паров.
дукта охлаждаются, газ сжимается п
происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в газовом
пространстве падает, и как только вакуум в резервуаре достигнет величины,,
равной расчетной, откроется вакуумный клапан п пз атмосферы в резервуар
начнет поступать чистый воздух (получается как бы «вдох»);
2) от расширения паровоздушной смесп при понижении атмосферного
давления, вследствие чего часть газа выйдет пз резервуара (прп условии, что
разность давлений в резервуаре п атмосферного больше расчетного давления
клапана).
Потери от вентпляцпп газового пространства резервуаров
происходят прп наличии двух отверстий на крыпте, расположенных на расстоя-
нии h по вертикали (рпс. 5.2). Вследствие того, что плотность паровоздушной
смесп больше плотности воздуха, в резервуаре образуется газовый сифон,
прп котором паровоздушная смесь начинает вытекать через нижнее отверстие,
а свежпп воздух поступать через верхнее отверстие. Таким образом, будет
происходить непрерывная циркуляция в газовом пространстве резервуара
под газовым давлением
р = ^(Рсм —Рв).
где рсч — плотность паровоздушной смеси в резервуаре; рв — плотность
воздуха.
167
Секундный расход при газовом сифоне можно вычислить по известной фор-
муле истечения
(5.4)
’ Рем
где р, — коэффициент расхода при истечении через отверстие (для практиче-
ских расчетов р, = 0,58); / — площадь отверстия.
Если известны концентрация С и плотность рн паров нефтепродукта в па-
ровоздушной смеси, то весовое количество нефтепродукта при наличии газо-
вого сифона определится из соотношения
G = QCpH.
Газовый
дыхательные
сифон в резервуаре возможен и при герметичной крыше, если
клапаны размещены, как показано на рис. 5.2. В этом случае
сильным порывом ветра может быть поднята
тарелка вакуумного клапана 1 прибора, воз-
дух будет входить в резервуар и может поднять
в газовом пространстве давление, превышающее
допускаемое. Тогда клапан давления 2 в при-
боре откроется, и через газовое пространство
резервуара будет происходить циркуляция
воздуха и паровоздушной смеси.
Потери от насыщения газового
пространства резервуара парами нефтепродук-
тов могут происходить при начальном заполне-
рис. 5.2. Схема вентиляции газового нпп резервуара нефтепродуктом, когда газовое
пространства резервуара пространство резервуара кроме воздуха начи-
нает насыщаться еще и парами нефтепродукта.
Эти потери могут бытьп в случае смены продукта в резервуаре, когда в него
закачивается нефтепродукт с более высоким давлением насыщения паров.
В этом случае происходит дополнительное насыщение газового пространства
резервуара.
Потери от обратного выхода возможны при частичной
выкачке нефтепродуктов из емкостп, когда ее газовое пространство оказывается
ненасыщенным парами. Поэтому после окончания выкачки происходит до-
полнительное насыщение газового пространства вследствие испарения некото-
рого количества нефтепродукта. Если емкость оборудована дыхательным кла-
паном, то давление в газовом пространстве при этом повышается до давленпя,
на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается
и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смеси, соответству-
ющий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыще-
ния газового пространства («обратный выдох»). Аналогичное явление происходит
после частичного заполнения очищенной и проветренной емкостп. если в конце
заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парами («дополни-
тельный выдох»). Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания
наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается «дополнительный
выдох».
Температурный режим резервуаров
Задача об изменениях температуры газового пространства резервуара
под воздействием колебаний температуры внешнего воздуха, периодической
солнечной радиации в строгой ее трактовке относится к области теории неста-
168
ционарного теплообмена и решение ее связано с некоторыми трудностями.
Отсутствие определенной закономерности изменений температуры внеш-
него воздуха и интенсивности солнечной радиации не позволяют выразить их
характер точными уравнениями. Большие трудности возникают при исследо-
вании нестационарного теплообмена внутри резервуара.
Приближенное решение задачи о колебании температуры в газовом про-
странстве резервуара было выполнено II. А. Парным. Полученная расчетная
формула оказалась весьма громоздкой и неудобной для практических расчетов.
Поэтому она была преобразована в виде алгебраической суммы некоторых
функций. Одна группа этих функций оказалась зависящей только от отношения
площади боковой поверхности Вст к площади крыши резервуара (рис. 5.3, а)
Акр, а Другая — от долготы дня и широты местности (рис. 5.3, б). Чтобы ис-
ключить влияние долготы дня, последняя группа функций была вычислена для
наиболее длинного дня — дня летнего солнцестояния (22 июня).
Таким образом, былп получены простые формулы для определения суточ-
ного колебания температуры газового пространства резервуара:
Д^г = — 591 [/2/з -г fife ~ fi (/s— fsW* (5-5)
где/1~?/8 — функции, определяемые по графикам, приведенным на рис. 5.3.
Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резер-
вуара Д£г, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю темпе-
ратуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры
газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебаний воздуха Д£в.
Однако минимальная температура газа ij?in в резервуаре не может быть ниже
минимальной температуры воздуха (/™1П). Поэтому приближенно можно принять:
Zrmin^^in^^P-^; (5.6)
(5.7)
/max I /min ~ _ \/n
; (5.8)
iBmS = i?p-0,3^; (5.9)
i3macxn = lSp-O,3^-. (5.10)
Температура верхних слоев нефтепродукта ^₽сл может быть принята при-
близительно равной средней температуре воздуха tBp. Поскольку испарение днем
вызывает охлажденпе поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация
паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба про-
цесса стремятся к сохранению Л., сл const.
Из экспериментальных данных амплитуда колебания температуры верх-
них слоев нефтепродукта в среднем составляет Д£в. с,. (0,2-)-0,4) Д/,. Выше-
приведенные рекомендации по определению температурного режима резервуа-
ров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества
испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах.
169
Рис. 5.3. Графики функции / и уравнении (5.5)
§ 2. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ
ОТ ИСПАРЕНИЯ В РЕЗЕРВУАРАХ
Рассматриваемые основы теории потерь базируются на исследованиях
П. В. Валявского п В. И. Черникина, которые с целью получения простых
расчетных уравнений для подсчета потерь ввели следующие упрощающие
положения:
1) концентрация паров испаряющегося в резервуаре нефтепродукта во
всех точках газового пространства одинакова;
2) насыщение газового пространства резервуара парами испаряющегося
нефтепродукта происходит мгновенно;
3) паровоздушная смесь в резервуаре строго подчиняется уравнению'
состояния газов и закону Дальтона;
4) предполагается, что резервуары (особенно крыши) абсолютно герме--
тпчны.
Положим, что в начальный момент времени в газовом пространстве ре-
зервуара (с легкоиспаряющимся нефтепродуктом) установились следующие
параметры: объем V\, абсолютная температура Тх, давление и концентрация
паров С1. По истечении некоторого времени в результате одностороннего про-
цесса все эти параметры изменились и соответственно стали равны V2, Т2,
р2 и С.2. Определим вес воздуха G±, находящегося в газовоздушной смесиг
заполнившей все газовое пространство резервуара до начала процесса.-
На основании уравнения состояния газов
где R — газовая постоянная воздуха;
С1 = П(1-С1)т^4-
Заменяя R универсальной газовой постоянной R, получаем
где Мв — молекулярный вес воздуха.
Тогда
1 £1
В конце процесса вес воздуха (в газовом пространстве резервуара G2)
можно определить аналогично предыдущему уравнению:
С2 = У,(1-С2)^-^.
Вес воздуха, ушедшего из резервуара вместе с паровоздушной смесью
за время процесса через дыхательный клапан.
Св = 6!1-С2 = Гу1(1-С1)^-Т2(1-С2)^1 ф. 1
I- 1 1 2 J ft
Вместе с воздухом в паровоздушной смеси из резервуара уйдет некоторое
количество паров нефтепродукта.
171
Весовое количество нефтепродукта,
определится из соотношения
ушедшего с паровоздушной смесью,
Св Т^в Рв
G& Уб рб ’
где VB, V6 — объемы воздуха и паров нефтепродукта в ушедшей £из резерву-
ара паровоздушной смеси; рв и рб — плотности воздуха и паров нефтепродукта
в паровоздушной смеси.
Объемы газов в смеси по закону Дальтона пропорциональны их объемным
концентрациям
Рв 1-С
Уб ~ с ’
Ci ”1“ Со ** у
где С — —~—-— средняя ооъемная концентрация паров нефтепродукта в смеси.
Известно, что _ Мв _ Мб Рв 22,4 ’ Рс 22,4 •
Следовательно, Рв Рб Мб ’
Подставляя найденные значения отношения объемов и молекулярных
весов, получаем
GB 1-С Мв
С б G Мб
Откуда
Z7 _ Мб С р
т^с °в
или
Сб = [71(1-С1)^--72(1-С2)^]т^.^. (5.11)
Уравнение (5.6) позволяет определить вес теряемых паров нефтепродукта
в результате их испарения в резервуаре.
Уравнение потерь (5.11) удобнее всего выразить через допускаемые зна-
чения избыточного давления рг и вакуума р2, а также через давление насы-
щенных паров, соответствующие температурам и Г2. Подставляя значения
С, = и С = — в (5.11), получаем
1 Р1 2 Р2 Р
Ge = Г (Рх ~Ру,) - (Р2 - Ру,) И ’ <5Л2)
L 1 1 1 2 -J Р Ру К
где рУ1 — давление насыщенных паров при температуре Т-р, рУг — давление
насыщенных паров при температуре Т2; ру — среднеарифметическое значение
Ру, У Ру2
давления насыщенных паров, т. е. ру =---.
Для удобства расчетов давление в газовом пространстве целесообразно
выразить через допускаемое давление в дыхательном клапане: рх = ря — рк.в;
Р2= Рв+ рк.я1 Р = гДе Рк. в-вакуум; рк д — избыточное давление.
172
Тогда уравнение (5.12) может быть преобразовано в виде
в. - ,-Ы $} - (л - л. .-/>>.) тй -Й7 * ’ (5ЛЗ)
где ра — абсолютное атмосферное давление.
При практических расчетах давление насыщенных паров нефтепродуктов
при различных температурах может быть найдено из графиков ру = / (7),
представленных на рис. 5.1.
Молекулярный вес бензиновых паров определяется эмпирической зави-
симостью
Jf6 = 60-0,3zH.K-0.001^.K, (5.14)
где _1Тб — молекулярный вес бензиновых паров в кг,’моль; ta. к — температура
начала кппенпя бензпна в СС.
Исследование уравнения (5.12) позволяет получить расчетные формулы
в зависимости от характера «дыхания» резервуара п выявить условия, при ко-
торых потери от испарения могут быть ликвидированы частично или полностью.
Потери от «малых дыханий»
В процессе «малых дыханий» часть жидкого нефтепродукта, испаряясь,
превращается в газообразное состояние, тем самым как бы уменьшается объем,
занимаемый нефтепродуктом, п увеличивается объем газового пространства
резервуара. Но прп практических расчетах можно пренебречь этим колебанием
газового пространства п принять F1 Г, V. Тогда уравнение (5.12) для
подсчета потерь от «малых дыханий» в наземных резервуарах примет вид
rt _ vГра~Л<- в~ру Ра~Рк- рУ -Уб /г л г,
•ч-д~ L Т1 Т-2 1 Р~Ру R ' ( }
Если перекрытие подземных резервуаров расположено ниже глубины
полного затухания колебания суточных температур, потери от «малых дыханий»
будут только от колебаний атмосферного давления
±Ра = Раг~ Ра2.
Поскольку Т\ Т 2 Т. то и pYl рУг ру. Тогда из (5.15) получим
GI. д = ~ ~ в -Рк. д)] • (5.16)
1 Р Ру Л
Уравнение (5.16) показывает, что если рассчитать перекрытие резервуаров
на нагрузку дыхательных клапанов, равную максимальному суточному коле-
банию атмосферного давления, можно полностью ликвидировать потери от
«малых дыханпп» в подземных резервуарах, заглубленных на z, т. е.
6?(.д--0 прп Лра = рк>5-рк>д.
Величина заглубления крыши резервуара z завпспт от географического
месторасположения резервуара и теплофизпческпх свойств грунта.
Из теорпп тепловых волн следует, что
— (5.17)
т "z
173
где а — коэффициент температуропроводности грунта в м2/ч; 0О — амплитуда
суточных колебаний температуры грунта на поверхности земли; 0г — амплитуда
суточных колебаний температуры на глубине z.
Если принять ~ = 100 (полное затухание 0О с точностью до 1%); а =
= 0,0015 м2/ч, то получим z = 0,5 м.
Представляет большой практический интерес задача о величине допуска-
емого избыточного давления в резервуаре (р2), при котором не будет потерь от
«малых дыханий». Для решения этой задачи приравняем нулю уравнение (5.15).
Тогда можно записать:
Ра Рк. в Pyt Ра — Рк. д Ру,
Р-2 (Та . Рк. д)-
Следовательно,
Т2=Ту2-СРа-А. (5.18)
Рк.л = {Ра~Рк. в — РУ1) -у^-(Ра— РУг)- (5.19)
Для ориентировочных расчетов потери от «малых дыханпй» с 1 м3 газового
пространства «атмосферных» резервуаров составляют:
при изменении температуры газа на 1 ° С
См д~ кг/м3 СС; (5.20)
при изменении атмосферного давления на 1 Па
G2.д~0.44-С, кг/м3 Па. (5.21)
Потери от «больших дыханий»
Из самого определения «большие дыхания» следует, что величина потерь
должна быть пропорциональна объему закачанного в резервуар нефтепродукта.
Для «атмосферных» резервуаров примем р2 р. Поскольку «боль-
шие дыхания» происходят за короткий промежуток времени, то Тt Т „ Т,
а следовательно, и Сх С2 С. Тогда уравнение (5.11) примет впд
G6.a^(T-1-T2)G^.^. (5.22)
Здесь Vr — V, = V6 — объем закачанного в резервуар нефтепродукта,
а ~ = рб — плотности паров нефтепродукта.
Таким образом, прп V6 = 1 м3 и рб = 3 кг/м3 получпм формулу для
ориентировочных расчетов потерь от «больших дыханий» прп закачке 1 м3
нефтепродукта для «атмосферных» резервуаров:
G6. iC кг/м3. (5.23
Если резервуар рассчитан на какое-то избыточное давление, то в начале
процесса «большого дыхания» часть паров сожмется и газовое пространство
резервуара уменьшится до V*. Сжатие газов будет происходить до тех пор,
174
пока давление в газовом пространстве не станет больше р2. Следовательно
потери от «больших дыханий» начнутся с объема газового пространства У2 <
< Vr. Тогда пз резервуара уйдет объем паровоздушной смеси, равный V6 _
— ДУ. где У6 — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, а ДУ = у _
— V* — часть объема газового пространства резервуара, которая может быть
заполнена нефтепродуктом без потерь от «больших дыханий».
Такпм образом, для определенпя У* уравнение (5.13) надо приравнять
нулю.
Тогда
у* — у в~ру'
' ~~ 1 Да—Рк. Д —Л-2 Т1
Принимая Tj Т, = Т и ру, = Ру, = pv и заменяя рг — р„ — рк. в
и Pi = Ра ~ Рк. в- получаем:
П = уйд^.
Pi — Ру ’ . . '
ду=ух - у:.
Объем газов, выходящих пз резервуара,
уг = у6-ду
Уг = Уб-УЦ|^). (5.24)
Вес паров нефтепродукта, теряемых из резервуара прп одном «большом
дыхании»:
G6^=(V6-AV)pC при р6=^-Э- и С = ~>
1 п_ Р
т. е.
-^г- <5-25)
Уравнение (5.24) показывает, что с увеличением давления насыщения
паров объем газов Уг, выходящих из резервуара при «больших дыханиях»,
уменьшается, а концентрация паров нефтепродукта С увеличивается. Вероятно,
что прп определенном значенпп р* потери от «больших дыхании» будут дости-
гать максимума. Значение Gmax найдем из условия = 0, а именно:
<1 Ру
иб^^1(Л2-р1)77Д^ = о.
Отсюда
(5.26)
175
При полном заполнении резервуара можно принять У6 = Vj,. Тогда
= (5.27)
Подставив значение р* из (5.27) в (5.25), получим уравнение для опреде-
ления максимальных потерь от «больших дыханий»:
= (5.28)
-К
Избыточное давление в резервуаре, при котором не будет потерь от «боль-
ших дыханий», можно получить, приравняв нулю уравнение (5.25):
или
Т/б_у (^rzTi.\ = o.
1 \ Рг — Ру )
Отсюда
<5.29)
Потери от насыщения газового пространства «атмосферных» резервуаров
Потери этого вида возможны при наливе нефтепродуктов в чистую, сухую
тару (бочки, бидоны, контейнеры и резервуары, не бывшие еще в эксплуатации).
Если в такие емкости объемом V наливать нефтепродукт, то вследствие
испарения газовое пространство их будет насыщаться парами. За некоторый
промежуток времени объемная концентрация паров поднимется на величину
dC, а так как емкость свободно сообщается с атмосферой, то из емкости уйдет
паровоздушная смесь объемом dV = VdC. Вместе с паровоздушной смесью
уйдут и пары нефтепродукта. Еслп в рассматриваемый момент времени кон-
центрация паров нефтепродукта С. то из емкостп уйдет объем паров
dVw = VCdC.
Из уравнения состояния газов
pdVw=dG,-RT
следует, что
dGn = -^dVn
ИЛИ
dG, = ^-TVCdC.
ill
После интегрирования от 0 до С получим
(5.зо)
Или, выражая R через универсальную газовую постоянную R, имеем:
г =zL М6 с-
н т • - • 2 .
176
от
(5.32)
(5.12).
окон-
паров
(5.33)
Заменив С = —, полгчпм
р
Если в емкости ранее хранился тяжелый нефтепродукт с концентрацией
паров С1. то при заполнении ее более легким нпзкокипящим нефтепродуктом
будут потери от дополнительного насыщения газового пространства. В этом
случае исходное дифференциальное уравнение следует интегрировать
до С.2, и формула (5.30) примет вид
_ VP Мб (C»-Q)
СГн~ Г ‘ Я ’ 2
Потери от «обратного выхода» (Go. в) определяются по формуле
Полагая рУ1 = р..х — парциальному давлению паров бензина в момент
чания выкачки и ру, = р,:. б — парциальному давлению насыщенных
бензина, получим
_ у [Ра — Рк.в — рух Ра Рк. д Ру. б i Ру Мб
&0-в = Л Б / Р-Ру ‘ ~Т '
Приравнивая нулю выражение (5.33), стоящее в скобках, найдем, что по-
терн от «обратного выдоха» не будут прп условии, что
Z'y. Ь ' Д j- era t'K. в
Поскольку процесс «обратного выдоха»
происходит прп 7’1 лй Т2. то потери будут от-
сутствовать, если
Ру. б « Рк. д Рк. в Рух-
Фактические потери нефтепродуктов
от испарения в резервуарах
Фактические потери нефтепродуктов при хра-
нении в резервуарах могут быть определены одним
из двух способов.
Первый способ. Исследование изме-
нений физических свойств нефтепродуктов в про-
цессе длительного хранения.
Для определения потерь необходимо иметь
две пробы, взятые до хранения (Л) и после хра-
Рис, 5.4. Определение потерь нефте-
продуктов от испарений по измене-
нию физических констант.
нения (Б).
Пробу нефтепродукта А подвергают дробной разгонке под вакуумом
и по данным разгонки строят кривую давления насыщенных паров в зависи-
мости от процента отгона, В образце Б так же определяют р®, значения кото-
рого откладывают на оси ординат и проектируют на кривую разгонки об-
разца А и далее на ось абцисс (см. рпс. 5.4). Отрезок х представляет потери
нефтепродукта (в %) при хранении.
Второй способ. Непосредственное измерение объема выходящих
из резервуара паров. Этот способ, наиболее приемлемый при кратковремен-
ном хранении (за одно «малое» или за одно «большое дыхание»), заключается
12 Заказ 191
177
в следующем. После проверки полной герметичности крышп к газовому про-
странству резервуара подключаются счетчпк и газоанализатор. По объему выхо-
дящей из резервуара паровоздушной смеси и концентрации паров нефтепродукта
определяют количество теряемого нефтепродукта.
Методика подсчета потерь нефтепродуктов
от «малых» и «больших» дыханий
Пример 5.1. Определить потерн бензина в июне от одного «малого дыха-
ния» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре объемом 4600 м3
(JD = 22,8 м, R = 11,4 м, высота конуса крыши h ~ 0,47 м), установленного
в Москве и заполненного наполовину (Нг = 0.5 R). Температура начала ки-
пения бензина tH.K = 46° С. Среднее атмосферное давление р& = Ю3 Па.
Решение. 1. Определяем температуру в газовом пространстве резер-
вуара.
Согласно данным климатологического справочника среднемесячная темпера-
тура воздуха в июне в Москве tB = 17.8: С. а среднемесячный минимум tB =
= 12,3° С.
Среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха
= Д£в = 2(17,8 — 12,3) = 11° С.
Отношение при половинном заполнении резервуара
Fст 2.т7?7Дг _ 2.Нг _____. 2 • 5.7 ।
Ткр лД ]<Д2—/г2 ““ | ~ /п,42 —0,47-’ ~
По кривым на рис. 5.3 для Москвы при tg а = = 0.082 и
Ft О, I
а = 2,5° определяем функцию / : = 0.819; f2 ~ 0,036; /3 = 0,72; /4 =
= 0,016; /5 = 0,855; /в = 0,0145; /7 = 0,46; /8 = 0,77.
Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства
резервуара определяется по формуле (5.5):
Мг = 11,0 • 0,819 + 591 [0,036 • 0,72 - 0,46 • 0,0145 - 0,016 (0,77 - 0,855)] = 27,8° С.
Минимальная температура в газовом пространстве резервуара согласно (5.6)
zmin = (.min== 12.3= С.
Максимальная температура в газовом пространстве резервуара опреде-
ляется по формуле (5.7)
?max = zmin = 12(3 _ 27.8 = 40,1° С.
2. Определяем температуру верхних слоев нефтепродуктов по формулам
(5.9) и (5.10):
О = Авр-0.з4^ = 17.8-0,3 ^=13,7= С:
t™anx=i?-0,3 ^7 = 17.8-0,3^-21.9=С.
3. Определяем объемную концентрацию бензиновых паров в газовом про-
странстве резервуара (Сг и С2).
178 . ~
Пользуясь графиком на рис. 5.1
вление насыщенных паров ру при г
Тогда
(четвертая снизу кривая), находим да-
РУ1 = 0,027 МПа ирУ2 = 0,04 МПа.
с О027__
01 ~ Ра ~ 0,1 “°’2'
^ = ^ = 0,4.
Ра 0,1
и
Средняя объемная концентрация
С = С17С^- = °-22_-°-4 = 0.335.
4. Определяем молекулярный вес бензиновых паров по формуле (5.14):
Мб = 60 - 0,30. к - 0.001 • tl .к = 60 - 0.3 • 46 - 0.001 462 = 75,9 кг/моль.
5. Потерю бензина за одно «малое дыхание» определяем по формуле (5.11):
0^м. д - -1 Ра £
1-С, -] С м&
Та J 1-С ’ R
т. е.
GS, д _ 4600 • 0.3 • 10- - ЭТЕТ] ГН» ' S " 690 кг-
Пример 5.2. По условиям примера 5.1 определить потери от одного «боль-
шого дыхания». Давление насыщенных паров бензина при его средней темпера-
туре Т$п 17,8" С на рис. 5.1 составит ру = 0,035 МПа. Средняя
объемная концентрация бензиновых паров в газовом пространстве резервуара
С = = 0,35. Средняя температура в газовом пространстве резер-
вуара согласно (5.8):
^р =
= 7 17.8 ———г———
= 26,2.
Потери бензина за одно «большое дыхание», прп коэффициенте использова-
ния емкости 0.95 согласно (5.22) составит:
G6. д = ОД - Г2) С = 4600 - 0,95 -2731';бу 0.35 = 4700 кг.
§ 3. МЕТОДЫ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Выбор определенных методов борьбы с потерями нефтепродуктов ведется
по технико-экономическим расчетам, основой которых является величина годо-
вых потерь для каждого пз сравниваемых вариантов. Величина потерь от испа-
рения нефтепродуктов прп каждом выбранном варианте оборудования резер-
вуарного парка и приемо-раздаточных устройств меняется с изменением ме-
теорологических и производственных условий. Метеорологические условия
изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно. Изменения
производственных условий в большинстве случаев пмеют сезонный характер. По-
скольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий
то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового,
суммирования. Для этого все дни года разбиваются на группы, в каждую из
которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями
чем меньше различие между днями, входящими в каждую данную группу,
тем выше точность расчета. Для каждой пз выделенных групп рассчитывают
12*
179
суточные потери от испарения нефтепродуктов ДС, затем подсчитывают количе-
ство дней тп, входящих в каждую группу, и определяют величину потерь за год:
i=n
Gi-on = т hG. (5.34)
i=l
Этот метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий
и правильно выбрать наивыгоднепшую систему мероприятий по борьбе с по-
терями.
Для предварительных ориентировочных технико-экономических расчетов
значение годовых потерь от «больших» и «малых дыханий» можно определять
по следующим эмпирическим формулам:
1) еб,д^4307ру^р, (5.35)
где G6. д — годовые потери от «больших дыханий» в т/год; V — годовой объем
реализации нефтепродукта в м3/год; ру — давление насыщенных паров при сред-
негодовой температуре воздуха в Па; р — плотность нефтепродукта в т/м3;
kf — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров п (kf — 1
при п = 1 4-40; kf = 0,8 при п = 40 4-60: kf = 0,5 при п = 604-100);
2) д l,37pyZmHA:0P •105, (5.36)
где GM. д — годовые потери от «малых дыханий» в т/год; D — диаметр резер-
вуара в м; кя — коэффициент, учитывающий высоту газового пространства
резервуара,
*н = 0,175 (0,328ЯГ - 5)°’57 - 0,1;
кй — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (для алюминие-
вой краски к0 = 1; для белой краски к0 = 0,75; для неокрашенной поверх-
ности кй = 1,25).
Формула (5.36) получена при среднесуточном колебании температуры в те-
чение года AiB = 9° С. При других значениях ДД потери пропорциональны
действительным суточным колебаниям температуры воздуха.
Все известные методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разде-
лить на пять групп.
Первая группа — сокращение объема газового
пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь (5.11)
следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери,
и при Vr = V2 = 0 в резервуаре практически потери от испарения должны от-
сутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плава-
ющими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери до 90%.
Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наибо-
лее эффективны при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее
повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может
быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов.
Вторая группа — хранение под избыточным да-
влением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рас-
считана на работу под избыточным давлением, равным вычисленному по фор-
муле (5.18), то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы
потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий» (описание конструк-
ций и расчеты таких резервуаров изложены в третьей главе). Величина избы-
точного давления может быть и больше значения, определяемого по формуле
180
(5.18). В этом случае потери от «больших дыхании» значительно сократятся.
Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют кон-
струкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину избы-
точного давления сильно влияют оборачиваемость резервуара, физические
свойства нефтепродукта и метеорологические условия. На рис. 5.5 представлен
график суммарной стоимости хранения автобензина для резервуаров различной
конструкции объемом 5000 м2 3. Кривые зависимости построены для различных
коэффициентов оборачиваемости и позволяют сделать следующие выводы:
1) с увеличением значения избыточного давления срок окупаемости воз-
растает. достигая максимального значения в северной климатической зоне;
Рис. 5.5. Суммарная стоимость хра-
нения автобензина в резервуарах
различной конструкции объемом
5000 м3 (для средней климатической
зоны).
1 — для типового резервуара: 2 —
для резервуара повышенного дав-
ления; з — для резервуара с понто-
ном п щитовой кровлей.
2) чем меньше коэффициент оборачиваемости прп данном избыточном да-
влении. тем больше срок окупаемости:
3) наиболее эффективны резервуары повышенного давления в южной по-
лосе Советского Союза, так как с повышением температуры окружающего
воздуха резко сокращается срок окупаемости капитальных затрат.
Третья группа — уменьшение амплитуды колеба-
ния температуры газового пространства резерву а-
р а. Из уравнения (5.11) следует, что при Т1=Т2 = Т = const потери от «ма-
лых дыханий» возможны лишь за счет колебания барометрпческого давления,
определяемого по уравнению (5.11).
Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или зна-
чительного уменьшения амплитуды колебания температур газового простран-
ства резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуа-
ров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение.
Четвертая группа — улавливание паров нефте-
продуктов. у ходящих из емкостей. Наибольшее распростра-
нение получила газоуравнительная система (рис. 5.6), представляющая сеть
газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые простран-
ства резервуаров между собой.
181
Эта система весьма эффективна на нефтебазах с высоким коэффициентом
оборачиваемости, когда прием и отпуск нефтепродуктов в значительной степени
производятся одновременно. В этих случаях газы из заполняемых резервуаров
перетекают в освобождающиеся, и потери от «больших дыханий» не происходит.
Поскольку вполне сихронный прием и отпуск нефтепродуктов осуществить
Рис. 5.6. Газоуравнительная система.
7 — резервуар; 2 — дыхательный клапан; 3 — газгольдер; 4 — регулятор давления; 5 —
сборный газопровод; 6 — конденсатосборник; 7 — насос для откачки конденсата; 8 — кон-
денсатопр овод.
трудно, в систему включают газгольдеры, в которые поступает избыток газов
из системы, когда поступление нефтепродуктов превышает откачку и, наоборот,
газгольдеры могут дать в систему паровоздушную смесь, когда откачка из ре-
Рис. 5.7. Установка дисков-
отражателей на резервуаре.
1 — дыхательный клапан»
2 — огневой предохрани-
тель; 3 •— монтажный патру-
бок; 4 — диск-отражатель.
зервуаров превышает поступление нефтепродуктов.
Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от
максимально возможного несовпадения погрузочно-
разгрузочных операций. Дыхательные клапаны си-
стемы надо устанавливать с условием, что избыточное
и вакуумное давления будут несколько ниже значений,
на которые рассчитан резервуар. Этим обеспечивается
заполнение газгольдера паровоздушной смесью до того,
как произойдет их выход из резервуара в атмосферу
через дыхательную арматуру резервуара, и опорожне-
ние газгольдера до входа атмосферного воздуха в ре-
зервуар.
При наполнении резервуара сразу после освобож-
дения установкой дисков-отражателей (рис. 5.7) под
дыхательным клапаном внутри резервуара можно
сократить потери до 25%. Эффект установки дисков-
отражателей основан на уменьшении влияния вынуж-
денной конвекции при освобождении резервуара на ис-
парение с поверхности нефтепродукта, так как с по-
мощью отражателя изменяется направление входящего
в резервуар воздуха с вертикального на горизонталь-
ное. Диски-отражатели с дыхательными клапанами
целесообразно располагать ближе к центру крыши, чтобы уменьшить скорость
горизонтальной веерной струи поступающего воздуха у стенки резервуара.
При высокой скорости струя у стенки резервуара начнет двигаться вдоль
стенки, вызывая интенсивное перемешивание паровоздушной смеси.
Эффективность работы дисков-отражателей зависит от их диаметра D и вы-
соты установки h. Наилучшие результаты работы дисков-отражателей получены
182
при h, равным двум диаметрам монтажного патрубка d, п диаметре диска D
(3 -4- 3,5) d.
Пятая группа — организационно-технические
мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров —
одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов. Наиболее эф-
фективными являются следующие организационные мероприятия.
1. Для уменьшения потерь от «малых дыханпй» в «атмосферных» резервуа-
рах необходимо легкопспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном
заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем
газового пространства. По топ же причине рекомендуется по возможности скон-
центрировать остатки легкоиспаряющпхся нефтепродуктов в одном резервуаре.
2. Для сокращения потерь от «больших дыханпй» необходимо максимально
сократить внутрибазовые перекачки пз резервуара в резервуар.
3. Чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефте-
продукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий».
Это объясняется тем, что при выкачке нефтепродукта в резервуар через вакуум-
ную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом
интервале времени он не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следова-
тельно. прп -закачке нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная
смесь с малой концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар
в ночное время. Выкачку же. наоборот, целесообразнее производить днем.
4. Известно, что потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны пло-
щади пспаренпя. Но так как с увеличением объема резервуара отношение пло-
щади поперечного сечения к объем)' падает для типовых «атмосферных» резер-
вуаров, то отсюда следует, что легкопспаряющпеся нефтепродукты выгоднее
хранить в резервуарах большого объема.
5. Важное значенпе пмеет техническое состояние резервуаров и дыхатель-
ной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и ис-
правности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового про-
странства.
6. Правильная организация системы учета, предусматривающая примене-
ние современных средств контроля высокой точностп, является непременным
условием эффективной борьбы с потерями.
лавливанпе нефтепродуктов из промышленных стоков
В процессе эксплуатации нефтебаз вместе с промышленными стоками в ка-
нализационную сеть частично попадают п нефтепродукты. Нефтесодержащие
стоки в основном образуются в результате розливов на эстакадах, в разливоч-
ных, прп дренировании воды пз резервуаров п т. д. Очистка промышленных сто-
ков кроме сохранения нефтепродуктов пмеет очень важное санитарное значе-
ние — предохраненпе водоемов от загрязнения.
Нефть может находиться в сточных водах в эмульгированном, колло-
идном п растворенном состояниях. Тяжелые фракции нефти (смолы, битумы)
могут осесть на дно. Нефть, плавающая на поверхности воды, составляет
обычно основную массу загрязнений, образующихся из попавших в воду круп-
ных частиц нефтп, быстро всплывающих на поверхность. Содержание плава-
ющей нефтп в стоках составляет от нескольких миллиграммов до сотен граммов
на 1 л воды п зависпт от органпзацпп технологического процесса, состояния
оборудования, трубопроводов п т. д. Удаление с поверхности воды этой нефти
не представляет затруднений п легко осуществляется в обычных нефтеловушках.
183
Эмульгированная нефть находится в воде в виде взвешенных шаровых частиц
размером от десятых долей до сотен микрон. Эмульгированная нефть может обра-
зоваться при сильном механическом перемешивании с водой в насосах, трубо-
проводах и т. д. Эмульгированию нефти способствует наличие в воде щелочей
и поверхностно-активных веществ, уменьшающих поверхностное натяжение
на границе нефть — вода. Количество эмульгированной нефти в воде колеблется
обычно от десятков до сотен миллиграммов на 1 л.
В отличие от плавающей удаление эмульгированной нефти из воды предста-
вляет гораздо большие трудности, так как она может длительное время нахо-
диться в воде, не укрупняясь и не всплывая. Устойчивость эмульгированных
частичек объясняется несколькими причинами. Одна из главных причин — их
малый размер. Прп крупных размерах частиц гравитационные силы привали-
руют над силами, удерживающими частицы во взвешенном состоянии, в ре-
зультате чего частицы быстро всплывают на поверхность воды. С уменьшением
размера частиц гравитационные силы быстро убывают п основную роль начи-
нают играть силы, стремящиеся удержать частицы в эмульгированном состоя-
нии. К таким силам, в частности, относятся силы броуновского движения, свя-
занные с тепловым движением частиц, и электростатические силы (отталки-
вания), вызываемые наличием у частиц нефти отрицательных электрических
зарядов.
Наличие электрического заряда приводит к образованию вокруг частиц
эмульсии двойного электрического слоя из ионов, образующихся при диссо-
циации электролитов, почти всегда присутствующих в сточных водах. На по-
верхности частицы адсорбируются положительные ионы, а вокруг них распо-
лагаются ионы противоположного знака. Прп двпженип частпцы в жидкости
на границе между ней и жидкостью возникает так называемый электрокпнети-
ческий потенциал, величина которого в значительной мере характеризует стой-
кость эмульсии. Наличие двойных электрических слоев понов вокруг эмуль-
гированных частиц препятствует пх коалесценции (слиянию) при сталкивании,
а следовательно, и образованию более крупных частиц, способных быстрее
всплывать.
Особенно стойкие эмульсии образуются прп наличии в сточных водах по-
верхностно-активных веществ (ПАВ) — эмульгаторов, действие которых обус-
ловлено особым строенпем молекул, состоящих пз гидрофобной и гидрофиль-
ной частей. Гидрофобная часть молекулы эмульгатора хорошо смачивается
нефтью, а гидрофильная — водой. Поэтому молекулы эмульгатора, накапли-
ваясь на поверхности раздела нефть — вода, ориентируются таким образом,
что гидрофобные части их направлены в сторону нефти, а гидрофильные —
в сторону воды. В результате частпцы нефти оказываются окруженными адсорб-
ционным слоем молекул эмульгатора, хорошо смачиваемых водой, что препят-
ствует коалесценции отдельных частиц и повышает стойкость эмульсии. По-
верхностное натяженпе на границе нефти с гидрофобными частями молекул
эмульгатора оказывается меньшим, чем на границе нефтп с водой.
Уменьшение поверхностного натяженпя способствует образованию в воде
более мелких частиц нефти и тем самым дополнительно стабилизирует эмульсию.
Роль эмульгаторов могут пграть также присутствующие в сточной воде мельчай-
шие минеральные частицы (глина, ил и другие), прилипающие к поверхности
капелек нефтп и образующие на нпх своего рода «броню», предохраняющую ка-
пельки от непосредственного соприкосновения. Более крупные минеральные
частицы могут покрываться пленкой нефтп п вместе с нею вплывать на поверх-
ность или осаждаться на дно, образуя пропитанный нефтью осадок.
184
Коллоидная нефть содержится в сточных водах в количествах, не превы-
шающих 20 мг/л. Размер коллоидной частицы нефти составляет обычно 0,01 —
0,1 мк. Растворимость нефти в воде очень мала (около 0,5 мг/л), поэтому содер-
жание ее в сточных водах практически можно принять равным нулю.
Процесс разделения нефти и сточной воды при отстаивании происходит
неравномерно во времени. Основная масса всплывает в течение первых 30 —
40 мин. Затем происходит постепенное замедление процесса разделения и кон-
центрация нефти в воде меняется мало. Абсолютная величина остаточного со-
держания нефти, определяющая эффективность отстаивания, различна для сточ-
ных вод разного происхождения и зависит от количества содержащихся в ней
наиболее тонкоэмульгированных частиц. В нефтеловушках при их нормальной
эксплуатации задерживаются частицы величиной более 100 мк. По данным ис-
следований количество задерживаемой в нефтеловушке нефтп не превышает
95%, а ее остаточное содержание в воде составляет 100—300 мг/л.
Такая степень очистки сточных вод не удовлетворяет требованиям сани-
тарной охраны водоемов и позволяет использовать нефтеловушки лишь в ка-
честве предварительной ступени очистных сооружений. Более высокий эффект
достигается в прудах-отстойниках (земляные амбары), где происходит вторичное
(после нефтеловушки) и более длительное отстаивание в статических условиях.
Однако устройство таких отстойников требует больших земельных площадей.
Большая площадь отстойника, с одной стороны, увеличивает производи-
тельность отстоя, а с другой стороны, затрудняет откачку накапливающейся
нефтп и очистку от осадков. Опыт эксплуатации прудов-отстойников на нефте-
перерабатывающих заводах показывает, что содержание нефти в воде может
быть доведено до 50 мг/л.
Процесс отстаивания может быть интенсифицирован коагуляцией. Вводи-
мый в воду коагулянт нейтрализует отрицательные заряды эмульгированных
капелек нефти, способствуя тем самым их слипанию, а образованные ими
хлопья сорбируют на своей развитой поверхности мелкпе частицы загрязнений,
облегчая их отделение от воды. В качестве коагулянтов могут быть использо-
ваны известь, глпнозем. сернокислое и хлорное железо.
Наилучшие результаты были достигнуты прп добавлений извести в коли-
чествах 150 — 200 мг/л. В этом случае остаточное содержание нефти падало до
15 мг/л.
Однако необходимость применения больших доз коагулянта, повседневный
химический контроль, сложность эксплуатации очистных сооружений, образо-
вание большого количества трудноудаляемого осадка, содержащего большое
количество нефтп. являются существенными недостатками, ограничивающими
широкое применение способа коагуляции.
Расчет нефтеловушки
В основу расчета положена формула Стокса для определения скорости
всплытия w шарообразных частиц в жидкой среде:
(Рв Рн)
Рн
(5.37)
где g — ускорение силы тяжестп; d — диаметр всплывающих частиц нефти;
v — кинематическая вязкость воды; рв и рн — плотности воды и нефти.
Для практических расчетов вязкость воды постоянна и равна одному сан-
тистоксу. Пз формулы (5.37) следует, что скорость всплывания нефтяных частичек
185
в воде в основном зависит от их диаметра и в меньшей степени от отношения
плотностей. Это положение хорошо проиллюстрировано кривыми на рис. 5.8.
Для расчета размеров нефтеловушки примем, что отстой происходит в наи-
более благоприятных статических условиях. Суточный объем стоков V устана-
вливается в соответствии с продолжительностью отстоя т, который принимается
около 2 ч.
Производительность от-
стоя Q = Г/т.
Примем, что объем ка-
меры отстоя нефтеловушки
равен V. Тогда
V = Fh,
где F — площадь сечения
камеры; h — высота камеры.
Рис. 5.9. Нефтеловушка с параллельными перегородками.
1 — лебедка; 2 — переточная труба гидравлического затвора;
3 и 5 — нефтеотводящая и вентиляционная трубы; 4 — колпак;
6 — решетчатый настил; 7 — предохранительная решетка;
8 — пескоуловитель; 9 — шланг для удаления осадков; 10 —
перегородка; 11 — осадок; 12 — трос; '13 — закрытый колодец
для нефти.
рис. 5.8. Кривые скоростей всплыва-
ния частиц нефти в воде.
Согласно условию за
время т частицы нефти, об-
ладающие расчетной ско-
ростью W, должны всплыть
h =- шт, а V = Fxw.
т. е. пройти путь, равный h. Следовательно,
Подставляя значения Г. получаем формулу Q = wF. которая показывает,
что количество осветленной воды (или производительность отстоя) зависит
только от скорости осаждения и свободной поверхности жидкости.
Такое положение существенным образом влияет на конструкцию нефтело-
вушек, которые имеют сильно развитую площадь свободного сечения и срав-
нительно небольшую высоту.
Современные нефтеловушки, как правило, имеют не менее двух камер от-
стоя и оборудованы шиберными затворами, позволяющими изменять высоту
в камере отстоя в зависимости от суточного количества поступающих стоков.
С помощью шиберного затвора отстоявшаяся нефть поступает в сборник и от-
туда насосами откачивается в специальную емкость.
186
Изучение работы существующих конструкции нефтеловушек показало, что
их эффективность может быть повышена за счет применения параллельных,
наклонных перегородок. Известно, что в обычных нефтеловушках частицы неф-
тепродуктов всплывают на поверхность воды и образуют плавающую пленку.
Последующие опыты показали, что частицы нефтепродукта могут образо-
вывать сплошные пленки на нижних поверхностях горизонтальных или на-
клонных пластин, погруженных в очищаемую воду. Прп разделении камер неф-
теловушек параллельными перегородкамп на несколько продольных каналов
увеличивается сепарирующая способность их, так как значительно сокращается
путь прохождения частицы нефтепродукта до образования сплошной пленки.
Так, при разделении камеры по высоте на десять каналов максимальный путь
нефтяной частицы до образованпя сплошной пленкп сокращается в десять раз.
Это позволяет сократить длину камеры без снижения производительности от-
стоя. Наличие перегородок приводит к резкому снижению трубулпзации потока
и позволяет более равномерно распределять стоки по всему сечению нефтело-
вушки. Наилучшие результаты получены прп угле наклона перегородок 45°.
При этом нефть, отделенная от воды, поднимается по перегородкам на поверх-
ность, а осадок скапливается на дне. В нефтеловушке описанной конструкции
(рис. 5.9) улучшение степени очпсткп стоков, кроме ранее указанных факторов,
будет зависеть еще от отношения расстояния между перегородками к полной
глубине камеры и от длины перегородок.
Для сокращения потерь от испарения всплывающей пленкп в нефтеловушке
применен специальный колпак. Пространство под колпаком заполнено жид-
костью, так как уровень сливной перегородки выше верха колпака. Колпак
сверху имеет гидравлический затвор из чистой воды. Нефтепродукт (нефть),
собирающийся под колпаком, под давлением воды поступает в сборный колодец
через переливную трубу, расположенную сверху колпака. Ловушка закрытой
конструкции позволяет резко сократить загазованность воздуха.
Как указывалось ранее, осветленная после отстоя вода не может быть вы-
пущена в открытые водоемы из-за сверхнормативного содержания нефти. По-
этому воду после нефтеловушки следует дополнптельно очистить.
Флотационная очистка стоков
Одним пз эффективных способов вторичной очистки стоков до установлен-
ной санитарной нормы можно рекомендовать флотационный метод очистки. Этот
метод основан на способности частпц нефти прилипать к пузырькам воздуха,
которым искусственно насыщается вода. Прилипшие пузырьки воздуха резко
увеличивают скорость всплытия, что позволяет удалять из воды более мелкие
частицы и тем самым снижать содержание нефти в воде до 10—20 мг/л.
Всплывающие с пузырьками воздуха на поверхность воды частицы нефти
и других загрязнений образуют трехфазную пену (вода, воздух и нефть). Само-
произвольное разрушение пены обычно происходит в течение 5—10 мин. Этот
процесс можно ускорить прогреванием пены пли опрыскиванием ее водой. Раз-
личают несколько видов флотации, отличающихся способом введения воздуш-
ных пузырьков в очищаемую воду.
Наиболее широкое распространение получила напорная флотация, при
которой очищаемая вода предварительно насыщается воздухом под избыточным
давлением, а затем выпускается в резервуар, где происходит флотация. При
снижении давления в резервуаре пз воды выделяются пузырьки растворенного
воздуха, осуществляющие флотацию частпц нефти.
187
Типовая схема установки напорной флотации представлена на рис. 5.10.
Очищаемая вода из нефтеловушек перекачивается в напорный бак, в котором
поддерживается давление 0,2—0,4 МПа. Одновременно во всасывающую трубу
насоса вводится атмосферный воздух, подсасываемый эжектором. Перемешан-
ный с водой воздух попадает в напорный бак. Из напорного бака насыщенная
воздухом вода выпускается в открытый флотатор, представляющий собой пря-
моугольный или круглый резервуар, оборудованный устройствами для распре-
деления и сбора воды и удаления пены. Во флотаторе из воды выделяются
Рис. 5.10. Схема флотационной очистки нефтяных стоков.
1 — сборник нефтесодержащих стоков; 2 — насос; з — напорный бак; 4 — эжектор;
5 — флотатор.
пузырьки воздуха и происходит непосредственно процесс флотации. Обра-
зующаяся на поверхности воды пена удаляется скребковым транспортером
в специальный отсек, из которого перекачивается в специальный резервуар.
Очищенная вода отводится из нижней части флотатора.
Рис. 5.11. Водоотдели-
тель флотатора.
1 — подвод воды; 2 —•
флотационная камера;
3 — отстойная камера;
4 — желоб для пены;
5 — вращающийся
водораспределитель;
6 — скребок; 7 — коль-
цевая перегородка; 8 —
сборный лоток.
Эффективность флотации зависит от конструкции флотатора, особенно от
системы распределения стока. Наилучшие показатели имеют флотаторы с вра-
щающимся водораспределителем (рис. 5.11) типа Сегнерова колеса.
Конструкция водораспределителя представляет собой вращающуюся пяту,
к которой приварены патрубки с шестью фланцами для присоединения водо-
распределительных труб. Для равномерного распределения воды по площади
на каждой водораспределительной трубе под углом 45—60° приварено несколько
выходных патрубков. При выходе воды из патрубков возникает реактивная
сила, под действием которой водораспределитель начинает вращаться, и вода
равномерно распределяется во флотаторе.
Основные размеры флотаторов могут быть определены на основании опыта
эксплуатации по эмпирическим зависимостям:
1) оФ-о,в/25.
188
где 2)ф — диаметр флотационной камеры в м; D — пропускная способность
в м3/г, гух — скорость воды на входе в камеру в мм/с;
2) Яф = 0,001квхт,
где Яф — высота флотационной камеры в м; т — продолжительность пребыва-
ния воды в камере в с (прп Q = 1000 м3/ч п гБХ = 10 мм/с 180 с);
3) Я 0 - 0.4 /F,
где Do — диаметр отстойной камеры в м;
4) глубина переходной зоны Яп 1.2 м;
5) глубина отстойной камеры Яо 0,8 м;
6) диаметр подводящей трубы вращающейся пяты и труб водораспредели-
теля определяется (d„), исходя из скорости движения воды, равной 2 —- 2,5 м/с;
7) диаметр сопел dz и число сопел на распределительных трубах устана-
вливаются из условия, прп котором скорость на выходе из них не должна пре-
вышать 0,8—1.0 м/с.
Нефтесборный отсек следует располагать на 2 см выше уровня воды во
флотаторе.
Расчетные размеры флотаторов для расходов 100—1000 м3/ч приведены
в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Размеры флотаторов
Показатели Расход, мг/ч
100 200 400 600 800 1000
Диаметр флотационной камеры D^. м ... 1.9 2,7 3,8 4,6 5,4 6,0
Высота флотационной камеры Яф. м . . . . 1.8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8
Глубина переходной зоны Нп, м 1,2 1,2 1,2 1,5 1,5 1,5
>> отстойной » Но. м 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
Диаметр отстойной зоны Do, м 4 5,6 8,0 9,8 11,2 12,6
» подводящей трубы п вращающейся
пяты dn, м 0,15 0,2 0,25 0,35 0,4 0,45
Количество труб водораспределителя, шт. 6 6 6 6 6 6
Количество сопел на каждой трубе водорас-
пределителя, шт. 6 6 7 8 10 12
Диаметр сопел dz, м 0.038 0,05 0,08 0,08 0,08 0,08
§ 4. ЗАМЕР И УЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях
приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение. В настоящее
время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя
методами: весовым, объемно-весовым и объемным.
При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного
нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефте-
продукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.
Объемно-весовой метод применяется при определении веса
больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах.
189
По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и кали-
бровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также
плотность при температуре замера.
Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий
нефтепродуктов через заправочные колонки. Количество нефтепродукта из-
меряется в единицах объема.
Калибровка резервуаров
Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резер-
вуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных
объемов по высоте (обычно через 1 см). Существует несколько способов составле-
ния калибровочных таблиц емкостей:
1) с помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определенный
(замеренный) объем воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в ка-
либруемой емкости;
2) при заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объем-
ный расходомер с известной шкалой погрешности;
3) путем непосредственного обмера резервуаров.
Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей
сложной формы (танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие),
то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической
формы (цилиндрические, шаровые, конические емкости).
Калибровк}г вертикальных цилиндрических резервуаров производят пу-
тем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D.
Тогда общий объем резервуара
где п — число поясов; Vt — объем одного пояса.
Высоту h каждого пояса резервуара и толщину б листов поясов измеряют
с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара,
принимая в расчетах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры
поясов находят по наружному диаметрзт второго пояса
где S2 — измеренный периметр окружности второго пояса.
В резервуарах телескопической сборки: D. = D2 = D* ~ 26„; Z)3 =
- D*3 - 2 (б2 + б3) и т. д.
Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим распо-
ложением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см вы-
соты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого
пояса.
В резервуарах со ступенчатым расположением поясов внутренние диа-
метры всех нечетных поясов равны и соответствуют величине £)“, т. е. D1 =
= D3 = Z>5 = D7 = D2, а внутренние диаметры четных поясов вычисляются
так: D2 = Z)4 — 2б2; Z)4 = Dr — 2б4; De = D± — 2б6 и т. д.
190
Емкость резервуара со ступенчатым расположением поясов обычно^рас-
считывают по среднем}7 внутреннем}’ диаметру:
г=п
Г) = :
^пол „ *
где п — число поясов в корпусе резервуара.
Полный объем резервуара в этом случае
у лДпол тт
~ 4 ’
где Н — полная высота цилиндрической части резервуара.
Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением
поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы
нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.
Методика составления калибровочных таблиц для
горизонтальных цилиндрических резервуаров отли-
чается от вышеизложенных и основана на вычислении
коэффициентов площадей. Сущность этого метода мо-
жет быть показана на конкретном примере. Выделим
в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с пло-
скими днищами элементарную полоску высотой dy и ши-
риной 2х (рис. 5.12), имеющую площадь df = 2xdy.
Из прямоугольного треугольника АВС имеем:
Рис. 5.12. Расчетная схема
калибровки горизонтального
цилиндрического резервуара.
Тогда
x=V2Ry^y\
df = 2}/'2Ry — yidy,
а площадь полного сегмента
/ = 2 J ]/2Д^7^ = 2 [2?2arccos - 2 (R - у) ]/2Ry - у2] .
О
Разделив обе части уравнения на F = л/?2, получим
Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади
перпендикулярного сечения резервуара.
Значения К, соответствующие относительной высоте y]R, вычисляются
через каждые сантиметр измерения у, и по этим данным определяют соответ-
ствующие площади сегментов /с = KF. Тогда объемы сегментов, соответству-
ющие вычисленным площадям, будут: УС1 = Vc2~ KJa Ус3 = /с3 L и т. д.
Отсюда
1-Я i=n
1 1
где L — длина горизонтального резервуара.
191
Для горизонтальных резервуаров со сферическими днищами общий объем
У = у 2Г
где Уц — объем цилиндрической части резервуара: Ус.д — объем сферического
днища
Ус.д=|л2(ЗД2-£2);
z — стрелка купола.
Объемы сферических частей днищ определяются по известным таблицам,
в которых даны значения коэффициента К' в завпсимостп от степенп заполне-
ния h]D. Коэффициент К' показывает отношение объема части сферического
днища Ус. д при различных значениях уровня h к полному объему днища ТЛД:
= Ус.Д8 = Кд^з и т. д.
Полученные значения Ис.д прибавляются к соответствующим объемам сег-
мента при одинаковых h/D. Тогда полный объем сегмента с учетом части объема
сферического днища составит:
Vi=VZ^2Vc.^ и т. д.
Здесь У£; VQ — объемы сегмента цплпндрической части.
Полный объем горизонтального цилиндрического резервуара со сфериче-
скими днищами
i-n
v=Zv'(.
1
При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать стро-
гую горизонтальность оси резервуара. Приведенные выше методы калпбровкп
резервуаров имеют некоторые существенные недостатку так как форма резер-
вуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно из-
меняется в процессе эксплуатации.
1. Корпус резервуара может деформироваться п отклоняться от правиль-
ной геометрической формы (волнообразованпе по образующим перекос и оваль-
ность корпуса, неравномерные осадки основанпя. вмятпны, гофры п др.). Ос-
новные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные
(комплекс операции сборки, технология сварки, прочность п устойчивость фун-
дамента) и эксплуатационные (гидростатическое давление продукта, вакуум
в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия).
2. В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара постоянно
изменяется, а калпбровку резервуара обычно производят прп определенной
температуре tK. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания
объема AF, которое может быть учтено пзмененпем дпаметра на AD. (
дд = д (В - _ I'Q „ V ,[2 +(ДС-У],
где Vo — объем резервуара при температуре tK
192
Пренебрегая , как малой величиной, найдем
- • ДУ^2У0^.
Значение ДО можно вычислить по формуле
ДО = aD (£р - t.A)
ИЛИ
Ayz = 2yoa(/p-iK).
Относительное увеличение объема
е, = ^=2а(«р-*к).
Отрицательное значение AT’Z показывает, что объем резервуара умень-
шился, положительное значение — что объем резервуара увеличился.
Для практических расчетов t принимаются равными температуре нефте-
продукта.
В калибровочных таблицах необходимо отмечать tK и прилагать к ним та-
блицу поправок ef, вычисленных для температуры через 1° С.
3. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары
расширяются. При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических
резервуаров может быть подсчитано следующим методом.
Элементарный малый объем резервуара
&V=Fdh,
где F — площадь поперечного сечения резервуара: h — высота столба нефте-
продукта над рассматриваемым сечением.
При изменении диаметра на ДО под действием гидростатического давле-
ния hog согласно (4.28) объем увеличится на
<2(АУ) = 2^О dh.
По закону Гука
о _ \D __ а __ hDpg
8 — ~7) ~Ё ’
Подставляя значение ДО/О. получаем
d (ДУ) = F hdh.
v 7 оЕ
После интегрирования этого уравнения для резервуаров с б = const имеем;
ду = DPS. pjp
г 265 ‘
Заменив Fh = Ун (объем нефтепродукта в резервуаре), получим
ДУГ= ^£Ун = еУн.
г 265 н н
13 Заказ 191
193
Для резервуара с переменной толщиной стенок интегрирование исходного
уравнения необходимо производить в пределах высоты, где б = const, т. е.
по поясам
„ 2 2
ду _ Ppg р "V h-ji—hj
akr“' 2Е Г 21 д,- ’
1
где hit и ht — глубина погружения нижнего и верхнего обреза i-того пояса
под уровень нефтепродукта; — толщина стенки t-того пояса.
, Если резервуар работает под давлением ря, то h2[ и ht следует увеличить
на величину pjpg.
Обычно к калибровочным таблицам резервуаров прилагают таблицу по-
правок ДУгв=/(и), вычисленную по плотности воды рв.
Поправка на нефтепродукты с плотностью рн
Д7« = дув Рн..
Рв
Если резервуар обмеряли пустым, то величину ДУ? прибавляют к объему,
найденному по замерной таблице. Если резервуар обмеряли заполненным, то
из объема вычитают величину, равную (ДУ?)тах — ДУ?.
4. Вследствие сжимаемости нефтепродукта под действием гидростатиче-
ского давления р = hpg его объем в резервуаре уменьшится на ДУС. При уве-
личении давления на dp = pg dh это уменьшение объема составит:
d (ДУС) = уор dp = feppg dh,
где Р — коэффициент объемного сжатия нефтепродукта.
После интегрирования от 0 до h, получим
ДУс = Уор^
или относительное сжатие нефтепродукта
о - R h?g
с“ Го “Р 2 *
Поправку sc особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резер-
вуаров, работающих под большим избыточным давлением.
5. При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы,
занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными
и другими устройствами.
Приборы количественного учета нефтепродуктов
1. Для измерения уровня нефтепродуктов в емкостях применяются при-
боры различных типов.
Наиболее старый п простой способ измерения уровня в резервуарах боль-
шой емкости — применение мерной стальной ленты с миллиметровыми деле-
ниями, к концу которой подвешен тяжелый лот.
В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других
емкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи
метроштоков — тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мм, длиной 3—
194
3,5 м складной и телескопической конструкции. Наиболее совершенными яв-
ляются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизи-
ровать операцию измерения уровня и показания передавать на различные рас-
стояния.
2. Для определения средней плотности и проверки установленных стандар-
том качественных показателей нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь
среднюю пробу.
Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного
пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПОР для верти-
кальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в рав-
ных пропорциях по всей высоте.
Интегральные пробоотборники позволяют отобрать действительную сред-
нюю пробу хранящегося в резервуаре нефтепродукта.
Порядок отбора проб из емкостей,
трубопроводов, мелкой тары установлен
действующим ГОСТ 2517—60.
Наиболее совершенный способ объем-
ного учета — определение объема прини-
маемого или отпускаемого нефтепродукта
при помощи счетчиков. Применение счет-
чиков позволяет повысить точность учета
от ±0,01 до ±2%, полностью гермети-
зировать операции учета, облегчает труд
операторов, дает возможность выносить
далеко от емкости место установки и вестп
учет при мелкой реализации непосред-
Рис. 5.13. Характеристика объемного счетчика
1 — кривая погрешностей; 2 — кривая Q —Н
счетчика, характеризующая потерю напора Н
в счетчике.
ственно в разливочных, автоэстакадах.
По принципу действия и по конструкции счетчики делятся на: 1) весовые —
с качающимися сосудами; 2) объемные — дисковые, планетарные, поршневые,
барабанные, ротационные и шестеренчатые; 3) скоростные — с винтовой вер-
тушкой, крыльчатые (турбинные) ротаметры, дроссельные.
По виду работы счетчики в большинстве случаев являются малыми гидра-
влическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта.
Каждый счетчик состоит из двух частей: гидравлической (замеряющей)
и счетного механизма, регистрирующего количество протекающего нефтепро-
дукта.
Заводом-изготовителем каждый счетчик-расходомер снабжается характери-
стикой Q — Н и кривой погрешности Q — а, показывающей величину погреш-
ности в зависимости от расхода.
Как видно из рис. 5.13, в области малых расходов счетчик имеет большую
отрицательную погрешность вследствие больших утечек, не регистрируемых
счетным механизмом. С увеличением расхода погрешность уменьшается и ста-
новится положительной, проходит максимум и затем снижается до определен-
ной постоянной величины. Эксплуатировать счетчики следует при расходах,
имеющих а = const. Поэтому в тех случаях, когда счетчик работает при резко
изменяющихся расходах, уменьшающихся до значений, при которых счетчик
работает за пределами чувствительности счетного механизма, к основному
счетчику присоединяют более чувствительный (малый). Счетчики такого типа
называются комбинированными.
На основании кривых а = / ((?) и Н = f ((?) определяют следующие пока-
затели, характеризующие каждый счетчик.
13*
195
1) характерный расход (?х, при котором потеря напора в счетчике равна
10 м. Работа при Qx не допускается вследствие быстрого износа движущихся
частей;
2) максимальный расход (?тах, при котором погрешность счетчика не пре-
вышает установленных норм;
3) верхний предел измерения QB как наибольший кратковременный рас-
ход, допускаемый в течение одного часа. Для скоростных счетчиков
<?х’
4) нормальный эксплуатационный расход Q, т. е. средний часовой расход,
который должен проходить через счетчик в течение суток (обычно Q прини-
мают в пределах 10—20% от (?х);
5) нижний предел измерения — наименьший расход, при котором погреш-
ность счетчика не превышает установленных норм;
6) порог чувствительности — наименьший расход, при котором механизм
счетчика приходит в движение и дает показания с любой погрешностью, как бы
велика она ни была. Порог чувствительности характеризует механические со-
противления счетчика;
7) кривые Q — Н, позволяющие определить размер счетчика по заданному
расходу, расход при установленной потере напора и потерю напора для вы-
бранного счетчика при установленном расходе.
При работе счетчика на воде в заводских характеристиках кривые 8 =
= / ((?) и Н = / ((?) снимаются. При работе счетчика на нефтепродуктах с вяз-
костью, отличной от вязкости воды, соответствующие потери напора и расход
Ян и QB находят по формулам Ян = Яв/с1 и <?н = QB^z-
Значения коэффициентов /с1 и к2 принимаются по графикам, выпускаемым
заводом для каждого счетчика. Счетчик считается тем более совершенным, чем
больше <2х, Qb и Q и чем ниже ес, Qw п <2min (гДе (?пнп — наименьший расход,
при котором механизм счетчика приходит в движение).
Глава 6
ПОДОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
§ 1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Многие нефтепродукты прп охлаждении теряют текучесть, а некоторые даже
переходят в твердое состояние. Значительное возрастание вязкости нефтепро-
дуктов при охлажденпп объясняется содержанием высокомолекулярных тя-
желых углеводородов.
Затвердеванпе парафпнпстых нефтепродуктов происходит в результате
кристаллизапип парафина.
Подогрев существенно изменяет физпко-техническую характеристику неф-
тепродуктов. В результате подогрева нефтепродукт расширяется, уменьшаются
силы внутреннего трения п увеличивается подвижность его.
При подогреве парафпнпстых нефтей и нефтепродуктов расплавляется
парафин; сетка, образованная кристалликами парафина, разрушается, и про-
дукт становится подвижным. Восстановление текучести нефтей и нефтепродук-
тов является необходимым условием для пропзводства операции налива, слива
п перекачки.
Однако значение подогрева не ограничивается этим — он необходим
прп выполненип следующих операций: деэмульсации нефтей; освобождении
нефтей и нефтепродуктов от механических прпмесей; подготовке нефтетоплива
к сжиганию под котламп, в печах п в двигателях внутреннего сгорания; смеше-
нии нефтепродуктов; регенерации отработанных масел; зачистке емкостей от
отложенпп п др.
В подогревательных устройствах могут быть применены следующие тепло-
носители.
Водяной пар — напболее распространенный, доступный вид тепло-
носителя. Он обладает сравнительно большим теплосодержанием и высоким
коэффициентом теплоотдачи.
Подогрев паром напболее прост; кроме того, пар легко транспортируется
к объекту и не пожароопасен. Подогрев паром происходит примерно при по-
стоянной температуре, поэтому регулирование процесса чрезвычайно простое.
Для повышения эффективности потребления тепловой энергии пар должен
использоваться по следующему циклу: пз котла он поступает в паровые насосы,
где производпт механическую работу; выхлопной пар используется в теплооб-
менных устройствах, откуда конденсат после очпсткп от нефтепродуктов по-
дается обратно в паровой котел.
Следующим по степени распространенности теплоносителем является
электрическая энергия.
197
Однако использование электрической энергии для подогрева ограниченно
вследствие пожарной опасности, возникающей при оголении электрогрелки,
находящейся под напряжением. Температура проволоки при этом может ока-
заться выше температуры самовоспламенения нефтепродукта. Помимо этого
высокая температура проволоки может вызвать частичное коксование нефте-
продукта. По этим соображениям электрический подогрев сравнительно широко
применяется лишь при подогреве масел в емкостях.
Электроподогревательные устройства компактны и удобны в эксплуатации.
Применение горячих газов весьма ограниченно вследствие малой
* теплоемкости и высокой температуры. Практическое применение нашли вы-
хлопные газы двигателей для подогрева автоцистерн.
В процессе теплообмена различают: теплоотдачу — теплообмен
между твердой стенкой и обтекающей ее жидкостью, газом; теплопере-
дачу — теплообмен между средами, разделенными некоторой твердой пере-
городкой; лучистый теплообмен, происходящий вследствие тепло-
вого излучения нагретой поверхности.
Практические расчеты по теплообмену производятся по уравнению Нью-
тона, которое имеет вид:
для случая теплоотдачи
q = aF-c (tx — iCT); (6.1)
для случая теплопередачи
q = kFx (t± — i2), (6.1a)
где q — количество тепла (в Дж), воспринимаемого или отдаваемого поверх-
ностью F (в м3) за время т (в ч); £ж и £ст — температуры жидкости и стенки
в °C; t± и t2 — средние температуры греющей и обогреваемой сред в °C; а —
коэффициент теплоотдачи в Вт/(м2-°С); к—коэффициент теплопередачи
в Вт/(м2-°С).
Величины, обратные а и к, называются термическим сопротивлением
а разность температур — температурным напором.
Способы подогрева нефтепродуктов
Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в трубопроводах
В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний
подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутрен-
ний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, распо-
ложенным внутри нефтепровода.
Рассмотрим принципиальные схемы путевого подогрева.
На рис. 6.1, а представлена схема, по которой теплоноситель транспорти-
руется по трубопроводу, уложенному параллельно нефтепроводу. Оба трубо-
провода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преиму-
щественно подогреваются наземные трубопроводы.
На рис. 6.1, б показана схема, предусматривающая укладку нефтепровода
внутри теплопровода. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачи-
вающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому же способу относится
подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают во-
круг нефтепровода. Выпускаемые промышленностью электронагревательные
ленты (рис. 6.2) рассчитаны на напряжение 220 В и имеют мощность 0,3 —1,5
кВт при длине 3—60 м.
198
На рис. 6.1, в дана схема, по которой нефтепроводы и теплопроводы укла-
дывают в одном канале. Для сокращения тепловых потерь каналы частично за-
полняют теплоизолирующим материалом.
На рис. 6.1, г показана схема внутреннего подогрева, когда теплопровод
находится внутри нефтепровода. Этот метод применяется в основном при пере-
качке вязко-пластических нефтепродуктов. Для повышения надежности экс-
плуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности
и качеству сварки. Схемы путевого подогрева выбираются с учетом специфи-
ческих условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачи-
ваемых нефтепродуктов.
Теплопробод
в г
Рис. 6.1. Схемы путевого подогрева нефтепроводов.
Теплоноситель
б
Рис. 6.2. Внешний электрообогрев гибкими лентами.
1 — штепсельный разъем; 2 — термитизирующее покрытие; 3 — термостойкая
ткань; 4 — токонесущие провода; 5 — нагревательные провода: 6 — концевая
заглушка.
Подогрев нефтепродуктов при транспортировке в железнодорожных цистернах
Переносные паровые змеевики. На рис. 6.3 изображена
типовая конструкция переносного парового подогревателя площадью нагрева
11,8 м2. Этот подогреватель состоит из центральной и двух боковых секций
спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения веса и габаритных раз-
меров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы. Сек-
ции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограничен-
ных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуа-
тируемых нагревателей составляет 23,1 м2.
Малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при пере-
даче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту прп естественной конвек-
ции обусловливают большую продолжительность подогрева. При этом в ци-
стернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подо-
гревателях используется водяной пар давлением 0,4—0,5 МПа.
Стационарные паровые подогреватели применяются
двух типов:
1) трубчатый подогреватель, смонтированный в нижней части железно-
дорожной цистерны, которая снаружи покрыта теплоизоляцией, состоящей из
асбестита с трепелом. Поверхность нагрева подогревателя в цистернах емкостью
34—50 м3, вес около 1100 кг. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя
сливной прибор цистерны снабжен наружной паровой рубашкой, через которую
осуществляется ввод пара в подогреватель;
199
2) стационарный подогреватель, состоящий из паровой рубашки вокруг
котла цистерны и сливного патрубка.
Переносные электрические подогреватели
(рис. 6.4, а, б) имеют каркас из стальных прутьев, на которые надеты фарфоро-
вые цилиндры со специальной винтовой нарезкой. В пазы нарезки уложен метал-
лический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивле-
нием. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцевых панелях,
к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластин-
кой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая
контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.
Рис. 6.5. Схема установки циркуляционного разогрева.
В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся
электрические подогреватели. Раскладывающиеся электрические подогрева-
тели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются
по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного
нагрева, что выгодно отличает их от круглых электрических подогревателей.
Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют
все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны
и рельсы. Тупик, на котором производится подогрев, отъединяют от общих пу-
тей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлет-
ворять правилам безопасности электрических сооружений.
Электроиндукционный нагрев. Сущность этого метода
подогрева заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по
которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное
поле. При этом в стенках цистерны пндукцируется электрическая энергия,
которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому
нефтепродукту.
Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи
тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешива-
ния их.
Перед сливом нефтепродукта из цистерны 5 (рис. 6.5) на ее сливном патрубке
7 укрепляют паровую рубашку 8. К сливному патрубку цистерны посредством
201
механизма 6 присоединяют шланг 9 от теплообменника 10. Затем в паровую
рубашку сливного патрубка и в теплообменник пускают пар, после чего откры-
вают сливной клапан. Нефтепродукт из цистерны по шлангу поступает в тепло-
обменник, откуда нагретый до 40—50° С он забирается насосом 11 с приводом
от электродвигателя 12 и по стояку со шлангом 2 через устройство 1 с расклады-
вающимися трубами-соплами подается внутрь цистерны. Горячий нефтепродукт
выходит из сопел с давлением 1.0—1,2 МПа и интенсивно перемешивается с хо-
лодным нефтепродуктом. Положение стояка со шлангом регулируется краном-
укосиной 3 с лебедкой 4.
Подогрев нефтепродуктов при водных перевозках
Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложен-
ных по дну танков на высоте 100—150 мм от обшивки. Для подвода к змеевикам
пара и отвода из них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком
Рис. 6.6. Схема паровых подогревателей в танкере.
прокладывают две магистрали (рпс. 6.6) — паровую 2 п конденсатную 9. От
обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными ко-
робками (распределительной 3 п сборной 6). к которым присоединены змеевики
подогревателя 5. Входные п выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8,
которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от
общей системы. На паровой и конденсатных линиях установлены разобщитель-
ные клапаны 10.
Свежий пар поступает в систему пз котла через редукционный клапан 1,
в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через
контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла. Назначение
контрольной цистерны — предотвращение попадания нефтп в конденсат. Для
этой же цели предназначен контрольный кран 7. который открывают прп впуске
пара в змеевик. Система подогрева работает в период нахождения танкера
в пути.
Подогрев нефтепродуктов при хранении
Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух
типов — змеевиковые п секционные. Такие подогреватели представляют со-
бой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара
в виде змейки или в виде отдельных секций (рис. 6.7). Теплоноситель, проходя
по системе труб, отдает тепло через стенкп. не соприкасаясь с нефтепродуктом.
Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты — это наиболее
распространенный метод подогрева в емкостях.
202
Секционные подогреватели комплектуются из отдельных стандартных эле-
ментов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых
Рис. 6.7. Секционный паровой подогреватель в резервуаре. ’
вварены в коллекторы диаметром 108 мм и длиной 450 мм. Секции между собой
соединяются при помощи муфт. Подогревательные элементы (ПЭ) стандартизи-
рованы, основные размеры их приведены в табл. 6.1.
'Местные подогреватели.
При откачке нефтепродукта из резервуара
мелкими партиями процесс подогрева раз-
бивают на два периода: предварительный
и эксплуатационный. В предварительный пе-
риод всю массу нефтепродукта нагревают до
температуры, обеспечивающей ему достаточ-
ную подвижность для подтекания к приемо-
раздаточной трубе, а в эксплуатационный
период до необходимой температуры нагре-
вают лишь то количество нефтепродукта, ко-
торое требуется выкачать. Предварительный
подогрев осуществляется общими подогре-
вателями, а эксплуатационный подогрев —
Таблица 6.1
Размеры подогревательных
элементов
Подогре- ватель- ный элемент Длина между осями коллекторов, м Поверхность нагрева, м2
ПЭ-1 2,0 1,70
ПЭ-2 2,5 2,06
ПЭ-3 3,0 2,42
ПЭ-4 4,0 3,14
ПЭ-5 5,0 3,86
ПЭ-6 6,0 4,58
местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных труб
резервуара. На рис. 6.8 представлены различные конструкции местных подо-
гревателей.
203
Шахтный подогреватель (рис. 6.8, а) состоит из кожуха, защищенного те-
пловой изоляцией, внутрь которого входит конец приемной трубы, вокруг ко-
торой расположен змеевиковый подогреватель. Нефтепродукт, откачиваемый
из резервуара, проходит через окна внизу кожуха и затем через подогреватель,
в котором он нагревается до необходимой температуры.
Наиболее мощные местные подогреватели — секционные коробчатой кон-
струкции (рис. 6.8, б), которые состоят из трех параллельных ветвей, располо-
женных на различной высоте внутри кожуха. Каждая ветвь имеет четыре па-
раллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей
близок к единице.
Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподо-
грев и циркуляционный подогрев.
§ 2, ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ «ГОРЯЧИХ» ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ
Основная цель теплового расчета — определение количества тепла Q. не-
обходимого для осуществления заданного гидравлического и теплового режи-
мов перекачки.
Для любой системы трубопроводов, в которых происходит тепловое взаи-
модействие, может быть записано уравнение теплового баланса
< • ' <? = ^(ZK-^)-A'K(icp-io), (6.2)
где Q — весовой расход нефтепродукта в трубопроводе в кг’ч: с — удельная
теплоемкость в Дж/(кг-;С), и tK — температуры в начале и в конце нефте-
провода в °C; к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в ок-
ружающую среду в Дж,’(м2-ч-’С); F — боковая поверхность трубопроводов
204
(6.3)
стенке;
среду;
стенки,
в м2; iCp — средняя температура нефтепродукта в трубопроводе в °C; to — тем-
пература окружающей среды в СС.
Обычно для тепловых расчетов величинами G. с. F. и ta задаются, а по-
тому решение уравнения (6.2) сводится к определению к и tK.
Определение полного коэффициента теплопередачи
Трудность тепловых расчетов по уравнению (6.2) обусловлена сложными
теплофпзическпмп явлениями, происходящими при теплообмене. Введением
коэффициентов к и а удается решить эти уравнения с учетом конкретных усло-
вий рассматриваемой задачи теплообмена. Общая зависимость между к и а
установлена уравнением
й=±+у±т_+±’
где — внутренний коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта к
а2 — внешний коэффициент теплоотдачи от стенки в окружающую
а3 — коэффициент теплоотдачи от стенкп радиацией; 6; — толщина
изоляции и т. д.; л. — коэффициент теплопроводности стенки, изоляции и т. д.
Определение коэффициентов теплоотдачи
«горячих» трубопроводов нефтебаз
Определение внутреннего коэффициента,
, теплоотдачи подземных трубопроводов
Установлено, что гх1 наряду со многими факторами зависит еще и от режима
движения нефтепродуктов в трубопроводе.
Процесс теплопередачи при ламинарном режиме может быть точно иссле-
дован в том случае, если картина течения сравнительно проста, а свойства неф-
тепродуктов неизменны, т. е. если распределение скоростей по сечению трубы
и температуры вдоль нефтепровода подчиняется простому закону. На основе
этих допущений были получены некоторые теоретические формулы для вычисле-
ния а1, но все они выведены в результате приближенных решений уравнений
теплопроводности и движения. Эти решения в значительной мере дают расхо-
ждения с практическими данными, поэтому чаще всего для инженерных расче-
тов пользуются эмпирическими зависимостями. Наиболее удовлетворительные
результаты дает эмпирическая зависимость
Nu = O,74Pe<>.2(Cr.Pr)o.i, (6.4)
где Xu = ---критерии Нуссельта. т. е. безразмерный коэффициент тепло-
''Н
отдачи, характеризующий связь между интенсивностью теплоотдачи и темпера-
турным полем в пограничном слое потока; Лн — коэффициент теплопроводности
нефтепродукта: d1 — внутренний диаметр трубопровода: Ре = wc<^№----кри-
Лн
терпи теплового подобия (Пекле), являющийся мерой отношения молекулярного
и конвективного переноса тепла в потоке; w — скорость движения в нефтепро-
воде; с — удельная теплоемкость; р — плотность нефтепродукта; Сг = --
205
критерий Грасгофа, характеризующий взаимодействие сил вязкости и подъем-
ных сил; Ai — средняя разность температур между нефтепродуктом и стенкой
трубы; р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта; v — кинемати-
ческая вязкость нефтепродукта; Рг = — критерий Прандля, характери-
зующий подобие температурных и скоростных полей в потоке.
Все перечисленные критерии вычисляются при средней температуре при-
стенного пограничного слоя.
При турбулентном режиме движения потока в трубопроводе наиболее
хорошо согласуется с практикой формула
NuH=-O,O21Reo.8Pro,43^y’26
(6.5)
Индекс «н» показывает, что все параметры вычислены при температуре
нефти. Формула (6.5) рекомендуется при значениях ReH > 104. При 2-103sS
ReH 104 имеется переходной режим, при котором происходит резкое уве-
личение теплоотдачи и значение а± следует определять приближенно интерпо-
ляцией.
Определение внешнего коэффициента
теплоотдачи подземных трубопроводов
Более простое решение задачи о теплоотдаче трубопровода, заглубленного
в грунт, может быть получено, если считать грунт изотропной средой бесконеч-
ной протяженности по всем направлениям. В этом случае температура в каждой
точке грунта зависит только от расстояния до трубы и не зависит от направле-
ния. Температурное поле, таким образом, будет радиальным. Достаточно рас-
пространенной, хорошо подтвержденной экспериментально, является формула
(6.6)
где а2 — внешний коэффициент теплоотдачи трубопровода; %гр — коэффициент
теплопроводности грунта; d2 — наружный диаметр трубопровода; h0 — глу-
бина заложения трубопровода (до оси) в грунт.
При значениях (2h0/d0) > 2, что имеется в большинстве трубопроводов,
с точностью до 1%
«2
2^тр
d2 In
4fe
6^2
(6.7)
Формулы (6.5) и (6.6) дают надежные результаты при сравнительно боль-
ших заглублениях трубопроводов. При малых заглублениях (2/г0/й0) < 2 не-
обходимо учитывать тепловое сопротивление на границе грунт — воздух
Для практических расчетов эта величина может быть заменена сопроти-
влением фиктивного слоя грунта, расположенного над основным массивом,
толщиной 6 = Л,Гр/сс0- Тогда формула (6.6) примет вид
а2 =
2Ц,
(6.8)
206
где а0 — коэффициент теплоотдачи от грунта в воздух. При наличии снегового
покрова Н = h0 4- hca. Откуда
где 6СН и ЛС(, — толщина и коэффициент теплопроводности снегового покрова.
Для подземного трубопровода с концентрической тепловой изоляцией
величиной 1/а1 можно пренебречь. Исходя из радиального теплового поля
внутри изоляции
_ 2Х.изХГр
и <£2+2биз, "I ’ ’
d2 prp In + Хнз Ь ^ + 2биз J
где биз и Лиз — толщина и коэффициент теплопроводности изоляции.
Для нетеплоизолированных трубопроводов, уложенных в грунтах неболь-
шой влажности, при турбулентном режиме перекачки можно принять а2 к.
При определении а2 следует иметь в виду, что основное значение имеет не
столько структура расчетной формулы, сколько правильный выбор Zrp. Для
ориентировочных расчетов можно принять: для сухого песка а2 = 10~3 кВт/(м2
X °C), для влажной глины а, = 1,25-10"3 кВт/(м2-°С), для мокрого песка
<х2 = 3-10-3 кВт/(м2-°С).
Определение внешнего коэффициента
теплоотдачи наземных трубопроводов
При прокладке трубопроводов по поверхности грунта внешний коэффи-
циент а2 теплоотдачи в окружающий воздух определяется по уравнениям
вынужденной и свободной конвекции. Если
трубопровод подвержен действию ветра, то
а2 может быть найден по формуле
Nu = cRe”, (6.10)
в которой индекс «в» при Re означает, что
параметры Nu и Re вычисляются по средней
температуре воздуха, а значения величин с
и п, зависящие от Re, приведены в табл. 6.2.
Формула (6.6) получена на основании
экспериментальных данных по наземным
-«горячим» трубопроводам диаметром до 160 мм
при скоростях воздуха от 2 до 30 м/с. Внешний коэффициент теплоотдачи тру-
бопроводов, расположенных в помещениях или каналах и защищенных, таким
образом, от ветра, вычисляется по формулам свободной конвекции:
Таблица 6.2
Значения величин с и п
в формуле (6.10)
Кев С п
5-80 0,810 0,40
80—5000 0,625 0,46
5000—50 000 0,197 0,60
>50 000 0,023 0,80
с^2 — А т/,
где А — коэффициент, зависящий от диаметра трубы d2. Так,
d2, мм 50 100 200 >200
А 1,94 1,80 1,73 1,73
207
Формула (6.10) не учитывает теплоотдачу радиацией, а потому применима
при небольшой разности температур (iCT — £в), т. е. примерно до 15° С. При
значительных перепадах температур необходимо учитывать дополнительную
теплоотдачу радиацией
рст + 273 М рвЧ-273 у
---° (6.И)
Г Ст —
где а3 — коэффициент, учитывающий теплоотдачу радиацией; ест — степень
черноты поверхности стенки (ест = 1 при черной поверхности; ест = 0,8 ф-
—(—0,95 при красной, зеленой и серой поверхности; есг = 0,7 при алюминиевой
поверхности); Cs — постоянная Планка, равная Cs = 5,76 Вт/(м2-К4).
Вычисления а2 по формулам (6.10) и (6.11) ведут методом последователь-
ного приближения. Для ориентировочных расчетов можно принять: для на-
земных трубопроводов /гты'Ю-'Ю"3 кВт/(м2-°С); для подводных трубопрово-
дов к^12'10~3 кВт/(м2-°С).
Падение температуты нефтепродуктов
при движении по трубопроводам
Для удобства вывода уравнений расчета конечной температуры в «горячем»
трубопроводе рассмотрим раздельно основные способы теплообмена между
нефтепродуктом и окружающей средой. Примем, что во всех случаях рассматри- .
ваются стационарный тепловой и гидравлический режимы.
Теплообмен между предварительно нагретым нефтепродуктом
и окружающей трубопровод средой
При перекачке вязких и застывающих нефтепродуктов их предварительно
подогревают для снижения вязкостп. а следовательно, и для уменьшения
гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Особенно большой эффект
дает снижение вязкости при ламинарном режиме, так как гидравлические со-
противления при этом изменяются пропорционально первой степени вязкости,
а в турбулентных потоках — пропорционально вязкости в степени 0.25. Охлажде-
ние движущегося по трубопроводу нефтепродукта при ламинарном режиме
происходит менее интенсивно. Поэтому температуру подогрева нефтепродукта
перед перекачкой (iH) желательно выбирать таким образом, чтобы получить
ламинарный режим.
Вязкий нефтепродукт, подогретый до температуры Л двигаясь по трубо-
проводу, отдает тепло в окружающую среду. Тепловые потери dq элементарно
малого участка трубопровода длиной dL в единицу времени вычисляют по фор-
муле
dq = kdF —
где к — полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду;
dF — площадь охлаждения трубы длиной dL
dF = ~d'dL',
t — переменная температура нефтепродукта; t0 — температура окружающей
среды; d — диаметр трубопровода.
208
Пройдя участок dL, нефтепродукт охладится на dt градусов и потеряет
количество тепла, равное Gcdt (где G — весовой расход нефтепродукта; с —
весовая теплоемкость).
При движении нефтепродукта в трубопроводе выделится тепло, эквивалент-
ное работе трения потока,
где i — гидравлический уклон трубопровода; Е — механический эквивалент-
тепла.
Тепловой баланс участка трубопровода длиной dL равен
kcid -dL(t —to) = — Gcdt + dL.
Это уравнение грирования: можно представить в следующем виде, удобном для инте- knd dt Gch~ . Gi • ЕЫ
Обозначим: k^d Gi , -=— = а:, —~-=b. Gc bkcid
Пропнтегриров температуры нефтез получим ав вышеприведенное уравнение от 1н до tK (где tB и tK — продукта в начале и в конце трубопровода) при к = const,. L *к a f dL = f —- dt - , 0 ,
откуда aB=ln io
или eaL=.^O-fe . . (612> io— P
Для технолог! можно принять aL 1ческих трубопроводов нефтебаз в большинстве случаев 1. Тогда, разлагая eaL в степенной ряд
eaL = 1
aL
TT
ПЭ2'
2 !
и удерживая первые два члена ряда, вместо уравнений (6.12) получаем урав-
нение
~1 -aL- (6.13)
Во многих случаях можно пренебречь теплотой тренпя. Тогда при Ъ = О
в исходном уравнении получим
1п-^=^ = аВ,
го
откуда
4 = + (6.14)
Уравнение (6.14) впервые получено акад. В. Г. Шуховым.
14 Заказ 191 209
Сравнивая уравнения (6.13) и (6.14), легко определить прирост темпера-
туры Агт от трения потока при движении в трубопроводе
А£т = £(1 — е~а£). (6.15)
В начале трубопровода А£т = 0, так как L = 0, а в конце трубопровода
при .Л —> сю имеем: А£шах = Ъ.
При вычислении значений Ъ следует иметь в виду, что гидравлический
уклон i «горячих» трубопроводов непрерывно возрастает по длине трубопро-
вода вследствие увеличения вязкости нефтепродукта при охлаждении. Поэтому
вычисление Ъ следует вести при jcp, что применимо для коротких нефтебазовых
трубопроводов.
При перекачке парафинистых нефтей, имеющих высокую температуру за-
стывания, следует учесть, что при снижении температуры потока до /н. п, при
которой начинается выделение твердого парафина, часть тепловых потерь будет
покрываться за счет выделения скрытой теплоты кристаллизации парафина х.
Процесс охлаждения парафинистых нефтей, двигающихся по трубопро-
воду, можно разделить на две стадии. В течение первой стадии до длины
•температура нефти падает от температуры 1Н. п.
На длине Lr тепловой расчет нефтепровода следует вести по формуле (6.14).
Вторая стадия охлаждения сопровождается кристаллизацией парафина, и те-
пловой расчет следует вести по уравнению
£н. п— io knd(L—L£) .
ln~^=4~~ c(;. ™ X (M6)
\ ' iH. n-W
Здесь s — количество парафина в частях единицы, выпадающего из нефти при
понижении температуры от ta, п до tK (8 определяется лабораторным способом).
Тепловой расчет при внутреннем путевом подогреве
нефтепродукта в трубопроводе
В периодически действующих трубопроводах, перекачивающих высоко-
вязкие и парафинистые нефти и нефтепродукты, при продолжительной оста-
новке поток может застыть и полностью закупорить сечение трубы. Вытолкнуть
застывший нефтепродукт часто бывает невозможно и во избежание этого внутри
трубопровода помещают греющую трубу-теплоноситель, все теряемое тепло
которого полностью передается нефтепродукту. Поэтому внутренний подогрев
обладает более высоким к. п. д.
На нефтебазах теплоносителем чаще всего является водяной пар. По отно-
шению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или проти-
вотоком.
Паровой внутренний подогрев эффективен только для сравнительно корот-
ких трубопроводов, имеющих предельную длину Lc, рассчитанную с учетом
гидравлических сопротивлений двухфазных потоков. Если предельная длина
паропровода больше рассчитанной, пар вводится с двух сторон, а конденсат
отводится от середины паропровода.
Для решения задачи о падении температуры нефтепродукта в трубопрово-
дах с паровым внутренним подогревом выберем элементарно малый участок
нефтепровода dL и составим уравнение теплового баланса (рис. 6.9).
210
Тепло, теряемое паром в единицу времени,
Qn — (^i t^dL.
За это время нефтепродукт получит тепло
q^ — cGdt-2.
Теплопотери в окружающую среду составят
Qo ^-н-0^^2 (^2 ^о) dL.
Здесь /сп_н — полный коэффициент теплопередачи от пара к нефтепродукту;
ZcH_0 — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую
среду; G — весовой расход нефтепродукта; to — температура окружающей
среды; индексы при буквенных обозначениях относятся: «1» — к теплопроводу,
«2» — к трубопроводу, н — к началу трубопровода,
к — к концу трубопровода.
Примем температуру пара ix = const. Тогда
dL = Gcdt<> “7- ^'н-о^'^2 (^2 — ^о) &L
или
^2 “Ь qc (^п-h^i ~ ^н-0^2) t^dL —
Обозначив через
qc [kn-nd-i -j- feH-o • ) txdL = 0.
Рис. 6.9. Внутренний нуте-
«ой обогрев трубопровода.
а'1 Gc 1 ^н-о^г)
п
получим
Отсюда
или
*^2 Qc |^П-Н^1 ! ^’н-0^2 ) >
’— (^2^1 ^1^2) AL,
dt2
#2^1 — #1^2
Z = -tln
*1
^2^1 —^1^2К
#2^1 ^1^2Н
Искомое значение конечной температуры нефтепродукта в трубопроводе'
или
i2K = e-^42H + ^(1_e-xIL-) ti
_ jt L ., . ,
*2K = *2He’'^( n-H 1+ н-°'
I ^П-н^1 +^Н-О<?2 -Д’ | _ ЯЬ fh d +k d ч
1 J1 e Gc ( n-H 1 H-° 2) . (6.17>
14
21 i
Тепловой расчет при внешнем путевом подогреве
нефтепродуктов в трубопроводе
Внутренний путевой подогрев обладает серьезными недостатками, ограни-
чивающими его применение:
1) внутренняя труба с протекающим по ней теплоносителем подвержена
значительным температурным напряжениям, компенсировать которые сложно;
2) ремонтировать внутренний подогреватель и обнаруживать места по-
вреждений довольно трудно;
3) внутренний трубопровод уменьшает поперечное сечение внешнего тру-
бопровода и тем уменьшает его производительность.
Конструкция внешнего подогрева не имеет отмеченных недостатков и, как
более надежная в эксплуатации и более простая конструктивно, получила широ-
кое распространение.
При проектировании трубопроводов с внешним обогревом чаще всего тре-
буется выполнить условие постоянства температуры предварительно разогре-
того нефтепродукта. Для выполнения условия = tK — ta-n = const необхо-
димо, чтобы температура воздуха внутри теплоизолирующего кожуха была бы
постоянной. Тогда полный расход тепла, получаемого от путевого подогре-
вателя, пойдет на покрытие тепловых потерь:
Q ^^2^т-н (^Т ^Н~п) == ^o)j (6.18)
тде кт_я — полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепро-
дукту, вычисляемый из условия, что температура внутри кожуха выравнивается
благодаря конвекции воздуха. Поэтому можно принять, что воздушная про-
слойка не оказывает сопротивления тепловому потоку и значения ах и а2 для
вычислений кт_н определяются по формулам (6.4) и (6.9); d2 — внешний диа-
метр теплопровода; tT, tH_n, t0 — температуры теплоносителя, нефтепродукта
и окружающей среды; D — внешний диаметр кожуха; /ст_0 — полный коэффи-
циент теплопередачи от теплоносителя в окружающую среду, вычисляемый
по приведенным выше формулам в зависимости от окружающей среды (воздух,
грунт).
При укладке трубопровода в канал тепловой расчет ведется также по
уравнению (6.18) с той лишь разницей,что в правой части вместо itDL следует
подставить полную поверхность охлаждений канала.
В тех случаях, когда трубопровод работает периодически и перекачивает
высоковязкий нефтепродукт, то назначение путевого подогрева может быть
ограничено лишь созданием внутри трубопровода «горячего» пристенного слоя
толщиной б. Расчет количества тепла следует вести по уравнению (6.2), в кото-
ром вместо tCp следует принять tT, а величину G — приравнять к расходу «горя-
чего» пристенного слоя
ndLbp
т
§ 3. ОСТЫВАНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ
Большое практическое значение имеет умение рассчитать время охлажде-
ния нефтепродукта в остановленном «горячем» трубопроводе. «Горячие» трубо-
проводы, работающие периодически, должны быть освобождены или заполнены
незастывающим маловязким нефтепродуктом. Если по каким-либо причинам
это не сделано, то по истечении определенного времени вязкость нефтепродукта
212
может возрасти настолько, что допускаемого рабочего давления в трубе ока-
жется недостаточным для возобновления перекачки.
Для экономии эксплуатационных расходов, связанных с замещением неф-
тепродуктов в трубопроводе, иногда можно на определенное время оставлять
нефтепродукт в остановленном трубопроводе, если по известному графику перио-
дичности работы трубопровода за время остановки нефтепродукт не охладится
ниже допускаемой температуры iK, при которой напряжения сдвига потока не
превысят допускаемой прочности трубопровода (иногда это напряжение опре-
деляется не прочностью материала трубы, а прочностью корпуса насоса или
арматуры — задвижки, клапана). Зная характер изменения температуры по-
тока во времени, можно найти критическое значение температуры tK и соответ-
ствующую ей допустимую продолжительность остановки трубопровода.
Эти критические температуры помимо физических свойств нефтепродукта
зависят еще от материала трубы и протяженности трубопровода, а поэтому
должны быть заранее рассчитаны при проектировании данного трубопровода.
Охлаждение подземного нефтепровода
до заданной температуры tK
Сложный процесс охлаждения нефтепродуктов в подземных трубопроводах
зависит от другого, не менее сложного процесса — от охлаждения массы грунта,
окружающего трубопровод.
Задача об охлаждении подземных трубопроводов была решена В. И. Чер-
никиным для случая постоянной производительности перекачки.
Процесс нагрева системы грунт — трубопровод в основном определяется
скоростью нагрева массы грунта, окружающего трубопровод, так как тепло-
содержание нефтепродукта, находящегося в трубопроводе, мало по сравнению
с теплом, аккумулированным в грунте, и им можно пренебречь. Грунт вокруг
трубопровода считается изотропным, а физические константы его неизменными.
Температурное поле Земли не учитывается. Отсюда следует, что процесс охла-
ждения нефтепродукта определяется лишь скоростью охлаждения грунта. При
этих ограничениях время охлаждения нефтепродукта.в трубопроводе т от на-
чальной температуры iH до заданной температуры tK находится по формуле
(6.19)
-^2
где to — температура грунта на глубине заложения трубопровода; h0 — глу-
бина заложения трубопровода (до оси); R2 — наружный радиус трубопровода;
Ег — знак интегральной показательной функции; Fo — критерий Фурье
а — коэффициент температуропроводности, характеризующийся скоростью из-
менения температуры в неравномерно нагретом теле (молекулярным перено-
сом внутренней энергии тела)
Чр
а =-------.
С'грРгр
Формула (6.19) дает несколько завышенное значение т, так как при выводе
ее тепловой поток по длине трубы был принят постоянным, что может быть
допущено только для коротких нефтебазовых трубопроводов.
213
Известно также несколько экспериментальных формул для определения т.
Из них наиболее предпочтительной является
, Rl ( ho , 1 \2’32
T = 4zTr(w+rsr) • <6-2°)
Здесь
__ 2<Хг-в^г .
^гр
схг-в — коэффициент теплоотдачи ог поверхности грунта в атмосферу. Длят
практических расчетов аг_Е = (10 4- 15)-1СГ3 кВт (м2-°С); z — коэффициент,,
зависящий от отношения -к-~ °- (см. таблицу):
z 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,0 0,7 0,8 1,0 1,2 1,45
4^100 20,0 13,5 10,0 8.2 6,8 5,5 4,5 3,6 2,5 1,6 1,0
Охлаждение наземного трубопровода до заданной температуры tK
Задача об охлаждении наземного трубопровода решается при следующих
упрощающих положениях:
1=п
1) тепловое сопротивление трубопровода = const;
i=i
2) в период охлаждения а2 — const;
3) температура окружающей среды t0 = const.
При охлаждении остановленного трубопровода уравнение теплового<
баланса от нефтепродукта в окружающую среду, отнесенное к единице длины
(для неизолированного трубопровода), может быть записано так:
OyTid (t — £ст) a2nd (£ст —10),
Таблица 6.3 Значения коэффициентов e где t — температура нефтепродукта; to — температура окружающей среды.
и га в формуле (6.21) Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи ах определяется по эмпири-
GrPr 8 п ческой формуле ai = 8^-(GrPr)re, (6.21)
От 10-3 до 5 • 103 1,18 0,13 От 5-103 до 2-10’ 0,54 0,25
От 2 • 10’ до 1013 0,14 0,33 где 1тр — коэффициент теплопроводимости материала трубы.
Значения коэффициентов е и п даны в табл. 6.3.
Подставив значения Gr и Рг в (6.21), получим
^тр Г gd®cpP Р ^тр) "|п
Ст — 8 —j— —т------- --------
d Атр V J
(6.22)
где р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта. Введем новые пере-
менные: х - t — iTp; у = trp — t0; t = t0 + x + у.
214
Тогда уравнение теплового баланса примет вид
ауг: = а.,у
или, подставляя значения для а1; получаем
g^3ep \п
v/,Tp J
Для упрощения записи обозначим
и =
а \ VA-pp 7
Величину и в первом приближении можно принять постоянной. Для точ-
ных расчетов весь температурный интервал от £н до tK следует разбить на не-
сколько участков и для каждого из них определять и по начальной температуре
участка:
у а, = еих11^1;
dya2 = ей (п — 1) xndx\
dy = -^~ (п +1) xndx.
Последнее выражение позволяет перейти к уравнению с одним перемен-
ным х.
Запишем уравнение теплового баланса в дифференциальной форме. Для
этого положим, что за время dx нефтепродукт охладился на dt и потерял при
этом следующее количество тепла:
, по"2 ,
dq =---pcdt.
В окружающую среду должно поступать такое же количество тепла, т. е.
— pcdt — a-pxddx (t — ^тр).
Согласно принятым обозначениям dt = d (х Д- у), так как t0 = const.
Тогда
Л = 1 + -у- (п 4-1) хп J dx.
Подставив значения dt, а1 и (t — t0) в последнее уравнение и решив его
относительно dx, получим
dx = - Зт + 1) dx-
Откуда
cpd
4еи
жк . жк
С -Ху- dx — (п + 1) — С — dx
J zn+1 4 1 ' а2 J X
или
гср<7 Г 1 / 1 1 \ , , .. ей
215
(6.23)
а, подставив значения rH = £н — Z.rp и жк = tK — получим
_ ctip ___1____________1____i_ /n । м ги jn tH~ Ztp
lew {t'K {tn ZTp) ««2 in ZtP
Для трубопровода, имеющего хорошую теплоизоляцию, уравнение тепло-
вого баланса упрощается
/
—cgpdt = Ф- nd (t —10) d%,
4 Онз
где Хиз и биз — коэффициент теплопроводимости и толщина теплоизоляции.
Разделив переменные и проинтегрировав уравнение от iH до ZK, получим
cdpg 6ИЗ ZH — to
т — —-------.— in ---—•.
Лиз f К CO
(6.24)
Вытеснение застывших нефтепродуктов из трубопроводов
Если нефтепродукт в период бездействия «горячего» трубопровода сильно
охладился или застыл, то для нормальной работы трубопровода нефтепродукт
необходимо вытеснить маловязкими жидкостями. Вытеснение высоковязких
нефтепродуктов (подчиняющихся закону Ньютона) из горизонтальных трубо-
проводов возможно при любых напорах насосов; вопрос заключается лишь в про-
должительности процесса вытеснения.
Вытеснение нефтепродуктов, обладающих начальным напряжением сдви-
га <т0 (для неньютоновских жидкостей), возможно лишь при напорах насосов
Но, необходимых для преодоления а0. Начальное напряжение сдвига опреде-
ляется из условий равновесия внешних и внутренних сил в трубопроводе
citytLd = -±- nd2pgH0.
Отсюда
pgHpd
(6.25)
Нефтепродукты, обладающие начальным напряжением сдвига, движутся
по трубопроводам при так называемом структурном режиме, когда центральная
часть потока движется как твердое тело, а периферийная — как вязкая жид-
кость при ламинарном режиме. Для упрощения задачи о вытеснении застывших
нефтепродуктов при структурном режиме движения введем следующие предпо-
ложения:
1) застывший и толкающий нефтепродукты движутся один за другим по-
добно поршням;
2) гидравлическое сопротивление толкающей жидкости не учитывается,
так как вязкость ее во много раз меньше вязкости застывшего нефтепродукта;
3) смешение нефтепродукта на границе раздела отсутствует.
Движение застывшего нефтепродукта происходит в соответствии с законом
Шведова и Бингама
- <6-2e>
Н — напор, создаваемый насосами.
216
В момент времени т, когда толкающая жидкость вытеснит застывший неф-
тепродукт из участка трубопровода длиной х. расход будет равен
Р=-й8^г[я-Ш(Г'-"Д
тде v0 — кинематическая вязкость застывшего нефтепродукта.
Из условия неразрывности потока
Qdx = dx.
Подставив значение Q и разделив переменные, получим время вытеснения
застывшего нефтепродукта пз всего трубопровода длиной L
L
—х) dx
о 3dpg
т =
ИЛИ
_ 16vp Г 3dpgH , / 3dgHp
~ gd- L Wo \ 3dgpH —i&a0L
Время вытеснения нефтепродуктов, подчиняющихся закону Ньютона, по-
лучим при о0 = 0 в уравнении (6.27). Для этого выражение
л 3dpgH
3dpgH-- 16ff0i
(6.27)
представим в виде
160-gZ- \
3dpgH )
и разложим его в ряд
\ 3dpgH )
(6.28)
(6.29)
16(Toi , 1 7 16сГ(Щ у । 1 C \з .
3dpgH "T" 2 I 3dpgH J "Г 3 \ 3dpgH J ' ’ ''
Подставив это выражение в уравнение (6.27) и произведя некоторые пре-
образования, получим
16v0 г 2 । 1536о"о у з 4О96ст§ 7-4 (
Т - gdlll 1 ‘xltf-pgll2 • №Нз
Положив о0 = 0, получим формулу для определения времени вытеснения
ньютоновских нефтепродуктов (жидкостей)
__ 16v0M
gd?H '
Поскольку толкающая жидкость в действительности врезается клином в за-
стывший нефтепродукт, а не движется как поршень, то время вытеснения по
формуле (6.29) всегда будет больше фактического. Это обстоятельство может
быть учтено введением опытного поправочного коэффициента
, . 3600
У~ Рг7'8 ’
где Рг — критерий Прандтля, вычисляемый для застывшего нефтепродукта.
217
§ 4. ТЕПЛОВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ (ИНТЕРФЕРЕНЦИЯ)
ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 6.10. Расчетная схема теп-
лового взаимодействия подзем-
ных трубопроводов.
В условиях сильно развитой трубопроводной сети нефтебаз трубы различ-
ного технологического назначения укладывают в непосредственной близости друг
от друга. Это приводит к тому, что «холодные» трубопроводы, попадая в сферу
действия температурных полей «горячих» трубопроводов, нагреваются за счет
охлаждения «горячих», т. е. получается тепловая интерференция. В некоторых
случаях такое явление может быть весьма полезным, например при укладке
в одном канале промышленного паро- и маслопро-
водов. В других случаях это может оказаться
вредным, например при укладке бензопровода
вблизи «горячего» мазутопровода, что приводит
к повышению температуры бензина, а следова-
тельно, и к увеличению потерь от испарения в ре-
зервуарах. Таким образом, правильное разрешение
вопроса о тепловом взаимодействии различных тру-
бопроводов представляет значительный практиче-
ский интерес.
Рассмотрим тепловую интерференцию двух
трубопроводов (рис. 6.10). Ввиду сложности тео-
ретического решения этой задачи ограничимся лишь
решений и некоторых практических выводов.
Тепловые потоки двух интерфирирующих трубопроводов («горячего»
и «холодного»), уложенных на одной глубине h0, можно определить по сле-
дующим формулам:
для «горячего» трубопровода
приведением результатов
2лАГр |J«r —10) In-^2- — (tx—f0) In
In In
1г г 1г у
0^1.
(6.30)
г2+4Ц
Z2
для
«х
олодного» трубопро
вода
I 9 h
2я^Гр Ох — У111-/
с I п Т'
?х =
«, Ь ‘
Z2 + 4/^
Z2
(6.31)
, 2/Zq -j 2/Zq
111 лГ1п
Здесь tr, Rr и ix, Z?x — температуры и радиусы внешних поверхностей «горя-
чего» и «холодного» трубопроводов; t0 — температура окружающего грунта;
h0 — глубина заложения трубопроводов в грунт (до осей); I — расстояние
по горизонтали между вертикальными осями трубопроводов.
Исследования уравнений (6.30) и (6.31)
1. При увеличении расстояния между трубопроводами I до бесконечности
(практически I = <х> наблюдается на расстоянии более чем 10—15 м)
2л)^гр (tp t0)
(6.32)
218
2лАГр (tx — t0)
1 2/zq
111 л?
(6.33)
т. е. тепловые потери каждого из трубопроводов соответственно равны тепловым
потерям одиночных труб с температурами внешних поверхностей tr и tx, что
и следовало ожидать.
2. По мере приближения «холодного» трубопровода к «горячему» тепловые
потери первого уменьшаются п при определенном положении трубопроводов
доходят до нуля. При этом расстояние между трубопроводами находится по
формуле (6.31) при дх = 0 или
(гх-г0)1п^Н^-*0)1п]ЛЦД = о, (6.34)
Л. г ' ь
откуда
I = — 2feo ---------. (6.35)
В большинстве случаев при >4и -х~~г° >-i- формула (6.35) может
л tp — Iq 2
быть упрощена
----2fe° . (6.36)
( 2h0 ) П-'о
Тепловые потери «горячего» трубопровода можно получить, если подста-
вить tx — to из условия (6.34) в уравнение (6.30); в этом случае получается
формула (6.32), т. е. тепловые потери «горячего» трубопровода равны тепловым
потерям одиночной трубы с температурой стенки tr. Присутствие «холодной»
трубы, находящейся на расстоянии Z, определяемом по (6.33), не влияет на
тепловые потери «горячей» трубы. Такое явление возможно в том случае,
«ели «холодная» труба попадает в изотерму «горячей» трубы с температурой
tx. Отсюда следует важный для практики вывод: если разместить
несколько «холодных» трубопроводов так, чтобы
они попали в изотермы «горячего» трубопровода
с температурами, равными температурам стенок
«холодных» труб, то вся система теоретически будет
иметь такие же тепловые потери, как и одиночный
«горячий» трубопровод.
Практически этого достичь трудно, так как в течение года положение изо-
терм меняется. Однако всегда можно располагать трубопроводы так, чтобы
свести тепловые потери системы к величине, примерно равной дг, и незначи-
тельно нарушить тепловой режим «горячего» трубопровода.
3. При некотором положении трубопроводов тепловые потери «горячего»
трубопровода могут быть минимальными. Расстояние между трубопроводами I,
219
при котором grmin будет находиться из уравнения (6.30) при условии, что
(dqjdl) =0:
(6.38)
Подставив значение I в уравнение (6.31). найдем, что в то время, когда
тепловые потери «горячего» трубопровода минимальные, тепловые потери
«холодного» трубопровода
' _ ЛЛрр (/к ^о)
’’= 1»^.
Лх
Сравнение полученного значения <?х с тепловыми потерями «холодной»
одиночной трубы длиной I — показывает, что они составляют 1/2 тепловых
потерь одиночной трубы. Следовательно, «горячие» трубопроводы для макси-
мального снижения тепловых потерь необходимо помещать на расстоянии Z,
вычисленном по формуле (6.37).
4. При приближении «холодной» трубы к «горячей» на расстояние
тепловые потери первой становятся отрицательными, т. е. «холодная» труба
нагревается за счет «горячей», тепловые потери которой, естественно, должны
увеличиться.
Величина тепловых потерь каждой из труб при укладке пх рядом может
быть вычислена по уравнениям (6.30) и (6.31), если вместо I подставить значения
7?х + 7?г.
V
§ 5. РАСЧЕТ ПОДОГРЕВА НЕФТЕПРОДУКТА В ЕМКОСТЯХ
Для правильного подсчета количества тепла, необходимого для подогрева
определенного количества нефтепродукта в резервуаре от начальной темпера-
туры tH до конечной tK в зависимости от мощности, типа подогревателя, темпе-
ратуры окружающей среды и др., надо определить суммарные составляющие
тепловых потоков. В общем случае полное количество тепла Q. сообщаемое
подогревателем нефтепродукту, складывается из следующих элементов:
д1 — тепло, необходимое для разогрева количества нефтепродукта весом
G от /н до ZK, имеющего теплоемкость с.
5i = <?c(ZK —ZH); '
g2 — тепло, необходимое для расплавления застывшего парафина в коли-
честве Gu (Gn определяется лабораторным путем)
g2 = Gnz;
220
% — скрытая теплота плавления парафина;
?з — тепловые потери в окружающую среду
9з ~ kF- (^ср
к — полный коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую-
среду; F — поверхность охлаждения; т — время разогрева; фр — средняя
температура нефтепродукта в резервуаре за время разогрева; t0 — температура
окружающей среды.
Температуру нефтепродукта в конце подогрева по истечении времени т
можно вычислить по формуле (6.14), которая применительно к условиям ре-
зервуара примет вид
kFt
tK = t0 — (tH-t0)eGc. (6-40)
Температура окружающей среды для наземных и полуподземных резер-
вуаров
?0=-Цр?Ув, (6.41)
где ir и tB — температуры грунта и воздуха, окружающих резервуар; Fr и FB —
поверхности резервуара, соприкасающиеся с грунтом и воздухом.
Для подземных резервуаров to принимается равной температуре грунта
на глубине заложения оси резервуара или его середины.
Наибольшую сложность для подсчета д3 представляет вычисление полного
коэффициента теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду. Для
резервуаров значение к должно быть вычислено с учетом характера теплопере-
дачи через стенку кс, днище кд и крышу кК:
где Fc, Рл, FK — площади стенок, днища и покрытия резервуара.
Значение кс определяется по формуле (6.3), в которой внутренний коэф-
фициент теплопередачи вычисляется по следующим уравнениям:
при 10® 2а (Сг-Рг)н 2а 103
а1=о,7б4чсг-Р^‘[-^]1/4; ’ (6.43)
при (Cr -Pr)H > 109
ai = 0,15 4(Cr.Pr)y=rigkT/4. (6.44)
z L l-r-Uc -J
Для горизонтальных цилиндрических резервуаров при 108 Sa (Cr-Pr) Sa 103
’ a1 = 0,5 4(Gr.Pr)‘/1[Igk]*/‘. ' (6.45)
В вышеприведенных уравнениях Хн — коэффициент теплопроводности
нефтепродукта; z — высота наполнения резервуара; D — диаметр резервуара.
Индекс «н» означает, что все физические величины для вычислений Рг и Сг
выбираются при средней температуре нефтепродукта, индекс «с» означает
стенка резервуара. При выборе средней температуры следует руководство-
ваться следующими рекомендациями:
221.
1) если ' 2, то ?ср =
2) если ~ >2, то
*к *о
3) средняя температура стенки резервуара определяется методом после-
довательных приближений по формуле
^ср = ^рп-—(^п-^о)-
Внешний коэффициент теплопередачи от стенки резервуара в воздух
определяется по формуле (6.10). Коэффициент теплопередачи радиацией опре-
деляется по формуле (6.11).
Для полуподземных вертикальных цилиндрических резервуаров
7. kc-B-ft’в ~г feg-rp^rp
-- Г» ! Z? ’
г в Т Гр
где 7тс_в и &с_гр — полные коэффициенты теплопередач через стенку в воздух
и через стенку в грунт; FB и .Frp — площади стенок, соприкасающиеся с возду-
хом и грунтом; кс_в определяется по формуле (6.3), а fcc_rp — по следующей
формуле:
&с-гР = ; (6,46)
26г , ftp , 1
hi 2Хрр <7-о
ho — глубина погружения резервуара в грунт; а0 — коэффициент теплоотдачи
от поверхности грунта в воздух (ориентировочно а0 12-10'3 кВт/(м2-°С).
Для подземных горизонтальных цилиндрических резервуаров к кс;
(6.47)
где а2-гр — коэффициент теплопередачи от поверхности резервуара через
грунт в атмосферный воздух
%2-гр
4ХГр
32^о%гр
(6.48)
2
В изолированных резервуарах основное сопротивление оказывает тепловая
изоляция. Поэтому с достаточной для практических расчетов точностью можно
пренебречь а2 и и считать, что
(6.49)
:222
Коэффициент теплопередачи через крышу резервуара
=------------жу1-------------- (6.50)
Коэффициент теплопередачи через днище резервуара
=' (6.51>
«1 А/ 8Лгр
1=1
где а[ — коэффициент теплоотдачи от зеркала нефтепродукта в газовое про-
странство резервуара:
для (Рг • Gr)cp = 50 • 102 -у 2 • 107
а'^5.5 V t3 — tr п Вт/(м2-°С); (6.52>
для (Pr-Gr)cp > 2-107
а' ^1,151^3 — п Вт/(м2-сС); (6.53)-
t3— температура зеркала нефтепродукта в резервуаре; tr, п — температура
газового пространства резервуара (ориентировочно у. п «=> 10 + 0,5i3); 6Р —
толщина газового пространства над нефтепродуктом; и Х(- — толщина листов;
и коэффициент теплопроводности металла, теплоизоляции, грунта над под-
земным резервуаром; лэк — эквивалентный коэффициент теплопроводности газо-
воздушной смеси, который ориентировочно принимается как
(6.54)»
Хв — коэффициент теплопроводности воздуха; ек — коэффициент конвекции..
Для воздуха
(6.55)
А — безразмерный коэффициент, который при средней температуре газа 0,50
и 100° С соответственно равен 19,4; 16,7 и 14,8.
Для наземных резервуаров Ауи кк во много раз меньше Ау. Поэтому при рас-
четах, не требующих большой точности, коэффициентами кд и кК можно прене-
бречь. Ориентировочно кл 0.3 • 10"3 кВт/(м2•5 С); А’к^1-10"3 кВт /(м2-°С)
и /у (5 -у 7) • 10"3 кВтДм2 •с С).
Для железнодорожных цистерн при движении поезда коэффициент к при-
нимается равным Ас и определяется по формуле (6.3), в которой ах вычисляется,
по (6.45), а а2 — по уравнению
а,= 0,032-^у- Re0-8,
где Хв — теплопроводность воздуха; L — длина котла цистерны;
Re = ^
vB
22»
wa — сумма скоростей ветра и поезда
Wn,
D — диаметр цистерны; vB — кинематическая вязкость воздуха.
Ориентировочно для цистерн принимается к {1 %-8)-10~3 кВт/(м2-°С).
Для нефтеналивных судов
7 ^С-ВОД^1 ВОД ~Т~ 4'с-в^в
' /'вод: /в ’ - •
где йс_вод и Д_в — полные коэффициенты теплопередачи через борт в воду
и через борт в воздух; Рвод и FB — площади нефтеналивных судов, соприкаса-
ющиеся соответственно с водой и воздухом. Для части стенки, обдуваемой
воздухом, коэффициент к находится по формуле (6.3), а для части стенки,
омываемой водой, — по формуле (6.48), в которой сс2_гр заменяется сс2_воД,
т. е. коэффициентом теплоотдачи от стенки судна к текущей воде:
аг-вод = 0,035 -^ReWrM, (6.56)
где параметры Re и Рг вычисляются по средней температуре воды за бортом
.и по длине нефтеналивного судна L.
Расчет труочатых подогревателей
где к,.
Дукту
)и известном значении суммарного теплового потока
а трубчатых подогревателей / находят из формулы
/==-
— полный коэффициент теплопередачи от теплоносителя
поверхность
к нефтепро-
k^d-
-1
1__________
1П ДН1_
•у____
(6.57)
q
ccj — коэффициент теплопередачи от теплоносителя к стенке трубы подогре-
вателя (вынужденная конвекция).
Для практических расчетов при использовании в качестве теплоносителя
насыщенного пара ар «=; 3,5 -ф- 11,6 кВт/(м2-сС), а коэффициент сс2 рассчи-
тывают по формуле (6.21), в которой за определяющий параметр принимается
диаметр трубы.
В формуле (6.57) величины Д + 1 и Д — внешний и внутренний диаметры
трубы с учетом загрязнений на трубах от накипи и грязи, выпадающей из
нефтепродукта; — средний коэффициент теплопроводности металла труб
и загрязнений.
При расчетах можно принять для накипи 0,23 0.81 Вт/(м-°С);
.для нефтяной грязи Хн. 0,47 Вт/(м-°С).
Обычно сс2 значительно меньше поэтому слагаемым в уравнении
(6.57) вследствие малой величины можно пренебречь.
Поскольку практически невозможно учесть толщин}- накипи п загрязнения,
то при расчетах к? принимают, что эти отложения снижают кт на 40%. Следо-
224
вательно, для насыщенного пара кт 0,6а2; 0Т_Н — средняя разность темпера-
тур между теплоносителем и нефтепродуктом
0т-н
fT _(В
In 2s—х
—
(6.58)
где Й и Д — начальная и конечная температуры теплоносителя;
Z” п Z= — начальная и конечная температуры нефтепродукта.
дная площадь подогревателя п задаваясь диаметром, можно определить
полную длину трубы подогревателя
(6.59)
При конструировании трубчатых подогревателей следует иметь в виду,
что по мере отдачи тепла теплосодержание пара падает и происходит частичная
его конденсация. Это обстоятельство приводит к резкому увеличению гидра-
влических потерь в трубах подогревателя. Поэтому полученная по формуле
(6.59) длина подогревателя должна быть меньше предельно допустимой Znp,
полученной в результате совместного решения уравнений теплопередачи и ги-
дравлических сопротивлений
(6.60)
где d — внутренний дпаметр трубы подогревателя в м; 6 — толщина стенки
трубы в м; Хсм — коэффициент гидравлического сопротивления в трубах при
движении пароводяной смеси; Sp — потери давления в трубе пароподогрева-
теля в Па; р', р" — плотности конденсата и насыщенного пара в кг/м3; гп и iK —
соответственно энтальпия пара и конденсата в Дж/кг; к — коэффициент тепло-
передачи от пара к нефтепродукту в Вт/(м2-=С).
Если I /> Znp, то конструкцию подогревателей выполняют из нескольких
параллельно включенных секций. Тогда число секций п = Z/Znp. , ,
Весовой расход пара на подогрев
G^ -. .
In - 1к
Расчет трубчатых подогревателей для транспортных емкостей аналогичен
расчету подогревателей в стационарных резервуарах и отличается лишь зна-
чениями полного коэффициента теплопередачи.
- ._ Расчет электроподогрева
Полное количество тепла, отдаваемое электронагревателем в единицу
времени, определяется законом Джоуля —Ленца:
q = lV = PR. " (6.61)
Зная q и напряжение, можно определить силу тока
15 Заказ 191
225
и сопротивление электроподогревателя
P-R-
Если все проводники в грелке соединены параллельно, то при Д' парал-
лельных проводниках
л-у.
где г — сопротивление одного параллельного проводника
pt — удельное сопротивление металла проводника при температуре нагрева tn
Pt = Р0(1-~^),
и — термический коэффициент сопротивления металла проводника.
Подставляя значение г, получим сопротивление электроподогревателя при
N параллельно соединенных проводниках:
где I — длина параллельно соединенных проводников площадью поперечного
сечения /.
Количество тепла, которое передается с поверхности электроподогревателя
нефтепродукту, может быть выражено и через уравнение теплопередачи
q = kF(tn-t^=PR, ; (6.62)
где F — площадь всех проводников подогревателя
F=Nlnd.
Средняя температура нагрева нефтепродукта ^ср = 1/2 (tH 4- tK).
Подставив значения R и F в (6.62) и решив это уравнение относительно
диаметра проводника, получим
d = V А (гп-цд.л2Л2 ’ ^6,63-)
Для ленточных проводников при толщине ленты а и ширине Ъ имеем:
b-y k{tn_tli)m2y-2 > (6.64)
где т = Ъ]а (обычно т колеблется в пределах от 3 до 12).
Ленточные проводники выгоднее круглых, так как при одинаковом попе-
речном сечении теплоотдающая поверхность их больше. По конструктивным
соображениям обычно применяют более прочные круглые проводники. При
использовании электроподогревателей для разогрева масел следует учесть,
что температура поверхности проводника tn должна быть ниже температуры
коксования массы, иначе масло резко ухудшит своп кондиционные качества —
цвет, механические примесп и др.
226
Мощность электроподогревателя можно регулировать переключением фа-
зовых сопротивлений на треугольник Т7тр, звезду Р7ЗВ и двойную звезду Ww. зв.
Мощности электроподогревателей, соединенных подобным образом, относятся
между собой, как
’ РИзв:1Утр:17дв. зв = 1: 3:4.
Для более равномерного распределения теплового потока по всей массе
нефтепродукта требуемую поверхность нагрева осуществляют в трех подогре-
вателях, один из которых помещают в центре под люком цистерны, а два — по
бокам, ближе к торцам. При таком конструктивном решении каждый электро-
подогреватель рассчитывается на одну треть требуемого общего теплового
потока.
Расчет циркуляционного подогрева
Как следует из описания, типовая установка укомплектована теплообмен-
ником с известной поверхностью нагрева / и насосом производительностью Q.
При этих данных целью расчета является определенпе продолжительности
разогрева до заданной температуры слива tK.
Уравнение теплового баланса для рассматриваемой задачи может быть
записано в виде
dq — Qc(t^ — t)dx = Gcdt^kf(t — t0) dr, (6.65)
где с — теплоемкость нефтепродукта; G — вес нефтепродукта в цистерне;
к — коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в цистерне в окружающую
среду; i — переменная температура нефтепродукта в цистерне; (т — темпера-
тура нефтепродукта на выходе из теплообменника; i0—температура окружа-
ющего воздуха.
Принимаем, что за время подогрева к = const и tT = const. Тогда, разделив
переменные и интегрируя от tH до tK, получаем
'к
т '. dt
(н
ИЛИ
т = Gc 1 п + —(Qc + kf) (6 661
(Qc+kf) 1 Qct^kft0-tK(Qc + kf) • 7
При разомкнутой схеме циркуляции в исходное уравнение (6.66) вместо
Q следует подставлять величину Q — Q', где Q' — количество отводимого из
цистерны нефтепродукта при температуре (к.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Валявский П. В. и др. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов. М.,
изд. ОНТИ НКТН, 1937. 231 с.
2. Г е л л е р 3. И. Мазут как топливо. М., «Недра», 1965. 495 с.
3. Григорян Г. М., Ч е р и_и кин В. И. Подогрев нефтяных продуктов.
М., Гостоптехпздат, 1947. 287 с.
4. Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Типовые расчеты
при проектировании нефтебаз и нефтепродуктов. М., «Недра», 1958. 155 с.
5. Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефте-
продуктов. М., Гостоптехиздат, 1961. 259 с.
15* 227
6. Коршунов Е. С., Едигаров С. Г. Потерн нефти, нефтепродуктов и га-
зов и меры их сокращения. М., «Недра», 1968. 117 с.
7. Л е с с и г Е. Н., Л и леев А. Ф., Соколов А. Г. Листовые металли-
ческие конструкции. М., Стройиздат, 1970. 488 с.
8. Мишин Б. В., Ш и о т а к о в с к и й М. Н. Краткий справочник обору-
дования нефтебаз. Л., «Недра», 1965. 227 с.
9. С а в и ц к и й В. Б. Экономика и планирование нефтебазового хозяйства.
М., «Недра», 1971. 151 с.
10. С а ф а р я н М. К. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов.
М., изд. ОНТИ ВНИИСТ, 1958. 239 с.
11. С а х н о в с к и й К. В. Железобетонные конструкции. М., Госстройпздат, 1960.
840 с.
12. Справочник по оборудованию нефтебаз под ред. В. И. Титкова, М., Гостоптех-
издат, 1959. 464 с.
13. С т у л о в Т. Т. и др. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов.
Проектирование и сооружение. М., «Недра», 1968. 286 с.
14. У и л к и н с о н У. Л. Неньютоновские жидкости. М., «Мир», 1965. 216 с.
15. Черникин В; И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М., Гостоптех-
издат, 1955. 317 с. 1
Часть вторая
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ
II ГАЗОХРАНИЛИЩА
Глава? / -
ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ.
СВОЙСТВА ГАЗОВ
§ 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Газовая промышленность является самой молодой отраслью топливной
промышленности Советсткого Союза. В дореволюционной России природный
газ не добывался. В незначительных количествах добывался попутный нефтяной
газ в Бакинском и Грозненском районах. Перед Великой Октябрьской социали-
стической революцией в Баку использовалось всего лишь 33 млн. м3 попутного
нефтяного газа.
Начало производства искусственного газа в России относится к тридцатым
годам XIX столетия. В Петербурге был построен небольшой завод, который
вырабатывал газ из угля, поступавшего из Англии. В 1914 г. в Петербурге
этот газ поступал только в 3 тыс. квартир наиболее богатых семей. В Москве
искусственный газ начали использовать в конце шестидесятых годов XIX века
для освещения улиц и вокзалов. Позже газ стали применять и для бытовых
нужд. В 1913 г. было газифицировано 2.7 тыс. квартир.
После Великой Октябрьской революции использование попутного нефтя-
ного газа стало постепенно возрастать. В Бакинском и Грозненском нефте-
добывающих районах в 1927—1928 гг. было добыто и использовано 270 млн. м3
газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газов в Советском Союзе соста-
вила около 3220 млн. м3.
В сентябре 1944 г. было принято решение Советского правительства
о строительстве первого дальнего газопровода Саратов — Москва. В июле
1946 г. саратовский газ поступил в Московскую газовую сеть.
За пять лет (1946 —1950 гг.) в Москве было построено более 1340 км
уличных и внутридворовых газопроводов, десятки регуляторных станций, две
газгольдерные станции, газифицировано 211 тыс. квартир.
В настоящее время протяженность Московской газовой сети (магистрали
и внутридворовые газопроводы) составляют около 6000 км.
В газовую сеть Москвы газ попадает по таким мощным магистральным
газопроводам, как Ставрополь — Москва, Северный Кавказ — Москва, Сред-
няя Азия — Центр и др.
В Москве действует пять газгольдерных станций общим объемом 1 700 000 м3
при остаточном давлении газа в них 2,2 кгс/см2. Газгольдерные станции обо-
рудованы газгольдерами постоянного объема с рабочим давлением 7—12 кгс/см2.
Газгольдеры предназначены для покрытия часовой неравномерности потребле-
ния газа в течение суток.
229
В 1972 г. добыча природного газа составила 221 млрд. м3. Газ получили
220 городов и поселков городского типа и более 6 тыс. сельских населенных
пунктов, газифицировано 3,5 млн. квартир, в том числе в сельской местности
1,4 млн. квартир.
Для улучшения системы газоснабжения в районе крупных городов (Москва,
Ленинград, Киев, Рига, Ташкент, Свердловск п др.) созданы подземные храни-
лища природного газа.
Газификация сельского хозяйства в Советском Союзе начата с 1962 г.
(потребление сжиженного газа в 1962 г. составило всего 20 т).
В настоящее время в селах газифицировано более 6,5 млн. квартир.
Газом пользуются свыше 30 млн. сельских жителей. В сельских районах по-
строено около 10 000 км газораспределительных сетей. В 1971 г. на газоснаб-
жение этих районов израсходовано 665 000 т сжиженного газа и 4,2 млрд, м3
природного газа.
Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народ-
ного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. намечено дальнейшее развитие газовой
и нефтяной промышленности. В 1975 г. добыча газа составит 300—320 млрд. м3.
В 1971—1975 гг. намечено построить 57 000 км магистральных газо-
и нефтепроводов и газифицировать 17—18 млн. квартир. Уровень газификации
жилого фонда должен составить в городах 65—75% , на селе 40—50%.
§ 2. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
И ГАЗОХРАНИЛИЩАХ
Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе,
подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистраль-
ному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воз-
духом.
Природный газ является основным топливом в системе газоснабжения.
В последнее время резко растет потребление сжиженных газов.
Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газо-
снабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового оборудования.
При использовании природного газа источником газоснабжения городов
является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа —
газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по маги-
стральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным
или водным транспортом.
Газовая распределительная сеть представляет собой систему трубопро-
водов и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри
города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные
и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из
одного района города в другой, а по распределительным газопроводам —
непосредственно потребителям.
Из магистрального газопровода в городскую распределительную сеть газ
подается через газораспределительную станцию (ГРС). Городская сеть обору-
дуется газорегуляторными пунктами (ГРП), которые служат для снижения
давления газа и объединяют газопроводы различного давления.
Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и про-
мышленных предприятий включает внутридомовые или промышленные газо-
проводы, газовые приборы и установки для сжигания газа.
Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зави-
симости от максимального рабочего давления делятся на:
230
1) газопроводы низкого давления
до 0,02 кгс/см2 (200 мм вод. ст.; ——2000 Па) —для искусственного газа;
до 0,03 кгс/см2 (300 мм вод. ст.; —3000 Па) —для природного газа;
до 0,035—0,04 кгс/см2 (350—400 мм вод. ст.; —3500—4000 Па) — для
сжиженного газа.
При наличии у бытовых и коммунально-бытовых потребителей индиви-
дуальных или групповых регуляторов-стабилизаторов в распределительных
газопроводах допускается давление до 0,05 кгс/см2 (500 мм вод. ст.;—5000 Па);
2) газопроводы среднего давления
от 0.05 до 3 кгс/см2 (~3*105 Па);
3) газопроводы высокого давления
от 3 до 6 кгс/см2 (—6-105 Па);
4) газопроводы высокого давления
от 6 до 12 кгс/см2 (—12 105 Па) — для подачи газа газгольдерным стан-
циям и отдельным промышленным предприятиям.
Давления, по которым проведена классификация городских газопроводов,
являются избыточными.
Источником искусственных газов являются заводы, вырабатывающие газ
из угля, сланцев или нефти.
Запасы природного газа на территории Советского Союза находятся на
большом расстоянии от крупнейших потребителей — Москвы, Ленинграда,
Киева, Горького, Риги, Ташкента, Свердловска и других городов.
Природный газ в города подается по мощным магистральным газопро-
водам, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной
производительности. Фактическое потребление газа характеризуется резкой
неравномерностью в течение суток, месяца и года. Неравномерность потребления
связана с изменениями погоды, специфическими особенностями некоторых
производств и т. д. Города п населенные пункты потребляют газа зимой в 1,3 —
2,0 раза больше, чем летом.
Сезонные излишки и недостатки газа при подаче его крупным городам
исчисляются сотнями миллионов кубических метров. Единственно приемлемым
способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания
резерва на непредвиденный случай является его хранение в истощенных нефтя-
ных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах.
Подземное газохранилище оборудовано скважинами для закачки и отбора
газа из пласта, установками для охлаждения, очистки и осушки газа. Газ
в газохранилище поступает из магистрального газопровода через специальную
компрессорную станцию. Отбор газа из хранилища ведется через газораспре-
делительную станцию.
Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в газо-
распределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давления.
В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой неравномерности
потребления газа в течение суток.
Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углеводород-
ных газов строят газораздаточные станции и кустовые базы. Для хранения
больших объемов сжиженных газов сооружают подземные хранилища в искус-
ственных или естественных выработках в плотных непроницаемых породах.
При проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные
требования, которые к ним предъявляются. Газовые сети должны быть на-
дежными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. Эксплуатация газовой
сети должна быть простой, удобной и безопасной. При проектировании сети
231
необходимо предусмотреть возможность отключения отдельных районов,
а также возможность строительства и ввода в эксплуатацию по очередям. При
оборудовании сети следует использовать однотипные сооружения и узлы.
Газораспределительная сеть должна обеспечивать минимальные материаль-
ные и капитальные вложения, а также минимальные эксплуатационные рас-
ходы.
§ 3. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ
Работа
При выводе расчетных формул будет использовано понятие «потенциальная
работа».
Потенциальной называется работа перемещения газов из области одного
давления рг в область другого давления р2.
Элементарные величины потенциальной работы соответствуют бесконечно
малым изменениям давления:
.617 = —V dp',
— 6J7 = v dp,
т 2 ’
(7.1)
(7.2)
где 6РИ — элементарная потенциальная работа любого количества газа в Н-м;
V — объем газа в м3; р — давление газа в Па; т — масса газа в кг; v — удель-
ный объем газа в м3/кг.
При перемещении газа в газопроводах распределение потенциальной
работы Н. И. Белоконь формулирует следующим образом:
v dp = 81* ~ d — g dz-y- 81**
(7.3)
где I* — удельная эффективная работа, передаваемая телам внешней системы
(для газопроводов I* = 0); I** — необратимые превращения работы
(7Л)
% — коэффициент гидравлического сопротивления: w — линейная скорость
газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; D —
внутренний диаметр газопровода; z — положение рассматриваемой точки
газопровода по высоте; g — ускорение силы тяжестп.
Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что работа
затрачивается на преодоление трения газа о стенкп газопровода, на изменение
положения газа и его линейной скорости.
Уравнение Клапейрона
Уравнение Клапейрона получается путем сопоставления законов Бойля—
Мариотта и Гей-Люссака.
По закону Бойля — Мариотта
ру = /(^),
232
откуда удельный объем
f П
v = .
Удельный объем идеального газа при температуре 0° С и любом заданном
давлении
/ (0 ?С) const . I
V° ~ Р ~ Р
Подставив это выражение удельного объема v0 в выражение удельного
объема этого газа прп любой температуре п том же давлении, получим
/л /\ COD&t /1 >\
v = v0 (1 - ctoO = —— (1 - aQt),
откуда - _
pv = const (1 — aot) = a0 const .
Произведем заменл’ ; - .
a„ const II .
и ,
• <x0 ‘
где a0 — температурный коэффициент объемного расширения идеальных газов
при 0° С, сохраняющий одно и то же значение при всех давлениях и одинаковый
для всех идеальных газов f сс0 ~ 1/сС ) .
После подстановки получаем уравнение состояния идеальных газов —
уравнение Клапейрона:
pv = RT'. (7.5)
где р — абсолютное давление идеального газа в Па; v — удельный объем
идеального газа в м3/кг; R — газовая постоянная идеального газа в
(Н-м)/(кг-К); Т — абсолютная температура газа в К.
Уравнение Клапейрона может быть записано также в виде
— =RT, , .
- - . . Р -
где р — плотность газа в кг/м3.
Если умножить левую и правую части уравнения состояния на количество
газа в единицах массы (т). то получим уравнение состояния для любого коли-
чества газа
pV = mRT,
(7.6)
где V — полный объем газа в м3: m — масса газа в кг.
Газовая постоянная R — есть работа расширения единицы количества
газа (1 кг) прп нагревании его на Г С (или 1 К) при постоянном давлении
(р = idem).
Газовые постоянные некоторых газов:
воздух У? = 29,27 (кгс-м)/(кг-К) = 287,04 (Н-м)/(кг-К);
метан (CHJ R = 52.95 (кгс-м)/(кг К) =519,26 (Н-м)/(кг-К);
пропан (С3Н8) R — 19,93 (кгс• м)/(кг• К) = 195,45 (Н-м)/(кг>К);
н-б у тан (С4Н10) R = 14,59 (кгс-м)/(кг • К) = 143,08 (Н-м)/(кг-К).
233
Параметры физического состояния реальных газов — температура 0° С
и давление 760 мм рт. ст. — далеки от условий идеального состояния.
Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния.
Наиболее распространенное — уравнение Клапейрона с поправочным коэф-
фициентом:
pv = ZRT, (7.7)
где Z — коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от законов
идеальных газов. Коэффициент Z часто называют коэффициентом сжимаемости.
10 20 30 00 50
0,1'--------L—---------------L—1-----------------_J----1---1—I---------1----1---1—1
0,1 0,2 0,3 0,0 0,6 0,81,0 2 3 4 6 8 10 20 30 ООП
Рис. 7.1. График зависимости коэффициента сжимаемости газов от приведенного да-
вления и приведенной температуры.
Критические параметры газов
Таблица 7.1
Газ Температура Г . кр’ сС Давление * р, _ кр
МПа Мкгс/м2
Азот -147,1 3,39 0.346
Бутан 152.8 3,62 0,369
Водяной пар 374,15 21,77 2,220
Воздух —140,7 3,77 0,385
Кислород -118.8 5,04 0,514
Метан —82-5 4,65 0,474
Пропан 95,6 4,40 0,449
Этан 32,1 4.94 0,504
Пентан 197,2 3,34 0,341
* 1 МН/мг=10'Па.
Величины коэффициента отклонения обычно определяются по графикам
(рис. 7.1), в которых коэффициент Z приводится в зависимости от приведенных
параметров (давление и температура) газа:
р
Ркр
t =-1-
‘'Пр 'Г >
1 Кр
(7.8)
(7.9)
234
где рпр — приведенное давление; р — абсолютное давление газа; ркр — кри-
тическое давление газа; £пр — приведенная температура; Т — абсолютная
температура газа; ZKp — критическая температура газа.
Критпческпм давлением называется такое давление, при котором и выше
которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.
Критическая температура — это температура, при которой и выше которой
ни при каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.
Значения критических параметров некоторых газов приведены в табл. 7.1.
Теплоемкость газов
При проведении тепловых расчетов газопроводов необходимо знать зна-
чение удельных теплоемкостей газов. Удельной теплоемкостью газа называется
количество тепла, которое необходимо сообщить единице массы (или объема)
газа, чтобы температура его в данном процессе изменилась на 1° С.
Теплоемкость газа зависит от характера протекаемого процесса. Например,
если в газгольдере находится газ, который подогревается на 1° С, но при этом
в различных случаях объем газа меняется по-разному. Работа газа будет раз-
личной. В связи с этим и теплоемкость газа будет не одинакова. Она будет
зависеть от характера протекающего процесса.
Наибольшее распространение в термодинамических расчетах получили
теплоемкости двух простейших процессов: при постоянном давлении Ср и при
постоянном объеме Cv.
В каком-либо определенном процессе изменения состояния газа количество
тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на Iе С при данном давлении,
зависит от абсолютной температуры газа. Количество тепла оказывается разным
при различных температурах газа. При данной температуре газа количество
тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на 1° С, зависит от величины
давления.
Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких
пределах, поэтому7 величину теплоемкости можно принимать постоянной.
Значения массовой теплоемкости Ср некоторых газов (в кДж/(кг-К):
Прп При
0сС 100°С
бутан......................... 1,592 2,027
воздух ....................... 1,003 1,010
метан......................... 2,165 2,448
пропан ....................... 1,549 2,016
В табл. 7.2 приведены значения массовой теплоемкости при постоянном
давлении для метана в зависимости от давления и температуры.
Для идеальных газов справедливо соотношение (закон Майера):
cp — cv=R, (7.10)
где ср — удельная теплоемкость при постоянном давлении в Дж/(кг-К);
cv — удельная теплоемкость при постоянном объеме в Дж/(кг-К); R — газовая
постоянная в Дж/(кг-К).
Таким образом, если известна величина удельной теплоемкости при по-
стоянном давлении, можно определить теплоемкость при постоянном объеме.
Массовые удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном
объеме идеальных газов являются функцией только одной температуры, т. е.
зависят только от температуры.
235
Таблица 7.2
Массовые теплоемкости Ср (в кДж/(кг-К) метана
прп постоянном давлении
Температхра, °C Давление, МПа
0,0980 1,010 2,020 3,030 4,040
-30 2,022 2,106 2,223 2,370 2,554
-20 2,064 2,148 2,244 2,360 2,499
-10 2,110 2,185 2,269 2,370 2,487
0,0 2,152 2,223 2,307 2,395 2.491
+10 2,192 2.261 2,340 2,424 2,512
+20 2,231 2,298 2,378 2,457 2.537
+30 2,273 2,336 2,407 2,483 2,554
Эффект Джоуля—Томсона
При движении природного газа через сопротивление (регулирующие
клапаны ГСР и ГРП, трубопроводы, фильтры и т. д.), особенно при резком
падении давления, наблюдается снижение температуры газа. На газораспре-
делительных станциях снижение температуры вызывает обмерзание трубопро-
водов, запорных регулирующих п измерительных устройств и приводит к обра-
зованию гидратов в трубопроводах. Это явление называют эффектом дроссели-
рования (дроссельным процессом).
Характеристикой дроссельного процесса или коэффициентом Джоуля —
Томсона называется предел отношения изменения температуры газа к изме-
нению его давления в изоэнтальпийном процессе:
' р). (-.и)
Для идеальных газов
(7.12)
Величины коэффициента Джоуля — Томсона для метана приведены в
табл. 7.3.
Таблица 7.3
Значения коэффициентов Джоуля —Томсона D.- (в ~С/(кге/см2)
для метана в завпсимостп от температуры и давления
Давление Температура, °C
иге/см2 МПа -25 0 25 50 75 100
1,0 0,10 0.56 0,48 0,41 0,35 о.зо 0,26
5,2 0,52 0,55 0,47 0,40 0,34 0,30 0,26
25,8 2,58 0,50 0,43 0,36 0,31 0,26 0,23
51,5 5,15 0,45 0.38 0,33 0,28 0,24 0,21
103,0 10,30 0,36 0,32 0,27 0,25 0,21 0,19
236
Дросселирование большинства газов при обычных температурах и давле-
ниях сопровождается охлаждением газа (положительный коэффициент Джоу-
ля — Томсона). При некоторых условиях (температура и давление) дроссели-
рование сопровождается нагреванием газа (отрицательный коэффициент Джоу-
ля — Томсона).
Коэффициент Джоуля — Томсона при некоторых значениях давления
и температуры может обращаться в нуль. Совокупность точек, в которых
коэффпцпент Джоуля — Томсона равен нулю, называется линией ин-
версии.
Вязкость газов -
При движении вязких жидкостей и газов наблюдаются касательные на-
пряжения (напряжения внутреннего тренпя). Это явление обусловлено моле-
кулярной структурой газа и жидкости. Внутреннее трение газов и жидкостей
характеризуется коэффициентом вязкости.
Напряжение внутреннего трения между двумя слоями прямолинейно
движущегося вязкого газа согласно закону Ньютона пропорционально отне-
сенному к елпнипе длины изменению скорости по нормали к направлению
движения:
т = - (7.13)
где т — напряжения внутреннего трения в Па; w — линейная скорость газа
в м/с; п — расстояние по нормали к направлению линейной скорости газа;
р — динамический (пли абсолютный) коэффициент вязкости.
Единицы измерения динамической вязкости:
. , . , Г dn Л Н • м .
U = Т ж— =—тт—
< ' L dw j м3/с . . -
Размерность динамической вязкости получим, если развернем выражение
силы — Ньютон.
Наряду с динамическим коэффициентом вязкости широко используется
кинематический коэффициент вязкости х. который равен отношению динами-
ческого коэффициента вязкости к плотности газа или жидкости
v (7.14)
где р — плотность газа или жидкости в кг/м3; v — кинематический коэффи-
циент вязкости.
Единицы измерения кинематического коэффициента вязкости:
L М3/с J L КГ/м3 J Кг/С
Размерность кинематического коэффициента вязкости:
г . м2 .
М = — - .. -
и -
, - 237
Физический смысл динамической вязкости виден из рассмотрения ее
единиц измерения; в числителе — работа, в знаменателе — объемный расход
_________работа__________Н-м ___ Н с _Ц&
объемный расход газа м3/с м2 — а с-
Таким образом, динамический коэффициент вязкости определяется работой,
которую необходимо произвести прп относительном течении вязкого газа для
единицы объемного расхода.
Физический смысл кинематического коэффициента вязкости также можно
установить из ее единиц измерения. Он выражается следующим образом:
_ _______работа_________ Н-м ___ м2
массовый расход газа кг/с с
Следовательно, кинематический коэффициент вязкости определяется ра-
ботой, которую необходимо совершить при относительном движении вязкого
газа для единицы массового расхода.
Для городских распределительных газопроводов (давление не более
20 кгс/см2) динамическая вязкость мало зависит от давления. При более высо-
ких давлениях становится заметной зависимость динамической вязкости от
давления. В табл. 7.4 приведены величины коэффициентов динамической вяз-
кости метана при различных давлениях п температурах.
Таблица 7.4
Динамическая вязкость метана и
[в (мк Н • м)/(мЗ с)] *
Давление Температура, с
кгс/см2 .АШа 0 25 75
1 0,1 10,27 11,08 12,60
20 2,0 10,68 11,35 12,90
60 6,0 12,20 12,60 13,55
100 10,0 14,20 13,70 14,55
* 1 (Мк Н-м)/(м3,с) = 1 мк Па-с.
Коэффициент динамической вязкости зависит от температуры газа,
зависимость выражается по формуле Сёзерленда
Эта
_ 273 Д-С / Т у/т
Н — Ио т _ с \ 273 )
(7.15)
где р. — динамическая вязкость прп температуре газа Т: и 0 — динамическая
вязкость при 0° С; Т — абсолютная температура газа в К; С — постоянная
Сёзерленда.
Кинематическая вязкость в зависимости от температуры п давления вы-
разится формулой
а Ро „„ 273-У С / Т у/г
(7.16)
238
Значения постоянной Сёзерленда С для некоторых газов приведены в
табл, 7.5.
На рис. 7.2 представлен график зависимости коэффициента вязкости от
температуры для различных газов.
Рис. 7.2. График зависимо-
сти 5 динамической вязкости
различных газов от темпе-
ратуры.
1 — кислород; 2 — воздух;
3 —? окись углерода; 4 —
азот; 5 — двуокись углеро-
да; 6 — метан; 7 — адети-
лен;:‘ 8 — этилен; 9 — этан;
10 — пропилен; 11 — про-
пан; 12 — пары бензола.
Таблица 7.5
Динамическая и кинематическая вязкости чистых газов
при атмосферном давлении
Газ или пар Темпе- ратура, “С Динамическая вязкость Постоян- ная Сёэер- ленда С Кинемати- ческая вязкость v- 10е, м2/с
Р-10’, (Н-с)/м2 (Па-с) ц • 10’, (кгс-с)/м2
Азот 0 1665 16,98 103,0 13,24
Бгтан 20 739 7.54 349,0 3,11
Водяной пар .... — 904 9,22 673,0 11,24
Воздух . 0 1710 17,43 123,6 13,20
Кислород 0 1920 19,58 138,0 13,50
Метан 17 1094 11,17 198,0 16,20
Пропан 20 806 8,22 324,0 3,72
Этан 0 909 9,27 287,0 6,44
Глава 8
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И СТАНЦИИ
§ 1. ГАЗОПРОВОДНЫЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ!И АРМАТУРА
Для сооружения газовых сетей в городах и промышленных объектах
применяют бесшовные или сварные трубы из низколегированных и малоугле-
родистых мартеновских сталей спокойной плавки с предельным содержанием
углерода в металле не более 0,27%.
Трубы для наружных и внутренних газовых сетей и детали газопроводов
следует изготовлять из стали, удовлетворяющей следующим требованиям:
соотношение предела текучести ст5 и временного сопротивления ов
— 5=0,82;
Ов ’
для низколегированных сталей значение crs не должно быть ниже 0,65
от браковочного значения ов;
предел прочности для низколегированной стали стЕ Да 50 кгс/мм2 и для
углеродистой стали ов 35 кгс/мм2;
относительное удлинение не менее 18%.
Трубная сталь должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой
контактной сваркой.
Трубы для подземных и наземных распределительных газопроводов всех
давлений применяют со стенками толщиной не менее 3 мм, а для подводных
переходов не менее 5 мм, т. е. на 2 мм больше расчетной.
Применяют бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8731—66,
ГОСТ 8732—58) с наружным диаметром 32—426 мм и стенкой толщиной 3—
9 мм и бесшовные холоднокатаные (ГОСТ 8733—66 и ГОСТ 8734—58) с наруж-
ным диаметром 34—110 мм и стенкой толщиной 3—5 мм (табл. 8.1 и 8.2).
Эти трубы должны быть изготовлены из сталей марок В Ст.2. В Ст.З и
В Ст.4 (подгруппа В с j-четом выполнения требованпй п. 19 ГОСТ 380—60)
и марок 0, 8, 10, 15 и 20 (гриппа 1 с учетом выполнения требований п. 8
ГОСТ 1050-60).
Можно применять также электросварные (прямошовные) трубы по
ГОСТ 10704—63, группа А и В с наружным диаметром 426—920 мм п стенкой
толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали
марок В Ст.2, В Ст.З и В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требованпй
п. 19 ГОСТ 380—60) или низколегированной конструкционной стали марок 10
Г2СД (МК), 14ХГС, 24Г по ГОСТ 5058-65.
Кроме того, применпмы электросварные трубы со спиральным швом
(ГОСТ 8696—62) диаметром 426—720 мм п стенкой толщиной 6—9 мм.
240
Таблица 8.1
Механические свойства стальных п бесшовных труб
по ГОСТ 8732-58, 8734-58 и 8733-66, 8731—66"
Марка стали Предел текучести ffs, иге мм2 (не менее) Временное сопротивление разрыву (Tg, кгс мм2 (не менее) Относи- тельное удлинение «в. % (не менее)
10 21 34 24
20 25 42 21
Ст. 2 21 34 24
Ст. 3 23 38 22
Ст. 4 25 42 20
Таблица 8.2
Сортамент наиболее употребительных бесшовных горячекатаных труб
Наруж- ный Теоретический вес (масса), в кг 1 м трубы при толщине стенки, мм
диаметр, мм 3,5 4 4 >5 5 5,5 6 7 8 9 10 II
57 4,62 5,23 5,83 6,41 6.99 7,55 8,63 9,67 10,65 11,59 12,48
60 4,88 5,52 6,16 6,78 7,39 6,99 9,15 10,26 11,32 12,33 13,29
70 5,74 6,51 7,27 8,01 8,75 9,47 10,88 12,23 13.54 14,80 16,01
76 6,26 7,10 7.93 8,75 9,50 •10,36 11,91 13,42 14,87 16,28 17,63-
89 7.38 8,38 9,38 10,36 11,33 12,28 14,16 15,98 17,76 19,48 21,16
108 —. 10,26 11,49 12,70 13,90 15,09 17,44 19,73 21,97 24,17 26,31
133 — 12,73 14,26 15,78 17,29 18,79 21,75 24,66 27,52 30,33 33,10'
159 — — 17,15 18,99 20,82 22,64 26.24 29,79 33,29 36,75 40,15
168 — — — 20,10 22,04 23,97 Щ7.79 31.57 35,29 38,97 42.59
219 — — —. —. — 31,52 36,60 46,63 46,61 51,54 56,43
273 — — — — — — 45,92 52,28 58,60 64,86 71,07
325 — — — — — — .—. 62,54 70,14 77,68 85,18
377 — — .— — — — .— — 81,68 90,51 99,29
426 — — — — — — — — 92.55 102,59 112,5
На каждую партию труб должен быть представлен сертификат (паспорт),
в котором дана характеристика труб.
Размер труб характеризуется условным проходом (указывается номиналь-
ный диаметр), наружным диаметром п толщиной стенки.
Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же,
как и магистральных газонефтепроводов и трубопроводов нефтебаз.
Арматура газопроводов
На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давле-
ний устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру.
К онденсатосборники
Для сбора и удаления конденсата на распределительных газопроводах
устанавливают конденсатосборники (сифоны). Число их должно обеспечивать
сбор п удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.
16 Заказ 191 ' ' . . 241
Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диа-
метра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1—1,5 диаметра газо-
провода, а его диаметр — равным диаметру газопровода.
Различаются конденсатосборники низкого и высокого (или среднего)
давлений.
Рис. 8.1. Конденсато-
сборник.
а — низкого давления:
1 — конденсационный
горшок, 2 — муфта, з —-
стояк, 4 — планка (про-
тив провертывания), j—
ковер, 6 — муфта, 7 —
пробка, 8 — железобе-
тонное основание под
ковер; б — высокого да-
вления: 1 — конкенса.-
ционный горшок; 2 —
конденсаторный стояк,
3 — газовый стояк, 4—
ковер, 5 — кран, 6 —
основание под ковер.
Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от кон-
денсата без применения насосов. Конденсат удаляется под давлением газа.
Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами.
На рис. 8.1, а показан конденсатосборник низкого давления с врезным
конденсационным горшком. Конденсат из газопровода стекает в горшок, а для
удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк.
На рис. 8.1, б представлен конденсатосборник высокого давления, в кото-
ром устанавливается дополнительный второй стояк. Наличие байпасной трубки
с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под дей-
ствием давления по внутреннему стояку. Это предохраняет внутренний стояк
от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости.
242
Ком?генсаторы
Изменения температуры грунта и газа приводят к появлению температур-»
ных напряжений в стенках газопроводов, что может привести к отрыву фланцев
чугунных задвижек и к другим нарушениям трубопровода.
Для снятия температурных напряжений на открыто прокладываемых
газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматри-
ваются компенсаторы, которые устанавли-
вают после задвижек по ходу газа.
На газопроводах используют линзовые
компенсаторы с числом линз не более трех.
Линзовые компенсаторы обеспечивают до-
статочную плотность газопровода и необхо-
димую компенсацию. Кроме того, они облег-
чают монтаж и демонтаж задвижек и дру-
гого оборудования.
Устройство линзового компенсатора
представлено на рис. 8.2. К фланцам ком-
пенсатора приварены четыре кронштейна,
которые служат для стягивания болтами
компенсатора с целью создания зазора при
смене арматуры или прокладок.
Внутрь компенсатора вставлен кусок
трубы диаметром, равным диаметру газопро-
вода. Патрубок приварен только одним кон-
цом, поэтому он не препятствует перемеще-
нию линз. Установка патрубка позволяет
снизить гидравлическое сопротивление ком-
пенсатора. Для предотвращения скопления
жидкости компенсатор заливают битумом.
таны на рабочее давление до 3 кгс/см2 (3-105 Па).
Рпс. 8.2. Линзовый компенсатор.
I — полулинза; 2 — кронштейн; 3 — на--
правляющая труба; 4 — патрубок; 5 —
стяжка.
Линзовые компенсаторы рассчи-
Запорные краны
Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включе-
ния и отключения технологических установок применяют запорную арматуру,
(краны, задвижки, вентили и гидравлические затворы).
Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распре-
делительных газопроводах не применяют. Гидравлические затворы могут
быть использованы только на газопроводах низкого давления.
Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков
газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуата-
ции, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа
и быть надежной в эксплуатации.
Запорный кран состоит из двух основных частей — корпуса и пробки.
В зависимости от формы затвора (пробки) краны могут быть конические и шаро-
вые (пли сферические).
По конструкции краны разделяются на простые поворотные краны с вы-
движной пробкой и краны с принудительной смазкой.
В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу
простые поворотные краны разделяют на натяжные, сальниковые, самоуплот-
няющиеся и пружинные.
16* 243,
На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных
кранов устанавливают только чугунные сальниковые краны (рис. 8.3). Обычно
они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диа-
метра растет усилие, необходимое для управления краном.
Рис. 8.3. Поворотный сальниковый кран для
подземных газопроводов.
Рпс. 8.4. Запорный кран со смазкой.
1 — смазочный болт; 2 — шпиндель; 3 — смазочная ка-
мера; 4 — пробка; 5 — смазочная канавка.
Широкое применение на газопроводах находят краны с принудительной
смазкой (рис. 8.4). Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают
газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико.
Рис.
8.5. Схема силового расчета
пробкового крана.
Плотность перекрытия пробкового крана
создается прижатием поверхности пробки к кор-
пусу с определенным давлением. Можно считать,
что давление равномерно распределяется по всей
поверхности контакта. Давление на уплотни-
тельных поверхностях создается осевым усилием
Q, приложенным к пробке крана (рис. 8.5).
Для управления краном к пробке необхо-
димо приложить крутящий момент,
сумме моментов:
м=м1+мг+м3,
где — момент от уплотнения
момент на натяжном устройстве;
от действия давления среды.
В сальниковых кранах общий
сумме моментов:
равный
(8.1)
конуса: Л/, —
Ms — момент
момент равен
М4 — момент трения в сальнике.
Определим момент от уплотнения конуса и осевое усилие
тде
244
Осевое усилие, действующее на пробку, создает усилия на внутреннюю
поверхность корпуса. В результате этого появляются реакции, результат дей-
ствия которых можно представить в виде 2Х.
Можно записать следующее условие равновесия:
Q = 2Л' sin ф — 27 cos ф,
где Т — силы трения на конической поверхности; 2ф — угол конуса пробки.
Учитывая, что сила трения Т = -Vu.x (где Цх — коэффициент трения на
конусной поверхности), получаем
Q = 2.V(sin ф — игcos ф) у .. .
пли
(? = 2-VsinT('l--^i-Y >
4 ' У tg ф )
Реакции 2.V можно представить в виге -
2-V = л£»3/д, . '
где D-3 — средний диаметр конуса ; . .
= .
I — длина образующей поверхности конуса - .' ' "
I = ‘
2 sin ср ’ ' . т •
q — удельное давление на конусной поверхности.
Окончательно осевое усилие можно выразить в виде
' О ' (? = 4ф(Р21-^)М--^-). (8.3)
* \ L& т 7 •
Если обозначить через q0 удельное давление на конусной поверхности,
необходимое для обеспечения плотности, то вертикальное усилие, достаточное,
чтобы обеспечить плотность крана, будет равно
. ..
Силы реакции , '. .
о (д1 — : у ' '
4 sin ср ‘ '
Крутящий момент на конусе ~ С .
М1==2Т^ -МЛЧф-'М . ,
Подставляя выражение сил реакции, получаем
‘ . М лдорхРз (Df-Df) ф'” ' ,g 4C
1 8 sin ср ‘ ' . ' ' '
Обычно в конусных кранах конусность принимается от 1 : 7 до 1 : 6. При
конусности 1:6 tg ф = 0.08333 (ф = 4;46'), а при конусности 1:7 tg ф =
= 0,07143 (ф = 4;05').
245
Для расчета стальных кранов со смазкой рекомендуются следующие зна-
чения коэффициентов трения:
1) для кранов малых диаметров (50—100 мм) р. = 0,35;
2) для кранов больших диаметров (до 700 мм) р,т = 0,2.
Момент трения от действия среды определяется по формуле
(8-5)
где Q3 — усилие от действия давления газа (Qs = Fsp); Fs — площадь проход-
ного отверстия корпуса, перекрытая пробкой; р — давление газа.
Момент от натяжного устройства зависит от его конструкции.
/ Для шарового натяжного устройства момент
трения
Рис. 8.6. Схема сальникового уп-
лотнения
1 — шпиндель; 2 — втулка сальни-
ка; 3 — крышка.
^2=^4’
(8.6)
где р, — коэффициент трения контактной поверх-
ности шар — пробка крана; d2 — диаметр по-
верхности контакта шара с пробкой.
Для крана с натяжной шайбой момент трения
^2 = ^4’ м-
it
где р, — коэффициент трения корпуса крана
с натяжной шайбой; <f3 — средний диаметр опор-
ной кольцевой поверхности соприкосновения кор-
пуса крана с натяжной шайбой.
В сальниковых кранах момент трения в саль-
нике зависит от затяжки сальниковой набивки.
На рпс. 8.6 представлена схема сальникового
уплотнения.
На схеме выделен кольцевой элемент сальниковой набивки высотой dy.
Наиболее часто применяются сальниковые уплотнения с мягкой набивкой из
пеньки или асбеста.
Под действием усилия, передаваемого втулкой, в упругой набивке соз-
дается осевое давление ру. Вследствие упругости набивки возникает радиаль-
ное давление рх.
Величина давления ру больше давления рх.
Соотношение между ними
Ру = пРх-
(8-8)
где п — коэффициент пропорциональности (/г >1).
Для мягких набивок при давлении 50 кгс/сма и сечении кольца набивки
4x4 мм коэффициент п = 5. а при сечении 6x6 мм коэффициент л = 3.
Рассмотрим уравнение равновесия кольцевого элемента сальниковой
набивки:
л (D - d) ppxdy = —F(p2-d^) dpy,
где D — наружный диаметр втулки; d — диаметр шпинделя: р — средний
коэффициент трения в сальнике: dy — высота элемента набивки.
246
Рис. 8.7. Запорный кран для бесколодезной уста-
новки.
1 — кран; 2 — обводной трубопровод; 3 — привод
крана; 4 — запорный кран на обводной линии.
Подставив в последнее выражение значение рх, после некоторого преобра-
зования получим
dPy __ __ 4,u dy ,о g\
Ру n(D-d) • V '
Чтобы обеспечить плотность сальника, необходимо создать радиальное
усилие не меньшее, чем рабочее давление среды, т. е. при у = h рх = р.
Проинтегрируем уравнение в пределах от ре до пр и от 0 до Л и выразим
давление /?с, необходимое для затяж-
ки сальника,
pz = npe.nt'D~d'>. (8.10)
Силы трения между элементом
набивки и шпинделем
dT----- n dpx[idy. (8.11)
Радиальное давление изменяется
по следующему закону:
40. (fo- t/)
рх = ре п . (8.12)
Сила трения в сальнике
Т = а dp "(D~- Д (8л3)
Момент от трения в сальнике
M1=Z’4- (8.14)
Таким образом, определяется
суммарный момент, необходимый для
поворота пробки крана.
Для создания плотности пере-
крытия крана необходимо обеспе-
чить соответствующее удельное да-
вление прижатия пробки крана
к корпусу.
Необходимое удельное давление
формуле
д0 = 0, Об/?2,
где р — давление газа в кгс/см2. Это соотношение действительно для давлений
газа до 25 кгс/см2.
В настоящее время выпускаются пробковые краны диаметром до 700 мм,
рассчитанные на давление до 64 кгс/см2. Соединение кранов с трубопроводом
может быть фланцевым или сварным.
На рис. 8.7 показан кран для бесколодезной установки.
Корпус крана выполнен с концами под приварку. Кран имеет обводной
трубопровод для выравнивания давления по обе стороны крана. Диаметр обвод-
ного трубопровода 150 мм. На обводном трубопроводе устанавливается трех-
ходовой кран. Третий выход крана служит для продувки трубопровода при
ремонтных работах. На фланец крана крепится продувочная свеча. Управле-
ние краном осуществляется путем вращения маховика червячного редуктора.
' 247
ориентировочно можно рассчитать по
преимуществами, ироока и корпу
Рис. 8.8. Схема шарового крана.
1 — корпус; 2 — шаровая пробка крана; 3 —
сальниковая набивка; 4 — втулка сальника;
5 — шпиндель; 6 — уплотнительное кольцо.
Кран диаметром 700 мм на давление 64 кгс/см2 имеет высота- 2985 мм,
длину 1800 мм и весит 4315 кг,
В качестве привода кранов применяют электропривод, пневмопривод
и гидропривод.
Краны с коническими пробками обладают прямоточностью, низким гидра-
влическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта уплотнительных
поверхностей и малыми габаритными размерами,
На газопроводах широко применяют шаровые краны, которые имеют все
преимущества кранов с коническими пробками, а также обладают и другими
~ ' с крана благодаря сферической форме
имеют меньшие габаритные размеры и вес.
а также большую прочность и жесткость.
Шаровые краны менее чувствительны к
неточностям изготовления и обеспечивают
лучшую герметичность. Изготовление их
менее трудоемко.
Схема шарового крана приведена на
рис. 8.8. Уплотнения крана обеспечиваются
уплотнительными кольцами, изготовляе-
мыми из фторпласта-4. полиэтилена, ка-
прона и др.
Усилие на уплотняющих кольцах
создается действием давления среды на
пробку крана.
Наибольшее значение момент трения
на пробке имеет в конце закрывания или
в начале открывания крана.
Момент трения на пробке
м=м1+м2,
где Мх — момент трения на кольцах; М2 — момент трения в сальнике.
При закрытом положении крана на пробку действует усилие
- ЛД2
<? = —А
где D — средний диаметр уплотняющих колец; р — давление газа.
Сила Q создает на уплотнительных кольцах удельное давление
Q
У nDb 4b ’
где Ъ — ширина кольца.
Как следует пз последнего выражения, удельное давление пропорцио-
нально диаметру и давлению газа. Поэтому, чтобы обеспечить постоянство удель-
ного давления при увеличении диаметра и давления газа, необходимо увеличи-
вать ширину уплотняющего кольца.
Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой.
Удельное давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до
и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.
Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплот-
нительные кольца частично воспринимается подшипниками.
Шаровые краны выпускаются диаметром 800 и 1000 мм.
Уплотнительные поверхности крана смазываются специальной смазкой
для газовых кранов.
248
Задвижки
Задвижки являются наиболее распространенной запорной трубопроводной
арматурой. Основное преимущество задвижек — их малое гидравлическое
сопротивление. В задвижках струя газа не меняет своего направления. Газ
через задвижки может проходить в прямом п обратном направлениях. За-
движки выпускают разного диаметра
и на любое давление.
Недостатки задвижек заключа-
ются в потере герметичности через
непродолжительное время эксплуа-
тации, в относительной продолжи-
тельности закрывания и открывания
и в сложности изготовления.
Рис. 8.9. Клиновая задвижка с выдвижным шпин-
делем и сплошным клином.
1 — корпус задвижки; 2 — клин; з — крышка;
4 — сальник; 5 — шпиндель; 6 — маховик.
Рис. 8.10. Задвижка параллельная с выдвижным
шпинделем.
1 — корпус; 2 — распорный клин; 3 — диски; 4 —
крышка; 5 — сальник; 6 — шпиндель; 7 — втулка;
8 — маховик.
Присоединение задвижек к газопроводу осуществляется на фланцах или
при помощп сварки.
По конструкции затвора задвижки разделяют на два типа: клинкетные
(клиновые) и параллельные. В клпновых задвижках (рис. 8.9) уплотнительные
поверхностп затвора наклонены к вертикальной оси. Герметичность закрытия
задвижки создается прижатием уплотнительных поверхностей затвора и
корпуса.
Затвор в клпновых задвижках может быть пзготовлен в виде сплошного
клпна плп в виде двух дисков, шарнирно соединенных между собой. Задвижки
со сплошным клпном более надежны в эксплуатации, но создают трудности
подгонки клина к корпусу.
249
Клиновые задвижки с двухдисковым затвором имеют лучшие условия для
создания герметичности.
В параллельных задвижках уплотнительные поверхности параллельны
вертикальной оси.
Наиболее распространены параллельные задвижки с распорными клинь-
ями
(рис. 8.10).
На газопроводах применяют
как чугунные, так и стальные задвижки давле-
нием 1—64 кгс/см2. Приводом задвижек
являются гидравлические и электрические
двигатели.
Рис. 8.11. Гидравлический затвор.
1 — цилиндрический резервуар; 2 — патру-
бок гидравлического затвора; 3 — трубка;
4 — муфта; 5 — ковер.
Гидравлические затворы
Гидравлический затвор (рис. 8.11),
применяемый на городских газопроводах
низкого давления, представляет собой
стальной цилиндрический сосуд с крыш-
кой и патрубками для присоединения
к трубопроводу. Вертикальная трубка
затвора служит для его перекрытия. По
этой трубке производится заполнение
гидравлического затвора жидкостью.
Основное преимущество гидравличе-
ского затвора заключается в его герме-
тичности и простоте конструкции.
Гидравлические затворы при транс-
порте влажного газа необходимо заглуб-
лять ниже глубины промерзания грунта.
Гидравлические затворы можно исполь-
зовать в качестве конденсатосборников.
При транспорте сухого газа заглублять
затворы не надо.
Неметаллические трубы
В городах на промышленных предприятиях наблюдается высокая агрес-
сивность грунтов и большая плотность блуждающих токов. В связи с этим сталь-
ные трубопроводы подвергаются значительной коррозии. Для предотвращения
коррозии стальных газопроводов применяют усиленную и весьма усиленную
противокоррозийную изоляцию и электрическую защиту (катодные станции,
протекторные и дренажные установки).
В различных отраслях народного хозяйства велика потребность в трубах.
Поэтому замена стальных труб неметаллическими дает значительный экономи-
ческий эффект.
В системе газоснабжения городов в качестве неметаллических труб при-
меняют асбоцементные, пластмассовые, железобетонные и другие трубы.
Асбоцементные трубы изготовляют из асбеста, сцементированного цемент-
ным камнем. Трубы для газовых сетей рассчитаны на давление до 5 кгс/см2..
Асбоцементные трубы выполняют диаметром (условный) от 100 до 500 мм
с толщиной стенок обточенных концов 11—36 мм соответственно. Концы труб
обтачивают на токарных станках для придания строгой цилиндрической формы
и гладкой поверхности, что позволяет осуществлять муфтовые соединения труб.
250
Для труб диаметром до 200 мм длина обточенных концов составляет 300 мм,
а для труб больших диаметров — 200 мм.
Асбоцементные трубы подвергают гидравлическому испытанию на проч-
ность (25% труб одной партии и одного диаметра испытывают под давлением
18 кгс/см2). Если в течение 3 мин труба, находящаяся под этим давлением, не
разрушается и если на ее поверхности не образуется потемнения или капелек
воды, то такая труба считается выдержавшей испытание на прочность и водо-
непроницаемость стенок.
Газонепроницаемость стенок асбоцементных труб косвенно регламенти-
руется объемным весом, который у труб диаметром до 300 мм должен быть
равен 1800 кг/м3, а при больших диаметрах — не менее 1750 кг/м3.
Почти все асбоцементные трубы в сухом состоянии даже при высоком
объемном весе способны пропускать газ. При увлажнении стенок труб газо-
непроницаемость резко снижается.
При пропитке водой асбоцементные трубы становятся практически газо-
непроницаемыми при давлениях от 8 до 12 кгс/см2.
Снижение газопроницаемости труб достигается несколькими способами:
пропиткой водой и остатками парафина, обработкой углекислотой, покрытием
битумом, асфальтом, жидким стеклом, клеем, лаками и т. д.
Асбоцементные трубы допускаются к прокладке подводящих газопроводов
с рабочим давлением до 5 кгс/см2, проходящих вне населенных пунктов и про-
мышленных площадок.
Асбоцементные газопроводы целесообразно использовать для транспорта
попутных газов, а на территории газовых промыслов — для транспорта при-
родного газа. Асбоцемент слабо реагирует на агрессивное воздействие серо-
водорода и газового конденсата.
На территории городов и промышленных предприятий асбоцементные
газопроводы допускается применять только на опытных участках по специаль-
ному разрешению.
Для асбоцементных газопроводов применяют чугунные или стальные
фасонные части. Для чугунных фасонных частей не требуется противокорро-
зийная изоляция. Фасонные части к асбоцементному газопроводу присоеди-
няют при помощи чугунных фланцевых муфт.
Для асбоцементных газопроводов применяется та же арматура, что и для
стальных газопроводов. Соединение арматуры с трубами муфтовое.
Вводимые в эксплуатацию асбоцементные газопроводы подвергаются испы-
танию на прочность и плотность.
Газопроводы, работающие под давлением до 5 кгс/см2, испытывают на
давление 6,25 кгс/см2. Газопроводы низкого давления (не более 0,05 кгс/см2)
испытывают воздухом на прочность под давлением 3 кгс/см2 и на плотность
под давлением 1 кгс/см2.
Первый асбоцементный газопровод протяженностью 20 км и диаметром
300 мм был сооружен на трассе Бугуруслан — Куйбышев в 1943 г. Рабочее
.давление в газопроводе 6 кгс/см2.
Первый внутригородской асбоцементный газопровод низкого давления был
построен в Москве.
В настоящее время ведется широкое строительство асбоцементных газо-
проводов.
В 1923 г. в Бельгии (г. Антверпен) был построен первый газопровод диа-
метром 75 мм. Газопровод, предназначенный для газоснабжения предприятия,
эксплуатировался до 1958 г. без существенных аварий. В настоящее время
251
в Антверпене из 2000 км распределительных газопроводов города 300 км трубо-
проводов уложено из асбоцементных труб.
Проверка в ФРГ асбоцементных газопроводов после эксплуатации их.
в течение 23 лет показала, что состояние труб и соединительных муфт хорошее.
Обычно асбоцементные газопроводы предпочитают прокладывать во влаж-
ных и водонасыщенных грунтах.
Для распределения газа по газопроводам низкого давления также приме-
няют пластмассовые трубы (винипластовые и полиэтиленовые).
Пластмассовые трубы имеют малый вес. что очень удобно для их транспорта.
Трубы из пластмасс коррозионностойки, хорошо поддаются механической обра-
ботке и удобны при монтаже. Пластмассовые трубы не подвергаются действию
блуждающих токов.
Винипластовые трубы выпускают диаметром до 150 мм. Они рассчитаны
на давление до 10 кгс/см2. Длина труб 5, би 8 мм. Трубы имеют толщину стенок
от 1,6 до 12,4 мм. Плотность винипласта 1400 кг/м3.
Соединения винипластовых труб осуществляются при помощи раструбов
на колею, муфт, сварки, фланцев и резьбовых соединений.
Полиэтиленовые трубы выпускают диаметром от 6 до 150 мм на давление
до 6 кгс/см2. Длина труб 6—8 м. Трубы диаметром до 40 мм выпускают длиной
до 25 м.
Полиэтилен легко сваривается, режется, склеивается. Плотность поли-
этилена составляет 940 кг/м8.
В Соединенных Штатах Америки широко применяют пластмассовые трубы
для газопроводов. К 1961 г. там было уложено несколько тысяч километров
пластмассовых газопроводов, работающих под давлением более 2 кгс/см2.
В Советском Союзе с 1959 по 1961 г. построено несколько опытных участ-
ков газопроводов из пластмассовых труб, которые были применены для внутри-
домовой и дворовой разводкп.
В 1964—1965 гг. в городах Тамбове, Уфе. Ленинграде и в 1966 г. в Сара-
товской области построены распределительные газопроводы из полиэтилено-
вых труб. В настоящее время они успешно эксплуатируются.
Применение полиэтиленовых труб сокращает капиталовложения п эксплуа-
тационные расходы и, кроме того, расход металла.
Железобетонные трубы для строительства распределительных газопрово-
дов весьма мало применяют из-за малой надежности стыковых соединений. Эти
трубы стойки против коррозии, долговечны, требуют небольшого расхода ме-
талла и дешевле стальных труб. Они могут быть применены для газопроводов
с давлением до 15 кгс/см'2.
Конфузорно-диффузорные переходы
Чтобы уменьшить вес и стоимость кранов, пх часто прпнпмают меныппх
размеров, чем диаметр газопровода. Для соедпненпя крана с газопроводом при-
меняют конфузорно-диффузорные переходы.
Для уменьшения гидравлического сопротивления кранов устанавливается
плавный пологий диффузор. Узким концом он входит в выходную часть крана,
а расширяющимся — в трубопровод после крана. Обычно узкий конец диффу-
зора плотно присоединяется к корпусу крана в непосредственной близости от
выходного отверстия пробки. Расширенный конец диффузора прпварпвается,
как правило, по периметру к стенке трубопровода. В стенке диффузора имеются
252
сквозные отверстия. Они служат для выравнивания давления в диффузоре и
области между его наружной стенкой и трубой.
Конфузоры обычно имеют меньшую длину. Как конфузоры, так и диффу-
зоры обычно изготовляют прямолинейными.
Прямолинейная форма конфузорно-диффузорного перехода наиболее про-
ста. но имеет не наилучшее сочетание. Гидравлические потери на кранах
можно дополнительно уменьшить путем выбора лучшего сочетания формы и
размеров конфузорно-диффузорного перехода.
Для установления рациональной формы конфузорно-диффузорных пере-
ходов были проведены исследования. Эксперименты проводились с переходами
прямолинейными и по радиусу, а также со смешанными переходами, у которых
конфузор выполнен по радпусу. а диффузор прямолинейный. На рис. 8.12
представлена схема смешан-
ного перехода.
В результате исследований
были определены числовые зна-
чения коэффициентов сопротив-
ления в зависпмости от соотно-
шения диаметров (D’dj и формы
конфузорно-диффузорных пере-
ходов.
Исследования показалп.
что увеличение соотношения
диаметров D’d приводит к ин-
тенсивному росту коэффициента
Рис, S.12. Схема смешанного конфузорно-диффузорного пе-
рехода с конфузором по радиусу и прямолинейным диффу-
зором.
сопротивления. Оказалось, что симметрич-
ные переходы по радпусу обладают значительно большими коэффициен-
тами сопротивления по сравнению с лучшими симметричными прямолинейными
переходами при одинаковом соотношении дпаметров.
Коэффициенты сопротивления несимметричных конфузорно-диффузорных
переходов по радиусу значительно больше, чем коэффициенты лучших несиммет-
ричных прямолинейных переходов при одном и том же соотношении диаметров.
Следовательно, лучшие несимметричные переходы по радиусу значительно
хуже прямолинейных переходов. , - - -
Таблица 8,3
Значения коэффициентов сопротивления X переходов е прямолинейными
диффузорами (угол конусности а) и конфузорами по радпусу = d)
/ Коэффициенты D.'d а
5 7 10 12,5 15
о О пл 1,610 1,527 1,688 2,065 2,535
2>Uv 1,068 1.000 1,103 1,352 1,660
0,858 0,800 0,836 0,981 1,140
S/Cmin 1, /э 1,070 1,000 1,046 1,228 1,425
с 0,418 0.394 0,414 0,457 0,531
1,эи 1,088 1,000 1,078 1,190 1,383
е 0,147 0,129 0,123 0,116 0,128
C/Uin 1,20 1,270 1.110 1,060 1,000 1,105
Примечание, *пнП—минимальный коэффициент сопротивления для данного соотношения диа-
метров (D, d=const).
253
Смешанные конфузорно-диффузорные переходы с диффузором по радиусу
и прямолинейным конфузором также имеют высокий коэффициент сопроти-
вления. Это объясняется неблагоприятной формой диффузора. Поперечные сече-
ния в диффузоре резко возрастают по направленпю потока, что эквивалентно
прямолинейному диффузору с большим углом конусности.
Исследования смешанных конфузорно-диффузорных переходов с конфузо-
ром по радиусу и прямолинейным диффузором показали, что они имеют наи-
меньшее сопротивление. Коэффициенты сопротивления этих переходов меньше
минимальных коэффициентов сопротивления несимметричных и симметричных
прямолинейных переходов. Конфузоры, выполненные по радиусу, имеют мень-
шую длину по сравнению с прямолинейными конфузорами.
В табл. 8.3 приведены величины коэффициентов сопротивления, получен-
ные экспериментально.
Как следует из данных табл. 8.3, наименьший коэффициент сопротивления
переходов получен при значении угла конусности диффузора, равном 7—10°.
§ 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА. КОЛЕБАНИЯ РАСХОДА ГАЗА
В городах и населенных пунктах в первую очередь газ подается в жилые
„дома для удовлетворения бытовых нужд населения, а также предприятиям и
учреждениям коммунально-бытового и культурного обслуживания.
Природный газ применяется в химической промышленности, использую-
щей газ в качестве сырья, а также в металлургии, в машиностроении и других
отраслях.
Отбор потребителей для перевода их на газ следует осуществлять на осно-
вании сравнительных технико-экономических расчетов. При этом необходимо
учитывать неравномерность потребления газа и возможность ее компенсации.
Потребление газа в течение года и суток является неравномерным. Разли-
чается неравномерность: сезонная (месячная); суточная и часовая.
Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расходом газа на ото-
пление в зимнее время, а также некоторым уменьшением потребления газа
летом на коммунально-бытовые нужды.
В течение недели по отдельным ее дням неравномерное потребление газа
вызвано укладом жизни населения, режимом работы предприятий и изменением
температуры наружного воздуха. Эта неравномерность потребления газа назы-
вается суточной.
В течение суток газ потребляется также неравномерно (часовая неравно-
мерность). Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых
и коммунальных потребителей. Режим потребления газа промышленными пред-
приятиями определяется главным образом числом рабочих смен.
Графики газопотребления. Коэффициент неравномерности
Годовой график потребления газа городом имеет большое значение для экс-
плуатации системы газоснабжения. Он строится на основе годовых графиков
всех категорий потребителей.
На рис. 8.13 приведен годовой график суточного потребления газа в
.Москве. Наибольшей сезонной неравномерностью обладает отопительная нагруз-
ка (в летние месяцы газ на отопление не расходуется). Газ на технологические
.нужды расходуется наиболее равномерно.
.254
Годовой график позволяет составлять баланс газа, планировать его подачу
потребителям, определять колпчество буферных потребителей, рассчитывать,
объем подземных хранилищ и планировать проведение ремонтных работ на.
газопроводах.
Потребление газа бытовыми потребителями в течение первых четырех
дней неделп равномерное. Расход газа повышается перед выходными днями.
Наибольшее потребление газа наблюдается в предпраздничные дни. Максималь-
ный суточный расход газа за год приходится на 31 декабря.
Городские распределительные газопроводы рассчитывают на максимальные
но определить, располагая графиками
потребления газа в течение суток..
Наибольшая часовая неравномер-
ность потребления газа наблюдается
у бытовых и коммунальных потреби-
телей. Характерный график потребления
газа в течение суток приведен на
рис. 8.14. Потребление газа электростан-
циями в графике не учитывается.
рис. 8.13. Годовой график суточного потребления
газа в Москве.
1 — потребление промышленностью; 2 — потреб-
ление электростанциями; 3 — коммунально-быто-
вое потребление; 4 — потребление в квартирах;
о — потребление на отопление и вентиляцию
зданий.
Неравномерность потребления газа
характеризуется следующими коэффи-
циентами неравномерности:
1) коэффициент сезонной неравномерности определяется как отношение-
расхода газа за данный месяц к среднемесячному расходу;
2) коэффициент суточной неравномерности Я2 рассчитывается как отноше-
ние расхода газа за данные сутки к среднесуточному расходу за неделю;
3) коэффициент часовой неравномерности К~ определяется как отношение
расхода газа за один час к среднечасовому расходу за сутки.
Во ВНИИГазе И. Я. Фурманом были рассчитаны коэффициенты сезонной1
неравномерности газопотребления в зависимости от доли отопительной нагрузки
и продолжительности отопительного сезона.
Для центральных районов, где отопительный сезон продолжается 212 дней,
при 10 %-ной отопительной нагрузке коэффициент сезонной неравномерности
К± = 1,30, а при 50%-ной отопительной нагрузке К± = 1,75.
Для квартир, в которых газ используется для приготовления пищи, наи-
больший коэффициент суточной неравномерности потребления газа К2 — 1,96.
Наибольший коэффициентчасовоп неравномерности Ks в городских квартирах в
зависимости от объема газоснабжения и характера газооборудования изменяется1
в пределах 1,6—2,2. Для коммунально-бытовых потребителей К3 = 2,62.
255»
Нормы расхода газа
Для проектирования системы газоснабжения города необходимы данные
-о годовом потреблении газа различными потребителями. Расчет годового по-
требления ведется по нормам.
Строительными нормами и правилами установлен расход газа в год (на
одного человека):
1) 600 000 ккал — на приготовление пищи в квартирных условиях (без
подогрева воды, расходуемой на хозяйственные и санитарно-гигиенические
нужды);
2) 700 000 ккал — на приготовление пищи и горячей воды на хозяйствен-
ные нужды в квартирных условиях без удовлетворения санитарно-гигиениче-
ских нужд и без стирки белья:
3) 780 000 ккал — на выпечку 1 т хлеба на хлебозаводах и т. д.
Часовой расход газа (в м3/ч) на отопление жилищ и общественных зданий
можно определить по формуле
Л, Vq^-tJ . . '
' <?нТ] ’ '
где V — геометрический объем отапливаемых зданий в м3; q — средняя удель-
ная тепловая характеристика отапливаемых зданий в Дж/(м3-ч • СС): tr — рас-
четная температура воздуха внутри отапливаемых помещений в CC; i2 — рас-
четная температура наружного воздуха в °C; QH — низшая теплотворная спо-
собность газа в Дж/м3; р — к. п. д. отопительных установок (р = 0.65 ж 0,80).
Расход газа промышленными предприятиямп определяется расчетным
путем на основании данных проекта пли по данным расхода жидкого пли твер-
дого топлива с учетом повышения к. п. д. прп переводе установок на газ.
Расчетные расходы газа
Расчетные расходы газа (?р (в м3/ч) для городских распределительных
газопроводов определяются по годовым нормам и коэффициентам неравномер-
ности потребления газа:
О —к —
V Р — т >
где кт — наибольшее значение коэффициента часовой неравномерности потреб-
ления газа за год
кт ~
(?г — годовое потребление газа в м3; т — чпсло часов в году; к1ткгт и к3т —
максимальное значение коэффициента сезонной неравномерности за год, суточ-
ной неравномерности за неделю п часовой неравномерности за сутки.
Максимальное значение коэффициента часовой неравномерности за год кт
определено из условия совпадения макспмальных значений коэффициентов
и к3т.
§ 3. ВИДЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно раз-
деляются на магистральные (транзитные) и распределительные. Магистральные
газопроводы предназначены для передачи газа из одного района города в дру-
гой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно
потребителям.
Л56
К внутреннему газооборудованию жилых домов и промышленных пред-
приятий относятся внутридомовые и промышленные газопроводы, газовые
приборы и установки для сжигания газа.
Газораспределптельная сеть города может пметь газопроводы различного
давления. В зависимости от этого могут быть следующие системы:
1) одноступенчатая система, при которой распределение газа и подача
его потребителям осуществляется по газопроводам только одного давления;
2) двухступенчатая система, при которой подача газа в различные районы
города осуществляется по газопроводам высокого или среднего давления,
а распределение по потребителям — по газопроводам низкого давления;
3) трехступенчатая система, в которой попользуются газопроводы высо-
кого, среднего и нпзкого давлений.
Газораспределительные сети могут быть кольцевыми или разветвленными
(тупиковыми). Кольцевые сети обладают большей надежностью, но для них
требуется и большее количество труб.
Система газоснабжения выбирается с учетом источников, объема и назна-
чения газоснабжения, размера и планировки города, а также с учетом эко-
номики.'
Трассирование газораспределительных сетей
и расстановка арматуры
Для прокладки городского газопровода необходимо иметь следующие
исходные данные:
1) генеральную схему системы газоснабжения;
2) планы проездов с подземными сооружениями;
3) геолого-литологический разрез на глубину 3 м или отдельные колонки
буровых скважин вдоль предполагаемой трассы;
4) данные о коррозионной активности грунтов на глубине заложения
газопровода.
На стадии проектного задания определяются давления, расходы, диаметры
газопроводов п т. д. На основании генеральной схемы (проектного задания)
выполняется схема прокладки газопровода в масштабе 1 : 1000 или 1 : 2000,
На схеме указывают проектируемые газопроводы, их диаметры, давления,
ответвления от газопроводов и вводы к потребителям, а также отмечают устана-
вливаемые отключающие устройства.
На основании схемы прокладки газопровода разрабатывается чертеж трассы
газопроводов, ответвлений от них и вводов.
Трассу газопровода наносят на кальку, снятую с планшетов съемки про-
езда. По трассе выбираются постоянные соору/кенпя для привязки газопровода.
Перед нанесением трассы газопровода на план производится ее обследование.
При выборе места положения газопровода учитываются характер проезда
и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, наличие трам-
вайных путей и подземных сооружений, удобство эксплуатации газопровода и
и др.
После трассировки газопровода составляют продольный профиль газо-
провода, на который наносят подземные сооружения, пересекаемые газопрово-
дом, их отметки, а также отметки поверхности земли, колонки буровых сква-
жин с характеристикой грунта, уровень грунтовых вод, характеристику кор-
розионности грунтов. На шкале профиля указывают длину газопровода, уклон,
отметку верха трубы и глубину заложения.
17 Заказ 191
257
Отключающие устройства на газопроводах высокого давления устанавли-
вают в соответствии с конструктивной схемой системы газоснабжения города,
на пересечении газопроводом железнодорожных путей п на переходах через
реки, на ответвлениях к ГРП п потребителям газа, на вводах газопровода на
территорию домовладения пли предприятия.
На газопроводах нпзкого давления отключающую арматуру устанавливают
в соответствии с конструктивной схемой для сетей нпзкого давления, на выходе
от регуляторных пунктов, на распределительных газопроводах для отключения
отдельных районов сети и на вводах к потребителям.
Сборники конденсата размещают на газопроводах влажного газа в пони-
женных точках профиля.
Для предохранения арматуры газопровода от повреждений на поверх-
ности земли устанавливают ковер, имеющий люк, верхняя плоскость которого
совпадает с покровом улицы.
Прокладка газопроводов. Глубина заложения сетей
На территории городов и других населенных пунктов газопроводы прокла-
дываются в грунте. Надземная прокладка допускается на переходах через реки,
овраги и на территориях промышленных предприятий.
Пересечения железных дорог, трамвайных путей и шоссейных дорог осуще-
ствляются под углом 90°. Прокладку газопроводов по проездам рекомендуется
предусматривать в технической зоне или в полосе зеленых насаждений.
Расстояния по горизонтали между подземными газопроводами и другими
сооружениями и подземными коммуникациями не должны быть меньше вели-
чин, указанных в табл. 8.4.
Таблица 8.4
Минимальные расстояния (в м) по горизонтали в свету между
подземными газопроводами и другими сооружениями и коммуникациями
. Сооружения и коммуникации Газопроводы, работающие под давлением, ктс/см2
до 0,05 от 0.05 до 3 от 3 До 6 от 6 До 12
Здания (по линии застройки) .... 2,0 5,0 9,0 15.0
Фундаменты опор, освещения и связи 0,5 0,5 0,5 0,5
Высоковольтные воздушные ПЭП (от контура заземления) 1,0 1.0 1,0 1,0
Пути (до ближнего рельса): железнодорожные 3,0 4.0 7,0 10,0
трамвайные 2,0 2.П 3.0 3,0
Деревья (до ствола) 1,5 1.5 1,5 1.5
Водопровод (до стенки трубы) .... 1.0 1.0 1,0 1-0
Канализация, водосток (до стенки трубы) 1.0 1.5 2.0 5,0
Тепловая сеть (до наружной стенки) 2,0 2,0 2,0 ' 4.0
Силовые и телефонные кабели .... 1.0 1.0 1,0 2,0
При укладке нескольких газопроводов в одной траншее расстояние между
ними должно быть не менее 0,4 м для труб диаметром до 300 мм и не менее 0,5 м
для труб диаметром более 300 мм.
258 . г
Расстояние по вертикали между подземным газопроводом п водопроводом,
теплопроводом, водостоком, канализацией и т. п. на пересечениях должно быть
не менее 0,15 м. а между газопроводом и электрическим пли телефонным кабе-
лем не менее 0.5 м.
Глубина заложения газопровода при транспорте осушенного газа должна
быть не менее 0,8 м от верха трубы. Таким образом, газопровод можно прокла-
дывать в зоне промерзания грунта.
В местах, где отсутствует движение транспорта, глубина заложения может
быть снижена до 0.6 м.
При транспорте влажного газа необходимо предусматривать уклон газо-
провода не менее 0.002.
! § 4. ГИДРАВЛПЧЕСКПИ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО
П СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ
При движении газа в газопроводах среднего и высокого давления проис-
ходит значительное падение давления по длине в результате преодоления гидра-
влических сопротивлений. В этих условиях плотность газа соответственно
уменьшается. Это ведет к изменению по длине газопровода линейной скорости
газа. Для увеличения линейной скорости газа требуется затратить некоторое
количество энергии.
Если профиль газопровода не горизонтальный, то дополнительно необхо-
димо затратить энергию на подъем газа (для газопровода с подъемом).
Таким образом, в общем случае при гидравлическом расчете газопровода
среднего и высокого давления следует учитывать гидравлическое сопротивление
трубопровода, влияние профиля трассы газопровода и влияние изменения ско-
рости газа.
Потребление газа городскими потребителями неравномерно в течение года,
месяца и суток. Поэтому процесс течения газа в распределительных газопрово-
дах зависит от времени, т. е. является нестационарным. Однако изменение во
времени расхода газа в газопроводах происходит довольно медленно. Поэтому
гидравлический расчет городских газопроводов ведется для стационарного
режима течения.
Температура газа в распределительных газопроводах практически равна
температуре грунта на глубине заложения трубопровода и малоизменяется
при движении газа. В связи с этим течение газа в городских распределительных
газопроводах будем рассматривать при постоянной температуре, т. е. изотерми-
ческим.
Стационарное движение газа в газопроводе высокого и среднего давления
описывается системой уравнений: ,
движения: .
dp । d ( it' ) - I j .w- dx .. / о д r* \
— -^=0; (8.15)
баланса количества газа
.. 3/ = pi4-E-=idem; - (8.16)
состояния
p = pZRT. (8.17)
Уравнения (8.15), (8.16) и (8.17) можно свести к одному уравнению
-ZRT ad 2g dz (8.18)
17;
259
где а — коэффициент Кориолиса (для ламинарных потоков а = 2, для турбу-
лентных а = 1,1).
Рассмотрим газопровод (рис. 8.15) с равномерным постоянным подъемом
(или уклоном). Тогда абсолютная величина подъема профиля трассы газопро-
вода на элементарном участке будет равна
Рис. 8.15. Схема к расчету газопровода
среднего и высокого давления.
dz = dx,
где Az — разность отметок конечной и на-
чальной точек газопровода; I — длина рас-
сматриваемого участка газопровода.
Заменяя в уравнении (8.18) элементарное
приращение высоты газопровода, получаем
- ZRT^ff- + ad (ш2) + 2g dx +
+ W^ = 0. (8.19>
Уравнение (8.19) является обыкновенным дифференциальным уравнением
с разделяющимися переменными. После разделения переменных будем иметь:
ZRTd(w%) ad (tv?)
( 2g + 77 ";2) 2g~T~~^"R~w2
\ v i-J J b u
(8.20)
Обозначим линейную скорость газа в начале газопровода (ж = 0) через ш15
а в конце (ж = Z) через w2. Проинтегрировав уравнение (8.20) в пределах от
до w2 и от х = 0 до х = I, получим
ZRTI , / 2g Az , Л. \ Io-’» . D , / „ Az , л. 9\ |еч . ,п ...
ZRTI
Разделим левую и правую части выражения (8.21) на - и подставим
пределы интегрирования:
2g Az л
wll < D _ 2g Az /, , Da , 2gAz£ —\
2g Az . ZRT I/ 1 aZ 2g Дг2)-И/./гг2 )' ' '
wfl '77
(8.22)
Если проследить еще раз за ходом решения исходной системы уравнений,
то можно заметить, что выражение в (8.22), стоящее в скобках, определяет влия-
ние изменения скорости газа по длине газопровода. Оставим это выражение без
изменения, а линейные скорости и\ и и>2, стоящие в левой части, заменим через
массовый расход газа и давления в соответствующих точках. Освободимся еще
от логарифма в левой части последней формулы. После этих преобразований
найдем:
р\егЬс—pl
IM^ZRTl
F^D
1 — е-6с
Ъ
(8.23)
Из последнего выражения можно найти также массовый расход газа в газо-
проводе, если известны давления в начале и в конце участка:
М = F ]/-lPie~bc 77^ рь_ 8 2^.
Г 'KZRTI (1 —е_[>с) ’ I0,44'
260
Полученные последние два выражения являются основными расчетными
формулами для газопроводов среднего и высокого давления. Формула (8.23)
позволяет рассчитать перепад давления на известном участке газопровода при
заданном массовом расходе газа. В формуле (8.24) рассчитывается массовый
расход газа на известном участке газопровода (дана длина, диаметр, коэффи-
циент гидравлического сопротивления, разность отметок газопровода, темпера-
тура газа) при заданных давлениях на концах участка газопровода.
В приведенных формулах коэффициент Ъ учитывает влияние разности
отметок начала и конпа газопровода
ZRT
(8.25)
Коэффициент с учитывает влияние изменения линейной скорости газа на
рассматриваемом участке газопровода:
. , Da , 2g ДгД + Uwj
' U 2g SzD + Mwf '
Для горизонтального газопровода (Az = 0) коэффициент с = с0
с — 4 -а- ]п ±1
Для расчета газопроводов без учета изменения скорости коэффициент с =
= 1 и расчетные формулы примут вид:
Р^-ь-л = <8-28)
M = F \ f Db
н Г XZRTm—e-”) '
Если газопровод горизонтальный, то при Az = 0 коэффициент Ъ = 0.
В правых частях выражений (8.28) и (8.29) появляется неопределенность вида
тр Раскрывая неопределенность, получим
„ „ ).M'2ZRTl
Pi~P"=-----pw~
(8.26)
(8.27)
(8.29)
(8.30)
М = F ]/ D
К 7.ZRTI
(8.31)
Формулы (8.30) и (3.31) являются основными расчетными формулами для
газопроводов высокого и среднего давления. Их применяют, когда можно пре-
небречь влиянием разности отметок крайних точек газопровода и изменения
линейной скорости газа.
При расчетах часто пользуются объемным расходом газа. Все полученные
формулы легко преобразуются для получения объемного расхода, который
приводят к нормальным или стандартным условиям:
п М п м
= и С*ст = —•
Рн Рст
Плотности газа, приведенные к нормальным рн (температура 0° С и давле-
ние 760 мм рт. ст.) или стандартным (температура 20° С и давление 760 мм рт. ст.)
берутся по справочникам для данного газа или рассчитываются по известному
составу газа.
261
При оперировании объемным расходом, приведенным к нормальным усло-
виям, расчетные формулы примут впд:
в общем с л у ч а е
щ = xQMZfiP.' l-e-bc FW b (8.32)
б е з учет а И 3 м е н е н и я Pie"6 - pl -- а л ь и о г о ости газ _2 г. скорости газа }.Q&%ZRTl 1-е~ь (8.33) учета и з- (8.34)
д л М е я гори нения 3 с ОНТ кор FW b газопровода и без a 2 'Q2p2ZRl
в KI F2D Соответственно объемный расход будет равен: общем виде
б е з учет а и з Рн м е н е н и я ]f (,P2e~bc — P2) Db . 1 7.ZRTI (1- e~b) ’ скорости газа (8.35)
1 ]f (Pie-6 — pi) Db . (8.36)
Г kZRTl (1 — e~b) ’
для горизонтального газопровода
нения линейной скорости газа по
‘<?н
=_р_ 1/~ (р21-р1)^
Рн I 7.7.RTI
без учета и з ме-
дли н е
(8.37)
При оперировании со стандартным расходом в формулах (8.32) — (8.37)
величины <2Н и Рн следует заменить на Q„ и ост, оставляя все остальные пара
метры без изменения.
Во всех приведенных формулах массовый пли объемный расход газа
является секундным. Для получения часового, суточного п т. д. расхода газа
необходимо секундный расход умножить на соответствующее время в секундах.
Массовый и объемный часовые расходы будут равны:
Л/ч = Л/тч и ч = С*нТч.
В гидравлических расчетах удобнее применять массовый секундный рас*
ход газа. Конечный результат можно приводить к часовому или суточному
расходу.
Выше рассмотрены случаи, когда массовый расход газа по длине газопро-
вода остается постоянным.
Расчет газопровода при равномерном отборе газа по длине
При большом числе отводов от газопровода его можно представить как
газопровод с равномерным по длине отбором газа.
Движение газа в этом случае будет описываться системой уравнений (8.15),
(8.17) и уравненпем баланса газа, которое запишется следующим образом:
М = pwF = Л/0— тх. (8.38)
262
В этом уравнении массовый расход газа меняется с удалением от начала
газопровода, где расход равен 3/0. Отбор газа на единице длины газопровода
равен т.
Решая совместно систему уравнений (8.15), (8.17) и (8.38), получим для.
горизонтального газопровода без учета. пнерционного члена уравнения (8.15):
P'lp , /• ( М$ — 2М0тх — п№ \ dx _ n /о оо\
ZRT Fi ) D ~U- '° 1
В результате интегрирования этого уравнения от р± до р2 и от 0 до Z по-
лучим
= <8-40)
где а — доля газа, отбираемого на рассматриваемом участке газопровода,
По формуле (8.40) можно рассчитать газопровод, если известен массовый
расход газа в начале газопровода Мо и доля отбираемого газа по длине газо-
провода а.
В газопроводе с непрерывным отбором газа массовый расход
^1/-----------а2— . (8.41)
1 7.ZRTI ( |
При а = 0 формула (8.41) превращается в обычную формулу для горизон-
тального участка без отбора газа. Наибольшее значение коэффициента а = 1.
Это соответствует отбору газа полностью по длине данного участка. Таким
образом, значение коэффициента, стоящего в знаменателе формулы (1.41),
изменяется от 1 при отсутствии отбора газа до 0,333 при отборе всего поступа-
ющего газа.
на сосредоточенные о
Рис. 8.16. Расчетная схема газопровода высокого и сред*
него давления с сосредоточенными отборами газа.
Расчет газопровода при сосредоточенном отборе газа по длине
Если отборы газа по длине газопровода нельзя распределить равномерно,
то гидравлический расчет ведется
Схема газопровода представ-
лена на рис. 8.16.
Газопровод состоит из п уча-
стков различных диаметров и длин
с соответствующими массовыми
расходами и отборами. Если га-
зопровод заканчивается ?г-м уча-
стком, то п = тп. При наличии
транзитного расхода .1/т расход
= МТ — Мп. Расходы на всех предыдущих участках определяются путем сум-
мирования расходов газа на отводах. Расход на первом участке
на последнем участке будет равен Мп —
М± = МТ — £т,.
i=i
263
Для каждого участка газопровода можно записать:
9 9
Рн -Р1 =
FIDr
Р\ - Р22 =
X2.W|ZT?ZZ,
F$D2
„2 т,2 _ KnM^ZRT ln
Pn^ Рк~ F^o~n •
Сложим левые и правые части выписанных выражений:
i=ZI
p*-pi = ZRT^-^^-. (8.42)
с 1
Коэффициент отклонения свойств реальных газов от законов идеальных
принят средним для всех участков. Формула (8.42) позволяет рассчитать гори-
зонтальный газопровод с отбором газа по длине.
Расчет газопроводов, проложенных параллельно
В случае двух газопроводов, проложенных параллельно и работающих
с одинаковыми начальным и конечным давлениями, можно записать для каж-
дого газопровода, воспользовавшись (8.29):
М =F ]/ pl) дг~.
1 1 У F1RTI (1 —е"6) ’
М — р ]/ (Pie~!>—Pi) F)2b
2 У K2ZRTl (1-е-») •
Индексы «1» и «2» относятся соответственно к первому п второму газопро-
водам.
В данном случае длина газопроводов одинакова, а диаметры могут быть
разные.
Массовый расход газа через параллельные газопроводы
(8.43)
Коэффициент b для обоих газопроводов одпн п тот же, так как он не зави-
сит от параметров трубопровода, а определяется разностью отметок Az конца
И начала газопроводов. Оба газопровода имеют одну и ту же разность отметок.
Другие параметры (Z, R, Т) также одинаковы для двух газопроводов. Среднее
значение коэффициента Z зависит от средних давлений, которые точно равны
между собой в первом и втором газопроводах.
Расходы в газопроводах будут распределяться следующим образом:
-мТ^^У 1^7-
Это соотношение одинаково для горизонтального и для наклонного газо-
проводов. Соотношение объемных расходов будет также определяться выра-
жением (8.44), в котором вместо массовых расходов следует представить соот-
264
ветствующие объемные расходы, приведенные к стандартным или нормальным
условиям.
Если заданы диаметры газопроводов и общий массовый (или объемный)
расход при известных коэффициентах гидравлического сопротивления, то из
(8.43) найдем:
(8.45)
Для горизонтального газопровода (Ь = 0) после раскрытия неопределен-
0
НОСТИ — ;
/1—Рг
M-ZRTI
(8.46)
Массовый расход в горизонтальном газопроводе с параллельными ниткамй
можно выразить из (8.43), принимая коэффициент Ь = 0 или из выражения (8.46)
Расчет газопровода с лупингом
Лупинги устанавливают для увеличения пропускной способности газопро-
водов. Если на горизонтальном газопроводе установлен лупинг длиной х, то,
учитывая выражение (8.46) для участка с параллельными газопроводами,
можно записать
* , 7.0MiZRT (1-х)
Pi—Pz —
FlDr
M^ZRTx
Здесь индекс «1» относится к основной нитке газопровода, а индекс «2» —
к лупингу. Последнее выражение можно переписать в виде
p^-p^M'-ZRT
Хр G —ж)
F^
(8.47)
Из последней формулы можно получить массовый расход, если заданы
давления в начале и в конце газопровода и длина лупинга. Расход определяем
по сравнению с расходом Мо в газопроводе без лупинга (при равных давлениях
до и после увеличения расхода, а также при условии Ло =
(8.48)
При заданном увеличении расхода газа и том же перепаде давления необ'
ходимо определить длину параллельного газопровода. Из формулы (8.48)
имеем:
I
М2 у
(F^ 1/ Щ , У
\ Fi V d^2 1 7
(8.49)
265
Если диаметр лупинга равен диаметру основного газопровода (D, =
то из формул (8.48) и (8.49) следует;
М = -7~ Аул;. • ' ' . (8-50)
- .
x = ^-l(l(8.51)
Когда требуется увеличить расход газа в газопроводе в 2 раза (3/ = 2J/0),
то длина лупинга из (8.51) будет равна:
х = ф I ( 1 - 4-) = 1-
т. е. при неизменном перепаде давления на данном газопроводе необходимо
параллельно проложить второй газопровод. Пример этот приведен для про-
верки расчетной формулы.
Из анализа расчетных формул следует, что место установки лупинга по
длине газопровода не влияет на величину гидравлического сопротивления.
Поэтому с этой точки зрения лупинг может быть установлен в любом месте газо-
провода.
Расчет газопровода со вставкой
Увеличить пропускную способность газопровода можно путем прокладки
участка (вставки) некоторой длины большого диаметра, чем диаметр всего
газопровода. Для газопровода со вставкой запишем
2 2 '/.^M-ZRT (I — со , ).,M2ZRTx
Pi~Pi~ f2D1 Й- £2Д2 ’ У .
где х — длина вставки диаметром Dy и /., — коэффициенты гидравличе-
ского сопротивления основного газопровода и вставки.
Увеличение пропускной способности найдем относительно пропускной
способности (Л/о) газопровода без вставки;
------Г ; Дал-, пп - • (8.52)
i.\ I J >.0 ZoFlDJ J
Необходимая длина вставки при заданном увеличении расхода и неизмен-
ном перепаде давления равна
(л -Щ
<о /.(iFID-i
Если условиями строительства вынуждены задаваться определенной дли-
ной вставки, то из формулы (8.52) плп (8.53) можно определить необходимый
диаметр D% вставки при установленном увеличении расхода газа. Расчетные
формулы (8.52) и (8.53) получены прп условии, что коэффициент гидравличе-
ского сопротивления основной линии газопровода после установки вставки
большего диаметра остается неизменным или изменяется незначительно.
266
Примеры расчета газопроводов
Пример 8.1. Определить расход газа в газопроводе длиной 5 км, диаме-
тром 500 мм. Избыточное давление в начале и в конце газопровода соответ-
ственно равно рг = 3-Ю5 Н/м3 и р2 = 1 • 105 Н/м3. Газовая постоянная
500 (Н-м)/(кг • К). Температура газа 5е С. Коэффициент гидравлического со-
противления % = 0,02. Плотность газа 0,7 кг/м3.
Решение. Абсолютная температура газа
Z = 273-5 = 278 К.
Коэффициент отклонения значения реальных газов от значения идеальных
принимаем равным единице (z = 1).
Массовый расход будет равен
м _ р л Г {р\-р1)Р _ лР- 1/ (pj-pg) Д
. < - al~rY KZRTI 4 I 7.ZRTI
__ Ю.5? 1/ (Т2-22) lQio.0,5 л2 9 кг/с
4 V 0,02 • 1 500 - 278 • 5000 ’ ' .
Объемный расход газа • ’
п М 12.9 <0/3,
<?н=7Г=^г = 18’4м/с-
Часовой расход газа
(?н. ч = 18,4 • 3600 = 66 200 м3/ч.
Пример 8.2. Определить перепад давления в горизонтальном газопроводе
длиной 10 км, диаметром 300 мм, при расходе газа 500 000 м3/сут. Плотность
газа 0,7 кг/м3, газовая постоянная R = 500 (Н-м)/(кг-К). Коэффициент гидра-
влического сопротивления % = 0,015. Коэффициент Z = 1. Температура газа
в газопроводе равна 7° С. Абсолютное давление в конце газопровода равно р2 =
= 6-108 Па.
Решение. Выразим секундный массовый расход газа через объемный
=_____*2нРн___
24 3600 ’
Определяем разность квадратов давлений
2 2 M^ZRTl 52-10Ю-0,72-0,015-1-500-280-10000 4ni0
Pi ~ P2 —-pZn------------------/ A--ш’1U •
242 36002 (—0,3'2 ) 0,3
t, : . ' \ /
= /230 • 10*4-/2 = /230 • 1010 - 36 • 1010 = 16,3 • 106 Па.
Перепад давления
— = (16,3 —6,0) 105 = 10,3 • 106 Па.
Пример 8.3. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе,
если Az = 500 м, Т = 280 К, р2 = 5-10° Па (давление абсолютное), R =
= 500 (Н-м)/(кг-К). Газопровод остановлен (Л/о = 0).„
267
Решение. Определяем значение коэффициента Ъ
, _ 2gAz 2-9,81 -500 = n П7
° RT 500-280 U’U •
Определяем давление столба газа
Pi — Pi = Pi^~b/2 — Pi = Р-z 1) = 5 • 105(e+°t°36 —1) =
= 5 • 10B (1,035 -1) = 5•10s• 0,035 = 0,175 • 105 Па.
Пример 8.4. Определить давление столба газа в наклонном газопроводе,
если Az = 280 м, абсолютное давление в начальной точке газопровода р =
— 3-105 Па; R = 490 (Н-м)/(кг-К)\ Т = 280 К. Газопровод остановлен
(М = 0).
Решение. Определяем коэффициент Ъ
, 2gAz 2-9,81-280 ' n п/
Ь ~ -RT-= 490-280- = °’04’
Определяем давление столба газа
Р1-Р2 =Р1-рртЬ12 = Pi (1 - е'6/г) = 3 • 108 (1 - е-о>°г) = 3 • 108(1 - 0,98) =
= 0,02 - 3-108 = 0,06-106 Па
или pi — рг составляет 2% от давления в начале газопровода рг.
Пример 8.5. Определить массовый и объемный расход газа метана в газо-
проводе длиной 10 км, внутренним диаметром 0,3 м. Положительная разность
отметок газопровода составляет 500 м. Избыточное давление в начале газопро-
вода равно р± — 15 кгс/см2, в конце газопровода р2 = 14 кгс/см2. Температура
газа 5° С, плотность р = 0,7 кг/м3, газовая постоянная 500 (Н-м)/(кг • К).
Решение. Определяем коэффициент Ъ
а _ 2^Az _ 2 •9’81 ~ 59°_ = о 0744
ZRT 0,95-500-278
Приведенные давление и температура
15,5 • 104 оп-т.
0Л74-10-6 -°’327’
t =_£_ = _2Z^145
пр Гкр 190,5 ’
Коэффициент сжимаемости по графикам устанавливаем равным 0,95.
Массовый расход будет равен
Aip0,09 , Г (162е-о,О7Ы-152) 9.8Р . 10в . 0,3 - 0,0744 о игв
4 И 0,015-0,95-500-278-104(1-е-о.0744) —3,U0Krgc.
Объемный расход
(?„ = — = == 4,33 м/с.
v Рн 0,7
Суточный расход газа
Мс = М ° 3600 • 24 = 3,03 • 3600 • 24 = 262 • 10s кг/сут.
268
Объемный суточный расход
(?а = 4^ = 262^ = 374.10з M3/CVT>
х - у,, U./
Пример 8.6. Определить перепад давления в наклонном газопроводе
прп положительной разностп отметок Ас = 300 м. Дпаметр газопровода 200 мм,
длина 5 км. Температура газа 7= С, газовая постоянная 500 (Н-м)/(кг-К),
плотность при нормальных условиях рн = 0,7 кг/м3. Объемный расход газа
= 100 000 м3/сут. Избыточное давление в начале газопровода рх = 6 кгс/см2.
Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода А = 0,02.
Решение. Определяем секундный массовый расход газа
If__ QaPa _ 100 000-0,7 л q,( т.„7„
Л ~ -24-3600" * ' 2Г-3600 ’ - КГ/С>
Определяем коэффициент сжимаемости Z по приведенным параметрам:
-7^7-= 0,148
4/,4
Т . 280
?np ~ ^кр 190,5
Коэффициент сжимаемости из графика
Находим коэффициент Ъ
_ 2-9,81-300 0 Q/9
ZRT 1-500-280 ’
Из выражения
'/.АГ-ZRTl 1 —е~6
F-D ‘ b
находим давление
pie"6 —р!
/.WZRTI
FW
1 —е-ь
0.02 • 0,8'Р • 1 500 • 280 • 5000
1—е-0,042 _
0,042
=- 6,37 -105 н/м2 = 0,648-Ю5 кгс/м2 = 6,48 кгс/см2.
Перепад давления будет равен:
рг — р2 = 7 — 6,48 = 0,52 кгс/см2.
§ 5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
В настоящее время городские распределительные газопроводы, в которых
избыточное давление не превышает 500 мм вод. ст., относятся к газопроводам
низкого давления. В гидравлических расчетах таких газопроводов плотность
газа принимается постоянной. В действительности имеется незначительное
изменение плотности газа по длине газопроводов, но это изменение не учиты-
вается.
269
Для оценки изменения плотности газа в распределительных газопроводах
примем температуру газа постоянной и равной Т0. Коэффициент отклонения
реальных газов для низкого давления (близкого к атмосферному) примем так-
же постоянным и равным Zo. Тогда из уравнения состояния плотность газа
будет равна:
р
Р Z0RT0
Абсолютное изменение плотности в зависимости от абсолютного изменения
давления составит:
Из двух выражений можно найти относите льное изменение плотности бр,
если поделить их левую и правую части соответственно:
= V = (8-54)
где dp и р — абсолютное изменение плотности и плотность газа; dp — абсолют-
ная величина изменения давления газа в газопроводе; р — абсолютное давле-
ние газа в газопроводе.
Для определения числового значения величины относительного изменения
плотности газа примем наибольшее изменение давления. Наибольшее избыточ-
ное давление газа составляет 500 мм вод. ст. Наименьшее давление определяется
давлением перед газовыми приборами, которое можно принять равным
100 мм вод. ст.
Наибольшая величина абсолютного изменения давления газа в газопроводе
dp — 500 — 100 = 400 мм вод. ст.
Среднее абсолютное давление газа в газопроводе
Pm ах — Pm in 10 о00 10 100 i о zn/n
p = x 2 m n =----------------=10 300 мм вод. ст.
Наибольшее относительное изменение плотности, которое возможно в го-
родских газопроводах низкого давления, составит
^-Ж = 1Ж100~ад%'
Таким образом, можно считать, что наибольшее изменение плотности
в газопроводах низкого давления может достигать 4%. Часто в городских
газопроводах на расчетных участках перепады давления имеют величину, зна-
чительно меньшую 400 мм вод. ст. Поэтому плотность газа в этих случаях
будет изменяться еще меньше
Учитывая,что относительное изменение плотности газа невелико и не пре-
вышает 4%, в гидравлических расчетах газопроводов низкого давления плот-
ность газа можно принимать постоянной величиной, равной среднему зна-
чению на расчетном участке
р = ^^, ' /
где рх и р2 — значение плотности газа в начале и конце участка.
270
Вывод расчетных формул для случая равномерного отбора газа
по длине горизонтального газопровода
Городские распределительные газопроводы имеют по длине сосредоточен-
ные отборы, расположенные на некотором расстоянпи друг от друга. Величины
отборов могут быть различные. Гидравлический расчет газопровода с учетом
большого числа сосредоточенных отборов слишком громоздкий. Для облегче-
ния расчета принимается упрощенная схема газопровода с непрерывным и рав-
номерным отбором газа по длине.
Рассмотрим участок газопровода длиной Z, который необходимо рассчитать.
По длине газопровода равномерно отбирается q (удельный расход газа на еди-
ницу длины газопровода) газа. Общее
количество газа, отбираемого на данном
участке (путевой расход газа), обозначим
Qn. Он равен: = ql.
Количество газа, который проходит
по рассматриваемому участку для обе-
спечения других участков газовой сети,
обозначим Дт (транзитный расход). Вели-
чина транзитного расхода не меняется по
длине данного участка. Путевой расход
является переменной величиной, умень-
шающейся до нуля к концу участка. Аналитически путевой расход в лю-
бой точке газопровода (ж) можно выразить линейной зависимостью
Cn.r = g(z —ж)-
Суммарный переменный расход газа в любой точке газопровода
Q = QT~q(l-x).
Определим перепад давления на горизонтальном участке газопровода
(рис. 8.17). Влиянием изменения скорости на инерционность потока прене-
брегаем.
На элементарном участке газопровода перепад давления определим по
формуле Дарси—Вейсбаха:
dp = А, ~ dx. (8.55)
Линейная скорость газа w — переменная величина. Выразим ее через
объемный расход газа
,,, Q QT — g(.i~^
- -----------.
Подставим значение линейной скорости газа в формулу (8.55) и, проинте-
грировав это выражение от 0 до I. получим
i
Pv-P2 = -.7piD- j [QT-gG-g)]4x, (8.56)
о
где pL и р2 — давление в начале и в конце расчетного участка.
Давление в формуле (8.56) можно принимать как абсолютным, так и избы-
точным, поскольку формулой определяется перепад давления, который не
зависит от выбранной плоскости отсчета.
Рис. 8.17. Расчетная схема горизонтального
газопровода низкого давления с равномерным
отбором газа по длине
271
Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима течения,
поэтому для получения из (8.56) расчетных формул необходимо рассмотреть
конкретные режимы и соответствующие им коэффициенты гидравлического
сопротивления.
Для ламинарного режима (Л. = 64/Re) в пределах чисел Рейнольдса от О
до 2320 будем иметь:
ТЭг, _ 4) . +
и - V F ’
а после подстановки и интегрирования
5р1-Р2 = -^-(<?г + 0,5(?п). (8.57)
По формуле (8.57)Хопределяется перепад давления на горизонтальном
участке газопровода длиной I при условии равномерного отбора газа по длине
и наличии как транзитного, так и путевого расхода газа.
При расчете без путевого расхода (<?п= 0) формула?(8.57) принимает вид
п п 32Qrpvl .q -о.
Pi — Pz » —-FD.2 - • (8.58)
Для концевых участков газораспределительной сети, которые не имеют
транзитных расходов ((?т = 0),
. 1 п _ ..__/Q PQ\
iPi Pz pjyz « (8.59)
Для критического режима течения при числах Рейнольдса от 2000 до 4000
(зона перехода от ламинарного режима течения к турбулентному) коэффициент
гидравлического сопротивления можно выразить по формуле Зайченко: X =
= 0,0025 р Re. Тогда перепад давления из (8.56) будет
Pi - Pz = f °’0025 /v •
l-s Г V i
0
После интегрирования получим
Pi-Pz = -2p/^/ign I(<?T- <2n) !‘-QT°h]. (8.60)
Когда газопровод не имеет путевого расхода (Qn = 0), при раскрытии
О
неопределенности —, найдем:
0,0025<2j/5v-1/!pZ рп
Л-Р2=--------(8-61)
Для расчета тупиковых (концевых) участков газовой сетп, на которых не
транзитных расходов ((?т = 0), из формулы (8.60) будем иметь:
272
Критический режим течения газа практически занимает такой же диапазон
чисел Рейнольдса, как п ламинарный, т. е. 2000. Здесь, конечно, исключаются
специальные случаи ламинарного режима, который может быть сохранен
п при значительно больших числах Рейнольдса, чем критические.
Распределительные газопроводы могут работать в критическом режиме
течения так же часто, как и при ламинарном. Это подтверждается наблюдениями,
проведенными в городских газовых сетях.
Для турбулентного режима течения газа в пределах чисел Рейнольдса
от 4000 до 100 000, когда коэффициент гидравлического сопротивления опре-
деляется по формуле Блазиуса (X = 0,3164/Re0,25), при интегрировании фор-
мулы (8.56) получаем:
Р1-Р2<?п)2’75—<??”]. (8.63)
Формула (8.63) применима для расчета горизонтальных газопроводов
низкого давления с равномерным отбором газа по длине при турбулентном
режиме течения в зоне гладких труб.
При отсутствии путевого расхода (Q„ = 0) после раскрытия неопределен-
0 ‘тт
ностп — по правилу Лоппталя:
_ О,159<?т’7%о-25р/
Pi Р*~ рхлърхль
(8.64)
Для концевых участков газораспределительной сети при отсутствии тран-
зитных расходов (<2Т = 0) пз формулы (8.63) пмеем:
0,05770i’’M’25pZ
Pl Pi — yi,75£)l,25
(8.65)
Формулы (8.63), (8.64) п (8.65) применимы для гидравлического расчета
горизонтальных газопроводов нпзкого давления для случая гидравлически
гладких труб (зона Блазиуса, Re = 4000 ч-107).
В переходной области режима течения газа, где коэффициент гидравличе-
ского сопротивления зависит не только от числа Рейнольдса, но и от шерохо-
ватости внутренних стенок газопровода, коэффициент гидравлического со-
противления можно выразить по формуле Альтшуля:
где К — абсолютная шероховатость внутренней поверхности трубы газо-
провода.
Подставив коэффициент гидравлического сопротивления в формулу (8.56),
найдем перепад давления в газопроводе для переходной области в пределах
чисел Рейнольдса от Rex до Re2:
i
„ „ _ °.1Р С / 1.46ЛГ | 100 \0-25
Р1 Р1 2F2D д у D "Г" Re ) 1 (8.66)
о
Граничные числа Рейнольдса для переходной области можно определить
по формулам:
R61 = п Re, = -66^Z65-1g± .
1 el’l43 2 g
18 Заказ 191
273
Относительная шероховатость е = Интеграл в правой части выражения
(8.66) может быть рассчитан численным методом.
В наиболее простом случае, когда расход газа не зависит от расстояния,
что соответствует газопроводу без путевого отбора (Qn = 0), перепад давления
из формулы (8.66) будет
р, —р2 = 0,1 (1,46/С(8.67)
Формула (8.67) пригодна для расчета газопроводов низкого давления в пе-
реходной области течения газа для постоянного по длине расхода.
При высоких линейных скоростях газа в газопроводах, соответствующих
числам Рейнольдса более Re,, коэффициент гидравлического сопротивления
перестанет зависеть от числа Рейнольдса или, что то же самое, от линейной
скорости. Коэффициент гидравлического сопротивления становится зависимым
лишь от шероховатости внутренней поверхности трубы. Для этого режима
в формуле (8.56) коэффициент X можно вынести за знак интеграла. После ин-
тегрирования получим:
7. п/
Pl~ P2 = ~6FpDQ// [(^т-Сп)3 — <?т]. (8.68)
Если на участке газопровода нет путевого сброса газа ((?п =0), то пз
формулы (8.68) найдем:
_ X^pZ .
Pi Рг 2F-D ' (Ь.ЬУ)
Для расчета тупиковых участков газораспределительной сети ((?т = 0)
из формулы (8.68) найдем:
Последние три формулы пригодны для гидравлического расчета горизон-
тальных газопроводов низкого давления для турбулентного режима в зоне
квадратичного закона трения. Коэффициент гидравлического сопротивления
в них можно определять по формуле Шифринсона X = 0,111 (К/D')0,25.
Все приведенные выше расчетные формулы для распределительных газо-
проводов низкого давления учитывают только потери на трение на всем рас-
четном участке газопровода. По длине газопровода могут встречаться местные
сопротивления: задвижки, повороты, отводы и т. д. С учетом местных сопро-
тивлений расчетные формулы примут вид:
I . i^n
Р1-Р2 = -^0р'[<?т“д(^-2:)]2^-р2^ Д1’ (8.71)
О -=!
где — коэффициент местного сопротивления; i — порядковый номер мест-
ного сопротивления; щ — линейная скорость газа; п — число местных со-
противлений.
Коэффициенты местных сопротивлений берутся из таблиц для соответству-
ющих местных сопротивлений. Первый член правой части уравнения (8.71)
получим в формулах (8.57) —(8.70) для всех режимов течения газа и с учетом
транзитного и путевого расходов газа.
Вывод обобщенной расчетной формулы
При решении многих задач проектирования и эксплуатации городских
распределительных газопроводов не требуется привязка к конкретным гидра-
влическим режимам. Такие задачи ставятся, когда находят их общеее решение.
К нпм относятся, например, технико-экономические расчеты газораспредели-
тельных сетей.
Коэффициенты гидравлических сопротивлений можно выразить для раз-
личных режимов одной обобщенной формулой
‘ _ А
J’~ Rem ’
где А п т — постоянные коэффициенты, завпсящие от гидравлического режима
течения газа.
Для непрерывного п равномерного по длине отбора газа
__ D # Qt Q Cl х)
~~ v F *
Подставляя данное значение числа Рейнольдса в вышеприведенную формулу,,
получаем
. А
~ D_ |~ Q-r-q(l~x) р •
В формуле Дарси — Вейсбаха ~
dp = X^---^dx
выразим линейную скорость газа через расход, а коэффициент гидравлического
сопротивления из предыдущей формулы. Тогда
dP = - q (I - х)Гт dx. (8.72)
Проинтегрируем правую часть выражения (8.72) от 0 до I. Этим будет
определен перепад давления на рассматриваемом участке. Давление в начале
газопровода обозначим р1; а в конце газопровода — р,. Тогда перепад давления
на участке будет равен
Avmpl
P1 р- 2(3 —m) F^D^rn
(Qr-Qn)3~m~Q3T~m
Q п
(8.73)
Полученная формула (8.73) выражает перепад давления любого режима
течения. Исключение составляет переходная область турбулентного течения.
Она применима для участков с путевым п транзитным расходами газа.
Коэффициенты соответственно равны:
для ламинарного режима Л = 64 и т = 1 ;
для критического режима А = 0,0025 и т = —1/3;
для турбулентного режима в случае применения
закона Блазиуса А= 0,3164 п т = 0,25;
для квадратичного закона сопротивления А = 0,111 X
/ К \ 0 2 о
X I ’ П ТП = 0.
18* / 275.
Подставляя в формулу (8.73) различные значения коэффициентов Ант,
получаем соответствующие частные расчетные формулы, приведенные ранее
в начале главы.
В тупиковых участках с путевыми расходами, но без транзитных расходов
газа (QT = 0) перепад давления от трения определим из формулы (8.73)
А А — g (3—т) Ft-mD1*™ '
(8.74)
Чтобы определить полные перепады давления в формулах (8.73) и (8.74),
следует учесть еще потери в местных сопротивлениях.
Если расчет ведется только на транзитный расход (<?п = 0), то из (8.73):
AQ%~mvmpl
Pl P'i 2F2~mD1+m '
(8.75)
Определение расчетных расходов
В некоторых случаях при гидравлических расчетах газопроводов низкого
давления удобно пользоваться расчетными расходами газа. Этот метод хорошо
освещен в литературе по городскому газоснабжению и городским газораспре-
делительным сетям. Обычно расчетный расход определяется только для турбу-
лентного режима течения газа при квадратичном законе сопротивления.
Принятие расчетного расхода газа без учета течения н соотношения путе-
вого и транзитного расходов может привести к значительной погрешности рас-
чета (до 20%),
Расчетным расходом называется такой эквивалентный расход, постоянный
по всей длине газопровода, который создает перепад давления, равный пере-
паду, создаваемому переменным по длине газопровода расходом газа.
Перепад давления от расчетного расхода газа
, , AQl~m\-mpl /о .
(А-А)р = 2/2-771 £)1-гТП ’ (8.75а)
Перепад давления для непрерывного отбора газа по длине газопровода
(п п} _ AvmPl . (<2т~ <2п)3~т—<?т~т 75б.
(Pl — РАп~ 2{3_m)f2-mDl+m Qn (Q./ЭО)
Заменяя действительный переменный расход газа по длине газопровода
эквивалентным постоянным и приравнивая левые и правые части выражений
(8.75а) и (8,756), найдем значение расчетного расхода:
Ьз-и’ Qn J *
Из формулы (8.76), выражающей расчетный расход газа в общем виде,
следует, что расчетный расход зависит от режима течения газа в газопроводе
(показатель т) и из соотношения транзитного и путевого расходов газа.
Из выражения (8.76) можно получить частные случаи расчетных формул
для конкретных режимов течения газа:
для ламинарного режима (т = 1)
СР = <2тж0,5<2п‘,
(8.77)
276
для квадратичного закона сопротивления (т = 0)
Q? = ] (8.78)
для турбулентного режима в случае применения
закона Блазиуса
(8.79)
Если газопровод имеет только путевой расход (QT =0), то расчетные рас-
ходы будут соответственно выражаться формулами:
для ламинарного режима
<?Р = 0,5(?г: (8.80)
для квадратичного закона сопротивления
<?? = р| = 0.577(2п; (8.81)
для турбулентного режима в случае применения
закона Блазиуса
= пР ГТз = 0>555<?п; (8.82)
(2,/э)1 1,,°
Выражения расчетного расхода позволяют установить, что при различных
режимах течения газа величины расчетных расходов будут существенно отли-
чаться. Поэтому при определении расчетных расходов следует учитывать как
режим течения, так и соотношение транзитного и путевого расходов.
Гидравлический расчет распределительных газопроводов
для сосредоточенного отбора газа
Не во всех случаях газопроводы с сосредоточенными расходами можно
свести к схеме с равномерным распределением газа по длине. Это относится
к газопроводам с резко неравномерным
распределением отборов газа по длине.
Рассмотрим схему газопровода с со-
средоточенным отбором газа (рис. 8.18).
По газопроводу транспортируется газ
с транзитным расходом QT и путевым
расходом Q-. Вдоль газопровода про-
извольно распределены отборы газа
различной величины Путевой расход
равен сумме отборов на рассматривае-
мом участке.
Рис. 8.18. Расчетная схема газопровода низкого
давления с сосредоточенным отбором газа.
г=п
Qn = 2
t=i
В общем случае режим течения на каждом участке может быть различным,
поскольку расходы газа на них различны. Могут различаться также и диа-
метры соседних участков.
277
\ . -
Определим перепады давления на каждом участке: ' -
напервом участке - .
_ _ _ л ((?т + <?п)2 ph .
Pi Pix-M. 2F2D1
навторомучастке
„ _ 1 ((?т+ (?П “?1)2 P^2 .
P1X Piz-^2 2F^
на третьем участке
_ _ л (?тт?п 91 9а)г Ph .
P2X Рзх-^з 2^ ,
на га-ом участке
n > (<?T~r Qn~ 91 — 92— —9n-l)2 pin
P(n-l) X Pb-f^n 2FlD~n •
• В последнем выражении pn = p2.
Общий перепад на всей длине I рассматриваемого газопровода найдем
сложением перепадов на каждом участке с учетом потерь на местных сопроти-
влениях газопровода:
9/-1) h
Pi Рг= fw] ~ Д-Рм, (8.83)
где Лрм — сумма местных сопротивлений на всем расчетном участке.
При определении общего перепада по формуле (8.83) в первом члене ряда
появляется отбор газа с индексом нуль (д0). Величину нулевого отбора следует
принимать равным нулю, т. е. д0 ~ 0.
Если транзитный расход на участке отсутствует (Q? = 0), а величины
отборов одинаковы (gx = q2 = . . . qn), расстояния между отборами равны
между собой, газопровод на всех участках имеет один и тот же диаметр (Z)x =
= D2 = . . . = D), то при условии одинакового гидравлического режима на
всех участках газопровода получим
n2-m,,m07
Pi - Рг = А (Г- 2™ - З2- (8.84)
Таким образом, формула (8.84) дает возможность определить перепад
давления в газопроводе с учетом сосредоточенных отборов прп условии равен-
ства расстояния между точками отбора, прп одинаковых диаметрах всех участ-
ков и расходов газа на отводах.
Гидравлический расчет газопровода нпзкого давления с отбором газа по
пути ведется по формулам, которые учитывают непрерывное распределение
отбора газа или распределение сосредоточенных отборов. Теперь необходимо
установить границу, позволяющую выбирать необходимый способ расчета.
При произвольном выборе формул при расчете может быть допущена числовая
ошибка. Гидравлический расчет с учетом сосредоточенных отборов является
всегда правильным, но он оказывается более громоздким по сравнению с равно-
мерным непрерывным отбором газа.
278
Выбор Meinoda расчета
Для обоснования выбора метода расчета (непрерывный или сосредоточен-
ный отбор) распределительного газопровода низкого давления возьмем участок
газопровода длиной I. На этом участке на одинаковом расстоянии расположены
п отводов, по которым отбирается одинаковое количество газа (gx = q2 = • . .<?„).
Общее количество газа, подаваемого в начале участка, составляет (без
транзитного расхода, т. е. QT = 0):
• <?п= 9i~ £2~ 9з ~ •ВЧп.
Определим перепад давления на рассматриваемом участке двумя способами:
для сосредоточенного п непрерывного равномерного отбора. При непрерывном
отборе возьмем то же самое количество газа Qn. Удельный расход на единицу
длины газопровода равен q = QnH.
Перепад давления равен:
для сосредоточенного отбора газа
(Т> — г>\ — 1 —к-____(12~т ^-92-т— —Пг~т)-
(Pl /УД. - Я -^з-трг-трц-т. Щ . - •••." h
для непрерывного отбора газа
.4
(Pi РВя— (3-m) ' 2t2~mD^m-
Перепады давления, рассчитанные по вышеприведенным формулам, будут
отличаться друг от друга на некоторую величину.
Абсолютная погрешность расчета
д _ AQ^m\mpl Г(12-То —22~m— n2~m) 1 ~1
Ара 2F2~mD1+m пз-т 3—mJ'
Относительная погрешность расчета перепада давления
4 у ^Ра ___ л____________nS т___________ /о о“\
Р~ (Д1— Р2)с (3 — т)(12-т-г22~т-г----гп2~т) ' \ /
Как следует из последнего выражения, относительная ошибка расчета
по формуле для непрерывного по длине газопровода отбора газа не зависит
от величины отбора и расстояния между отводами, а определяется режимом
течения газа (показатель т) и главным образом числом отводов на расчетном
участке газопровода:
для ламинарного режима (т = 1)
= <8-86)
.для квадратичного закона сопротивления (т = 0)
s___л___________________Зп -р 1_
Р (л + 1) (2м + 1) — (л + 1) (2^+1) • ' k '
В случае других режимов в формуле (8.85) следует подставить соответ-
ствующие значения показателя т. Величина относительной погрешности может
быть заранее определена, если задана точность гидравлического расчета. Введем
обозначение задаваемой относительной погрешности расчета 6р.3. Тогда по
формулам (8.86) и (8.87) определим граничное число отборов на расчетном
279
участке соответственно для ламинарного и турбулентного режимов в зоне квад-
ратичного закона сопротивления:
пг = 4---1 (8.88)
ир
и
„ (1 -бр)+ /9 (1 -бр)2 + 8бр (1-бр) .
пг - -------------• (8.89)
Последние две формулы дают возможность по заданной погрешности гид-
равлического расчета правильно выбрать способ расчета участка газопровода.
Если действительное число отводов при соответствующем режиме оказывается
больше, чем число, полученное расчетным путем по формуле (8.88) или (8.89)
то расчет можно вести как для равномерного по длине отбора газа. Если же,
фактическое число отводов меньше полученного по формулам, то гидравличе-
ский расчет газопровода следует вести для сосредоточенных расходов газа.
Выбор метода расчета, таким образом, определяется граничным числом
отводов на расчетном участке газопровода низкого давления.
Граничное число отводов зависит от режима течения газа и допустимой
(задается) погрешности расчета.
Если гидравлический расчет газопровода низкого давления с сосредото-
ченными отборами газа ведется по формулам, учитывающим непрерывное рас-
пределение отбора газа по длине, то погрешность расчета зависит от режима
течения и числа отборов газа. Чем больше число отводов, тем меньше погреш-
ность расчета. Погрешность расчета для одного и того же числа отводов при
квадратичном законе сопротивления оказывается больше, чем при ламинар-
ном. Это следует из выражений относительных погрешностей для таких режимов
течения газа.
Гидравлический расчет наклонных распределительных газопроводов
Городские распределительные газопроводы не всегда являются строго
горизонтальными. Наличие разности отметок начальной и конечной точек
газопровода может оказывать заметное влияние на величину расхода газа,
особенно для газопроводов с малыми допустимыми перепадами давления.
Плотность газа в распределительных газопроводах практически постоянна
по всей длине и не может вызывать изменение скорости газа. Линейная скорость
газа переменна вдоль распределительного газопровода низкого давления. Из-
менение линейной скорости газа вызвано отбором газа из газопровода. В связи
с этим поток газа будет инерционным, что будет влиять на величину перепада
давления.
В общем случае на перепад давления в распределительном газопроводе
оказывают влияние следующие факторы: гидравлические потери на трение;
разность отметок газопровода; силы инерции потока газа и местные сопроти-
вления в газопроводе.
Для расчета перепада давления с учетом всех факторов рассмотрим диф-
ференциальное уравнение
7 { \ ! 7 I Л d~£
280
Перепад давления определим для равномерного и непрерывного по длине
отбора газа. Расчетная схема газопровода представлена на рис. 8.19. Перепад
давления на элементарном участке
, . к;2 / wi \
— dp = % — — р - pg dz - ар d — ) •
Потери на трение (первый член справа) были подробно рассмотрены ранее
для газопроводов с сосредоточенным и равномерным отбором газа. Аналити-
ческое выражение потерь на тренпе остается неизменным для горизонтальных,
наклонных и вертикальных газопроводов низкого давления.
Второй член справа в этой формуле определяет влияние столба газа на
перепад давления. Характерно, что изменение профиля газопровода по его
длине не оказывает никакого влияния на перепад давления. Это утверждение
легко проверить. Пусть отметки газопровода по длине меняются произвольным
образом. Тогда
pg dz = pg d [z(z)].
Перепад давления от разности отме-
ток на всей длине газопровода от 0 дс
I будет равен
Рис. 8.19. Расчетная схема наклонного газо-
провода низкого давления*
пределов получим
= | pg dz (х) = pg j d z (ж).
О о
После интегрирования п подстановки
АРг = Pg [2 (0 — 2(0)] = pg (Z2 — ZL) = pg Az,
где zT и z2 — отметки начальной и конечной точек газопровода.
Третий член правой части пз аналитического определения общего перепада
характеризует влияние изменения линейной скорости газа на перепад давления.
Здесь так же, как и в случае разности отметок, характер изменения скорости
газа по длине не оказывает влияния на общий перепад давления в газопроводе.
Величина общего перепада зависит от значений линейной скорости в начале
п конце газопровода.
Перепад давления на всем участке наклонного газопровода будет равен
Pl I ?! tS>
Pi — Рг = -J ‘4г Р~Р£ р2~аР Р(-у)'
Pl 0 21 UA
После интегрирования этого уравнения и подстановки соответствующих
пределов получим
i
Р1-Р2 = ] А — p-,o-pg(22-2i)-ap у . (8.90)
о
Линейная скорость газа в газопроводах низкого давления с отбором газа
по пути в начале больше, чем в конце. В связи с этпм пришлось поменять ме-
стами пределы пнтегрированпя третьего члена в выражении перепада давления
па участке наклонного газопровода. Этим формально объясняется появление
знака минуса в формуле (8.90).
281
Учитывая перепады давления на местных сопротивлениях,, окончательное
выражение общего перепада давления на рассматриваемом участке газопровода
будет иметь вид
I
С А if - dx . , .
U —’Ро P~-P£(22-2i)~
О
-ар^^-р^Ц1- - ’ (8’91)
При отсутствии отбора газа линейные скорости в начале и в конце газо-
провода равны между собой, т. е. zr, = ш2. В этом случае перепад давления
для наклонного газопровода будет равен:
для ламинарного режима
i=n
32<?Tpv7 , 'X? wi /О по-,
Р1-Рг= -/да - ~Pg(z2-2i)-Р ; (8.92)
при критическом режиме
0,0025<2т spl Z х v > "7 /о лох
Р1-Р2 = —2Д зд2,.-3 - ж pg (^-^)- р 2 ; (8-93)
г=1
при турбулентном режиме в случае применения
закона Блазиуса
0,159 <2t‘75v°’25pZ . , х 'V е u'i /о ri/x
Р1-Рг =---У1-^,Д1Л5 - - - pg - г,) - р 2^'^; (8.94)
г=1
при квадратичном законе сопротивления
1~П
Pi-P2 = ^|^-Pg(^-Zi)-P 2^'Т1- (8.95)
Если коэффициент гидравлического сопротивления завпспт от числа
Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенок газопровода
(переходная область турбулентного режима), то гидравлические потери на тре-
ние можно определить по формуле (8.66).
Для тупиковых участков газопровода, в которых отсутствует транзитный
расход (<?т = 0), перепад давления равен:
при
ламинарном режиме
при
Р1—Р2
16<?П vpz
= FDi
Pg (-2— -i) - ар
9
(8.96)
критическом режиме
Pi-Pi
0,00075<2n'-'Jv~
2у7/здг/з
(8.97)
282
п р и м е н
е н и я
е
з
р и ту
анона
р б у л
Бла
в случае
Л Pi
0,0577<2п’75у°’2У
/-1.75Д1.23
^2
-pg(z2 —zx) —ар-^
ё;
ivi
У
(8.98)
ад р а
о п р о т п в л е н и
Pi - Р-2 =
?-<2пРг • /
F-2
(8.99)
длине,
Когда в газопроводе нет транзитного расхода, весь газ отбирается по
в конце газопровода расход окажется равен нулю. Поэтому линейная скорость
газа в конце газопровода (ш,) принята равной нулю.
Для газопроводов с транзитными и путевыми расходами расчетные формулы
пметь вид:
л а м п и а р н о м режиме
оудут
п р
Pi — Рг = - °>5(?п) - pg (zi
FDч-
,2
-ар
.2
- — р
(8.100)
з
п
и
р и
и
п р
н т н о и
и v с а
т и ч н о м
с
2
,л
Я
п т и ч е с к о м режиме
п
з
Р
и
т у
н а
0,00075v ' 3pZ
Pi —Р-2~ - ---—
2Р’
[(<2т-<2п)10/>-<Х0/з] +
-pg(z2 — zj — ар
г?
г?
(8.101)
' 2
р
i=i
р б у л е н т н о л р е ж и м
Б л а з и у с а
ае применения
е в
с л у ч
Р1
0,0577v°’25pZ
2У1,75Д1,25(2Г
[(У-О
т- pg (z, — zx) — ар
- р
2
(8.102)
р и
адрати чном
не сопротивления
/.рг
Pi Pi SFWQ
1(<2т~
— <??] -pg X
— Р
2 ’
2
(8.103)
в
Все расчетные формулы для газопроводов низкого давления приведены
виде, пригодном для использования Международной системы единиц (СИ).
283
Параметры, входящие в расчетные формулы, должны выражаться в следующих
единицах измерения:
давление р.................................. Н/м2
объемный расход Q (Q? или (?п)........... м3/с
вязкость газа и............................. м2/с
плотность газа р.......................... кг/м3
длина I........................................ м
диаметр D ..................................... м
площадь F..................................... м2
ускорение силы тяжести g.................. м/с2
геодезические отметки газопровода z ... . м
Оценим влияние инерционного слагаемого расчетных формул на конкрет-
ном примере. Для тупикового газопровода изменение давления от уменьшения
скорости газа составит
Пусть имеем: а = 1,1; р = 1 кг/м®; w1 = 10 м/с. Тогда
Дрш = 1,1-1 ^- = 50 Н/м2
или
Дрю= = 0,102-50 «= 5 мм вод. ст.
Таким образом, для принятых величин давление от проявления инерцион-
ности потока увеличивается на 5 мм вод. ст. При общем допустимом перепаде
давления на рассматриваемом участке, равном 50 мм вод. ст., поправка на
изменение скорости составляет 10%. Эту величину, по-видимому, следует
учитывать в гидравлических расчетах.
Для оценки влияния давления столба газа в наклонных газопроводах
найдем изменение давления на 1 м высоты столба газа:
42 21
Если давление столба газа определять в мм вод. ст., то будем иметь
=tfr •
Коэффициент 9,81 и ускорение силы тяжести численно равны между собой.
Поэтому оказывается, что давление на 1 м высоты столба газа, выраженное
в мм вод. ст., численно равно плотности газа.
Пусть плотность газа р = 1 кг/м3. Тогда
л по< кг JI n oi Н 1 9-81 Н 1 . .
Др„ = 9,81 — --v = 9.81 —-----= тгзт---т — X
‘у ’ м3 с2 м2 и 9,81 м2 м
мм вод. ст. _ , мм вод. ст.
X -ц- — 1 - .
м2
Для разности отметок, равной 10 м, перепад давления от действия столба
газа составит 10 мм вод. ст. При движении газа по газопроводу с подъемом
284
необходимо преодолеть давление столба газа. При движении газа по наклон-
ному газопроводу появляется дополнительное давление, способствующее
движению газа в газопроводе.
Гидравлический расчет разветвленных
и кольцевых газораспределительных сетей
Конечная цель гидравлического расчета газораспределительных сетей
низкого давления — определение диаметров отдельных участков трубопро-
водов.
При расчете разветвленных тупиковых сетей заданными параметрами
являются длина магистрали п длины ее отдельных участков и тупиковых газо-
проводов, а также расходы газа по участкам (транзитные и путёвые) и расчет-
ный перепад давления. Для проведения расчета необходимы план сети и схема
распределения газа. Порядок рас-
чета тупиковых сетей следующий.
1. Определяют расходы газа
по участкам сети.
2. По нормам расчетных пере-
падов давлений вычисляют пере-
пады давлений на каждом уча-
стке газопровода:
Да =
Рис. 8.20. Схема тупиковой газораспределительной
сети.
где Ар — допустимый перепад давления на всей магистрали; Z — длина ма-
гистрали; — длина данного участка газопровода.
3. Вычисляют диаметры участков газопроводной магистрали. На схеме,
приведенной на рис. 8.20, магистралью тупиковой сети является участок 1—5.
Тупиковые участки сети — это 2—6, 3—7 и 4—8. Диаметры газопроводов
могут быть определены также по таблицам или номограммам.
4. Выбирают диаметры газопроводов по стандартам и проверяют факти-
ческий перепад давления в магистрали, исходя из принятых диаметров. При
значительном отклонении фактического перепада давления от расчетного
необходимо изменить диаметры некоторых участков, т. е. произвести увязку
сети.
5. Вычисляют давления в узлах разветвленной сети. На приведенной
схеме (см. рис. 8.20) участками сети являются точки 2, 3 и 4. Давление в узле 4
определяется так: ру = р5 — Ар4_6. Давление в следующих узлах определя-
ется аналогично. Давления в точках 5, 6 и 8 известны. Они устанавливаются
по нормам давлений на газовые приборы п нормам перепадов давлений в газо-
проводах от магистрали до газовых приборов.
6. Определяют перепады давлений в ответвлениях. Для рассматриваемой
схемы — это участки 2—5, 3—7 и 4—8.
7. Вычисляют диаметры ответвлений по известным расходам и установлен-
ным в п. 6 перепадам. Если вычисленный перепад давления превышает до-
пустимый перепад, установленный нормами и правилами проектирования, то
диаметр участка определяют по допустимому’ перепаду.
8. Выбирают диаметры ответвлений по ГОСТ.
Кольцевые сети состоят из замкнутых контуров. В связи с этим распре-
деление расходов может иметь множество вариантов. В кольцевой сети на каждом
285
участке неизвестными являются не только диаметр, но также расход и перепад
давления. Порядок расчета кольцевых сетей может быть следующий.
1. Определяют путевые расходы по участкам кольцевой газораспредели-
тельной сети.
2. Задаются направлением газа и выбирают кратчайшие пути движения
газа от точки питания к потребителю.
3. Определяют расчетные расходы газа по участкам сети.
4. Рассчитывают перепады давления по участкам, исходя из заданного
перепада.
5. Вычисляют диаметры участков газопроводов и выбирают диаметры
по ГОСТ.
Алгебраическая сумма перепадов давлений участков газопроводов для
любого замкнутого кольца должна быть равна нулю:
п
2 Др-о,
1
где п — число участков газопроводов, составляющих замкнутое кольцо.
Расчетные перепады давления
Для городских распределительных газопроводов установлены перепады
давления, превышение которых не допускается. По величинам этих перепадов
и заданным расходам определяются диаметры газопроводов. Нормы перепадов
установлены для того, чтобы газовые приборы, питаемые газом пз газопроводов,
работали под избыточным давлением газа, незначительно отличающимся от
номинального.
Приборы, расположенные ближе к началу газопровода, могут иметь боль-
шее избыточное давление по сравнению с приборами, находящимися ближе
к конечным участкам газопровода. Чем меньше перепад давления в газопроводе,
тем меньше давление у газовых приборов будет отличаться от номпнального,
тем больше эффективность пспользованпя газа.
Избыточное давление газа в газопроводе определяется разностью абсолют-
ного давления газа и давления атмосферного воздуха. Давленпе воздуха в го-
ризонтальном газопроводе можно считать постоянным по длпне; оно не оказы-
вает влияния на избыточное давленпе газа.
Давление воздуха относительно наклонного газопровода изменяется по
его длине, поскольку меняются отметки газопровода. В связи с этпм могут
измениться и величины допустимых перепадов давления.
Перепад давления в газопроводе зависит от потерь на тренпе, преодоления
давления столба газа, изменения скорости газа п потерь давления на местных
сопротивлениях п не связан с изменением давления воздуха. Но изменение
давления воздуха по длпне наклонного газопровода может повлиять на до-
пустимый задаваемый перепад давления в газопроводе.
К допустимому перепаду давления для наклонных газопроводов следует
подходить несколько пначе, чем эго обычно делается. Основным условием ра-
боты газопровода низкого давления по существу является то, что избыточное
давление в начале газопровода не должно сильно отличаться от избыточного
давления в конце газопровода. Для горизонтальных газопроводов это тожде-
ственно утверждению, что перепад давления на рассматриваемом участке газо-
провода не должен превышать его допустимого значения. -
286
Это положение легко проверить. Пусть давление газа в начале газопровода
равно pi, а в конце газопровода р2. Соответственно давление воздуха будет р1в
и р2в. Избыточное давление газа:
в начале газопровода
Ри1 = Р1 Р1В’
в конце газопровода
Ри2 = Р1 Рчв.
Для горизонтального газопровода р1в—р2в. Пусть допустимая разность
избыточных давлений
Ари1 = Ри1 Ри2.
Тогда
АР = Ри1 — Р1Г2 = Р1 — Р1з — Pi ~ PiB= Pi — Pi,
т. e. в газопроводе допустимое измененпе избыточного давления газа тожде-
ственно совпадает по величине с его перепадом давления. Для наклонного газо-
провода это тождество нарушается.
Если газопровод идет на подъем, то давление воздуха в любой точке газо-
провода в зависимости от отметки можно выразить в виде
Рв = Р1з— P=g(-~ И)- .
Давление воздуха в конце газопровода
Р2з = Р1з — Рв^(-з — Z1).
Поэтому допустимая разность избыточных давлении для газопровода
с подъемом (дх < л2) будет равна:
Ари — Ри1 Ри2 = Pl Р1з Р-2 Г Р1В рвё (Z2 Zl) =
— Pl Pi Рвё(г2 Zl)-
Из последнего выражения можно определить допустимый перепад давления
в наклонном газопроводе. Он будет равен:
Pi —Р2 = ApH-p.g^o-Zj). (8.104)
Допустимое изменение избыточного давленпя дается в различных лите-
ратурных источнпках по газоснабжению как допустимый перепад давления
в горизонтальных газопроводах. Из формулы <8.104) следует, что допустимый
перепад давления для наклонного газопровода (с подъемом) низкого давления
может быть увеличен по сравнению с нормами на величину, равную произве-
дению
Рв^(2-И)-
При этом перепад давленпя в газопроводе определяется по формулам, при-
веденным ранее.
Если газопровод идет под уклон, то давление воздуха относительно газо-
провода будет увеличиваться по его длине. Давление в любой точке газопро-
вода в зависимости от отметки составляет
PB=PiB-,oEg(-i — 4
Давление воздуха в конце газопровода
Ргв — Р1в . Рв& (zi z2)-
287
Допустимая разность избыточных давлений для наклонного газопровода
ДРи ~ Ри1 ' РрЯ Pl Р1В Рг ~ Р1в “Г
+ Peg (Z1 — z2) = Pl — р2 — Peg (Z1 — Z2),
откуда допустимый перепад давления в газопроводе с уклоном (при zr > z2)
будет
p1-p2-=ApH-pBg(zI —z,). (8.105)
Из выражения допустимого перепада следует, что в газопроводе с уклоном
(zT > z2) табличное значение перепада следует уменьшить на величину
PBg(Zi — Z2).
Физическое объяснение изменения перепадов давления в наклонных газо-
проводах можно дать еще следующим образом. Допустим, что давление воздуха
относительно наклонного газопровода не меняется, т. е. давление воздуха
постоянно по всей высоте наклонного газопровода. Тогда перепад давления
в газопроводе совпадает с допустимым изменением избыточного давления.
Из этого следует, что допустимый перепад не зависит от действия столба
газа, который создает дополнительное изменение перепада и избыточного
давления наряду с потерями на трение, на местные сопротивления и на изме-
нение линейной скорости газа.
В реальных условиях давление воздуха по длине газопровода, идущего
на подъем, будет снижаться. Это приведет к уменьшению различия избыточных
давлений в начале и в конце газопровода. Поэтому, чтобы оставить одно и то же
значение разности избыточных давлений, надо увеличить перепад давления.
Соответственно, если имеем газопровод, идущий под уклон, то перепад давления
необходимо уменьшить.
Если не увеличивать перепад давления в газопроводе, то давление газа
вдоль газопровода с подъемом будет выравниваться.
В газопроводе с подъемом можно также снижать давление в начале участка
на величину pBg (z2—zj, если не увеличивают перепад давления.
По допустимым перепадам давления п известным расходам газа можно
определить диаметры газопроводов. Выбор расчетных формул будет зависеть
от режима течения газа.
Определение расходов по элементам сетей
Выбранные по стандарту диаметры газопроводов обычно отличаются от рас-
четных значений. В связи с этим перепады давлений на участках газопровод-
ной сети будут отличаться от заданных величин.
Для кольцевой сетп может оказаться, что алгебраическая сумма перепадов
давлений по замкнутому контуру не будет равна нулю. Кольцевая сеть должна
удовлетворять двум условиям:
1) в каждом узле сети алгебраическая сумма расходов газа должна быть
равна нулю (поступление газа к узлу учитывается со знаком плюс, а выход
газа из узла — со знаком минус);
2) для каждого замкнутого контура алгебраическая сумма перепадов
давлений на участках, составляющих контур, должна быть равна нулю.
Первое условие обычно легко выполняется. Выполнение второго условия
требует проведения специальных расчетов (увязки сети).
288
Алгебраическая сумма перепадов давлений по контуру, имеющая неко-
торую величину Хрк, называется невязкой. Добиться в процессе расчета нуле-
вой невязки весьма трудно, поэтому расчет ведется до некоторой допустимой
величины невязки, определяемой точностью расчета.
Устранение невязок производится методом постепенного приближения
с последовательным уменьшением невязок до заданной допустимой величины.
Увязка газовой сети состоит в проведении по замкнутым контурам сети
расходов, называемых увязочнымп, которые уменьшают невязки внутри
контуров. Величина увязочного расхода зависит от величины невязки перепада
давления в контуре. После проведения увязочных расходов и определения
перепадов давлений в контурах приступают к следующему циклу увязки.
Обычно используются два метода увязки. По методу В. Г. Лобачева в цикл
увязки включаются все кольца. В каждом кольце определяется и проводится
свой увязочный расход. Для каждого участка определяется поправка к расходу,
равная алгебраической сумме увязочных расходов, примыкающих к участку
с двух сторон колец.
По методу М. М. Андрияшева увязочные расходы проводятся не одно-
временно во всех кольцах, а последовательно в завпсимостп от величины и знака
невязок.
Задачи технико-экономического расчета газораспределительных сетей.
Повышение пропускной способности сетей
При проектировании распределительных газопроводов обычно известно
территориальное размещение величины нагрузок газопотребителей. Поэтому
следует обосновывать и выбирать расположение газопроводов и их диаметры.
По металле- и капиталовложениям напболее выгодной оказывается развет-
вленная газовая сеть. На закольцованную сеть затрачивается больше металла.
Однако кольцевание сети обеспечивает большую надежность газоснабжения.
Расчет на минимум затрат металла и капиталовложений рекомендуется
производить только в пределах данной кольцевой пли разветвленной сети.
Выбор типа сети производится с учетом надежности.
Технико-экономический расчет содержит решения некоторых вопросов.
Экономическая эффективность газовой сети зависит от числа и располо-
жения газораспределительных пунктов. Местоположение ГРП, определенное
из условий минимума капиталовложений, смешается в сторону больших по-
токов газа.
Стоимость газовой сети может быть снижена путем соответствующего
распределения допустимого перепада давления. Для разветвленных сетей
в некоторых случаях может оказаться более выгодным допускать большую долю
общего перепада на конечные участки сети.
Для симметричной кольцевой сети с расположением газораспределитель-
ного пункта в ее центре оптимальный перепад давления растет от центра сети,
достигает максимума и затем снижается к конечным участкам сети.
Конечная цель технико-экономического расчета — определение диаметров
всех участков газораспределительной сети.
Разработаны технико-экономические расчеты для тупиковых и кольцевых
газораспределптельных сетей, для сетей низкого, среднего п высокого давлений
В процессе эксплуатации газораспределительных сетей возможно подклю
чение новых потребителей газа, не предусмотренных при проектировании сети-
В результате скопления конденсата или пыли пропускная способность газопро-
19 Заказ 191 289 _
водов может уменьшиться. Чтобы повысить пропускную способность сетей
при засорении, надо очистить газопроводы от пыли и удалить конденсат.
Повышение пропускной способности газораспределительной сети может
быть достигнуто путем подключения дополнительных газораспределительных
пунктов, а также за счет прокладки новых газопроводов, лупингов и вставок.
Увеличение пропускной способности газораспределительных сетей можно
получить путем увеличения давления в газопроводе или повышения допустимого
перепада. Выбор способа увеличения пропускной способности зависит от кон-
кретных условий газовой сетп.
Гидравлический расчет вертикальных домовых газопроводов
Гидравлический расчет внутренних горизонтальных газопроводов жилых
и общественных зданий производится по тем же формулам, по которым рас-
чета вертикального газо-
провода с равномерным и
непрерывным отбором
газа.
считываются распределительные газопроводы низкого да-
вленпя. Вертикальный газопровод (стояк) следует рассма-
тривать отдельно и перепад в нем принимать независимо
от перепада в горизонтальных газопроводах.
При эксплуатации внутридомовых распределитель-
ных газопроводов замечалось, что на верхних этажах
газовые приборы работают лучше. Особенно это касается
высоких домов, где газовые приборы находятся в различ-
ных условиях по высоте. При соответствующем расчете
и подборе размеров труб можно создать практически оди-
наковые условия работы газовых приборов на всех этажах.
Выбор расчетных формул при равномерном по длине
отборе газа
Пусть в вертикальный газопровод (рис. 8.21) диа-
метром D и высотой Н поступает газ с объемным расхо-
дом Q. Газ подается в вертикальный газопровод снизу.
Весь газ равномерно отбирается по высоте газо-
провода. Отбор газа на единицу длины газопровода
Для данной расчетной схемы транзитный расход в газопроводе отсутствует
(& = 0).
Расход газа в
любой точке газопровода
где z — переменная координата рассматриваемой точки газопровода.
Движение газа в вертикальном газопроводе описывается дифференциаль-
ным уравнением
Поскольку абсолютное давление газа в вертикальном газопроводе изменя-
ется незначительно, с очень малой погрешностью можно принять плотность
290
газа постоянной величиной (р = idem). Линейная скорость газа по высоте
газопровода вследствие его отбора является переменной величиной.
Выразим линейную скорость газа через объемный расход
Q
w =
где F — площадь поперечного сечения газопровода. Переменная z изменяется
от нуля до Н.
Коэффициент гидравлического сопротивления выразим в общем виде
А
Rem •
Подставив выражения линейной скорости и коэффициента гидравличе-
ского сопротпвленпя в дифференциальное уравнение, получим
dp-apd(-^-pgd~-
Число Рейнольдса выразим через объемный расход
Re
иР
v
Перепишем дифференциальное уравнение с учетом нового выражения
числа Рейнольдса
dp - ар ж Pg dz - (1 - ±-y~mdz = 0. (8.106)
Проинтегрируем выражение (8.106) от рг до р.2 п от 0 до Н.
Лпнейная скорость в начальной точке равна и\, а в конечной — нулю:
Рг о н н
РI U 1 о о
После интегрирования и подстановки пределов получим
AQ^pffx"1
Pi Р^-—
Rpg-Я —ар-^+Дл,.
(8.107)
Формула (8.107) выражает перепад давления в вертикальном газопроводе
с равномерным отбором газа по высоте для различных режимов течения газа:
для ламинарного р е ж п м а (А = 64: т = 1)
Pi — Рт =+ Pg# ~ ар-у- + ^Рм; (8.108)
для критического режима (Д= 0,0025; т = —)
л ~ 1 + Р^я - «р 4+ара (8. Ю9)
4 с ' ZD ‘ -
19*
291
для турбулентного режима в случае применения
закона Блазиуса (А ~ 0,3164; т = 0,25)
Ci 1,75п/7 у0,25 ,,-2
Pl ~Р2 = 0,0о77 -fl.7fol,25 + pgH-ар+ (8.110)
где крм — перепад давления от местных сопротивлений.
При малых скоростях течения газа инерционным членом можно прене-
бречь. Тогда получим:
для ламинарного режима
Р1-Рг = -Ц§^ + Р£#-лЛрм; (8.111)
д л я к р п т и ч е с к о г о р е ж и м а
0,0015<?,/зрЯт_1'’ , „ . .
Л-Р2 =-----/Гч А,----р?Я-ДЛ1; 8.112)
4г • D '
для турбулентного режима в случае применения
закона Б лазпуса
Перепад давленпя от местных сопротивлении определяется по формуле
i=n 1
1=1
Для квадратичного закона сопротивления
I К \ 0,25
. _ 0,11 Q'-pH
Pi-P2 =---------------------rpgH-\p,,. (8.114)
Вывод расчетных формул при сосредоточенном отборе газа
Не всегда вертикальные домовые газопроводы можно рассматривать как
газопровод с непрерывным и равномерным распределением отбора газа. Для
малоэтажных зданий будет допущена погрешность в расчетах и в этом случае
вертикальные газопроводы следует рассматривать как газопровод с сосредото-
ченным расходом газа.
Расчетная схема газопровода с сосредоточенным отбором газа представлена
на рис. 8.22.
Диаметр газопровода принимаем постоянным по всей высоте. Все участки
газопровода между отборами газа равны между собой. Начальный участок
принимаем такой же длины, как и остальные участки. Отборы по всем этажам
считаем одинаковыми. Общий расход газа составляет: Q = qn (где п — число
отборов, равное числу этажей).
292
провода:
Определим перепады давлений по отдельным участкам вертикального газо-
, A (qny~mxmph
Pl Pl pf2-14)l+fn
Pi-Pi
+ pgh;
, A (on—2q)2 mvrnph
Pi Рз= о р2-т^1т-т
i-pgh',
Pn-l — Pi
.4 [ст? — (?* — 1) q]2~mxmph
9 p2-m £)l—m
1- Pgh.
Просуммируем перепады по всем участкам и получим
газопроводе:
Pi-Pi= (p-m ~ 22-т - У~т - ... - к2"") -F Pgnh.}
перепад на всем-
Учитывая потери на местные сопротивления и проведя
некоторые преобразования, из последнего выражения по-
лучаем
Pi-Pi
AQ^-mxmpH
of 2-т]у1-тпз-т
—n2~m') — pgH — \pil. (8.115)
Формула получена без учета инерционности потока.
Влияние скорости можно учесть. если вычесть пз правой
части поправку на скорость, которая в случае сосредото-
ченного отбора равна
Q2~ql
Spw=ap 2fp~-
Рис. 8.22. Расчетная
схема вертикального
газопровода с сосре-
доточенным отбором
газа.
Рассмотрим частные случаи различных режимов, для которых расчетные
формулы при сосредоточенных расходах будут иметь вид:
для ламинарного режима
16<9уоЯ П— 1 гг i л
Pi~Pi = ------+ pgH + Да;
(8.116)
для критического режима
й-А = -27Р^Й^(Г'’-2’/-4-.. . + п’/.) + р?я + Дри; (8.117>
для турбулентного режима в случае применения
закона Блазиуса
Pi Рг
0.3164 С?1,75г°.25,оЯ
(I1’75
21.75
.4-n1-75)-t-pg5' + ApM.
(8.118)
9^71,75 2,75
+
A (qn — q)*~mvmfih
Перепад давления, вычисленный по формулам для сосредоточенного от-
бора, оказывается несколько больше перепада давления, вычисленного при
равномерном распределении отбора.
29S
С увеличением числа сосредоточенных отборов результаты расчета сбли-
жаются. При неограниченном увеличении числа отборов расчетные выражения
перепадов давления совпадают. Такие же выводы можно сделать, если проана-
лизировать расчет вертикальных газопроводов для других режимов течения
газа.
Расчетные формулы для ламинарного режима при непрерывном и сосредо-
точенном отборах газа отличаются множителем, величина которого зависит
только от числа отборов. Таким образом, выбор расчетных формул не зависит
от величины отборов и расстояния между ними, а определяется только числом
отборов. Этот вывод распространяется и на формулы для других режимов
течения газа.
Из сравнения расчетных формул для непрерывного и сосредоточенного
отборов газа следует, что при расчете по формуле для непрерывного отбора газа
1 — для квадратичного закона трения; 2 — для
ламинарного режима.
получается несколько заниженный пе-
репад давления.
Установим область применения
расчетных формул. Ясно, что формулы
для сосредоточенного отбора газа при-
менимы в любом случае. Для этого
надо суммировать числовой ряд с эле-
ментами в дробной степени.
При расчете перепада давления
в газопроводе по формулам для непре-
рывного отбора газа по высоте верти-
кального газопровода будет получаться
некоторая погрешность.
Относительную погрешность опре-
делим как разность перепадов от прео-
доления гидравлического сопротивле-
ния, вычисленных по формулам для
сосредоточенного и равномерного распределенного отбора газа, отнесенную
к величине перепада давления только от трения, определенного по формуле для
сосредоточенных отборов газа:
па~т
'₽ = 1 — (3 — m) (12~т -Ь 2~2-т ’
(8.119)
где бр — относительная погрешность: т — характеристика режима течения газа;
п — число этажей.
Для ламинарного режима (т = 1) выражение относительной погрешности
упрощается:
6, = !-^. (8.120)
Для турбулентного режима в зоне квадратичного закона (т = 0) трения
относительная погрешность
6Р - 1 - . (8.121)
р (га —1)(2га —1) ' '
По формулам (8.120) и (8.121) вычислена относительная погрешность
в зависимости от числа этажей дома. Данные расчета использованы для по-
строения графиков на рис. 8.23. Кривые построены для двух крайних случаев:
ламинарного режима и турбулентного режима для квадратичного закона трения.
294
Можно ожидать, что если построить кривые для других режимов, то они пройдут
между линиями 1 и 2.
По числу этажей можно определить погрешность расчета потери давления
на трение, а по заданной величине относительной погрешности — установить
число этажей, при котором допускается производить расчет по формулам для
непрерывного отбора газа.
Аналитическое выражение относительной погрешности показывает, что
с увеличением числа этажей погрешность убывает. Это следует и из приведен-
ных графиков. Особенно велика погрешность при малом числе этажей.
Погрешность расчета в данном случае относилась к перепаду давления
от гидравлического сопротивления (трения). Если отнести погрешность к об-
щему перепаду (рг — р.2) с учетом разности отметок и местных сопротивлений,
то относительная погрешность будет иметь меньшие величины.
Физическое объяснение работы
распределительных вертикальных, домовых газопроводов
Работа распределительных вертикальных газопроводов состоит из двух
этапов. Во-первых, это транспорт газа от нижнего конца газопровода к верхнему,
п, во-вторых, это распределение газа по этажам.
Движение газа внутри газопровода определяется только параметрами газа
и характеристикой газопровода и не зависит от состояния окружающей среды.
Перепад давления в газопроводе определяется потерями на трение по длине,
местными сопротивлениями (например, отводы по этажам) и перепадом давления
на преодоление столба газа.
Характеризуя состояние газа в газопроводе, следует пользоваться абсо-
лютными давлениями. Использование избыточного давления для этой цели
может привести к значительной путанице и неправильным выводам.
Из приведенных расчетных формул для вертикального газопровода следует,
что давление газа в нижней точке всегда больше, чем в верхней. Физически это
значит, что для подачи газа с нижнего этажа на верхний необходимо затратить
энергию, которая идет на покрытие гидравлических сопротивлений по длине,
местных сопротивленпй и подъем газа. В связп с этим перепад давления за-
висит только от этих факторов. Таким образом, перепад давления в вертикаль-
ном газопроводе никак не связан с состоянием окружающей среды (с воздухом).
Перепад давления нельзя определить.если давление в начале и в конце верти-
кального газопровода выражать как избыточное.
Истечение газа в газовых приборах будет зависеть от разности давлений
газа в газопроводе и воздуха вне газопровода. Давление газа так же, как и
давление воздуха, меняется с изменением высоты. Поэтому перепад давления
должен зависеть от координаты рассматриваемой точки по высоте газопровода,
т. е. от этажа дома.
Плотность воздуха значительно больше плотности природного газа. По вы-
соте газопровода статическое давление воздуха уменьшается быстрее, чем ста-
тическое давление газа. В связи с этим возможны случаи, когда избыточное
давление газа на верхних этажах может оказаться больше, чем на нижних.
Это явление часто наблюдается при эксплуатации домовых газопроводов.
Обоснование расчетного перепада давления
Расчетный перепад давления в вертикальном домовом газопроводе можно
обосновать из физических соображений. Давление воздуха так же, как и да-
вление газа, изменяется по высоте газопровода. Наилучшим условием для
295
работы газовых приборов на всех этажах будет такое, при котором избыточные
давления газа будут одинаковы.
Величину избыточного давления Ар на всех этажах можно легко обеспечить
одинаковой, если скорость изменения давления газа в газопроводе будет равна
'Скорости изменения давления воздуха. Это эквивалентно условию, при котором
перепад давления газа в газопроводе равен изменению статического давления
воздуха по высоте газопровода.
На рис. 8.24 представлен график изменения давления газа и воздуха
по высоте газопровода. Сплошными линиями показано изменение давлений,
когда избыточное давление газа увеличивается по высоте. Если давление газа
будет изменяться по высоте газопровода так, как это указано пунктирной
линией, то избыточное давление будет
оставаться постоянным.
Исходя пз приведенных соображений,
расчетный перепад давления в вертикаль-
ном газопроводе следует принимать равным
Рх~ =
Рис. 8.24. Изменение давления газа в верти-
кальном газопроводе.
1 — атмосферное давление; 2 — давление га"
за; 3 — избыточное давление.
где рг и р2 — абсолютное давление газа
в нижней и в верхней точках газопро-
вода; рв — плотность воздуха; g — усно-
рение силы тяжести; Н — высота газо-
провода.
Принятый перепад давления не сле-
дует включать в установленные нормы
допустимого перепада в домовых газо-
проводах. Велпчпна этого перепада по-
является дополнительно только в резуль-
тате изменения давления воздуха. Весь
перепад давления, допускаемый на домо-
вую разводку, следует распределять на всю разводку, исключая вертикаль-
ный газопровод.
Если предположить, что на всех этажах установлено одинаковое число
газовых приборов с одной и топ же нагрузкой, то расчетный перепад для этажей
будет одинаковым. Обозначим его через Арэ.
Давление газа в любой точке вертикального газопровода
Рг = Рх —
где — давление газа в начале вертикального газопровода.
Учитывая перепад давления на трубопроводной разволке газа, найдем
его давление в конце газопровода на каждом этаже:
Рэ ~ Pz -^Рэ ” Рх Рв^ Арэ • '*
Избыточное давление в конце горизонтальной разводкп на каждом этаже
Рн.э = Рэ — Рв~Рх Psgz &Рэ (Рхв' Рвёг)~Рх Рхв крэ.
Из последнего выражения следует, что избыточное давление газа на каждом
этаже определяется только постоянными величинами: давлением газа и воз-
духа в начале газопровода п допустимым перепадом давленпя на каждом этаже.
Таким образом, если принимать перепад давления в вертикальном газопроводе
596
равным изменению давления воздуха по высоте газопровода, то этим будет
обеспечено одинаковое избыточное давление в газопроводах на всех этажах,
что в свою очередь обеспечит равномерную работу всех газовых приборов.
Перепад давления, равный изменению давления воздуха по высоте газо-
провода, можно принимать при использовании природного газа, плотность
которого значительно меньше плотности воздуха. При одинаковой плотности
газа и воздуха допустимый перепад давления в вертикальном газопроводе следует
принимать большим по сравнению с изменением давления воздуха на той же-
высоте газопровода.
Разность между перепадом давления газа в вертикальном газопроводе
и изменением давления воздуха следует включать в общую норму перепада
давления на домовую разводку. Этот случай возможен при снабжении потре-
бителей сжиженным газом.
Определение диаметра
вертикального домового газопровода
Перепад давления в вертикальном ломовом газопроводе при равномерном
отборе газа определяется по формуле (8.107). Как было установлено выше,
расчетный перепал давления следует принимать равным изменению давления'
воздуха на этой высоте. Учитывая это. получим
А Qt-tnxmpH
а - f. - мн - egH + дР„. .
Влиянием изменения скорости в последнем выражении пренебрегаем.
Диаметр газопровода определится из последнего условия:
1
А____________Q2~mvmpff_______] 5-m
2 (3- - т) ( л \2-rn }
IT) 1^(Рв—Р)“ ЛРм] j
(8.122),
В случае сосредоточенных отборов газа диаметр вертикального газопро-
вода будет равен
1
2-m
[(Рв —Р) ghn — Дрм]
(8.123>
5-771
где q — расход газа в сосредоточенных отборах по этажам; п — число этажей;
рв — плотность воздуха; р — плотность газа; Q — расход газа в начальной,
точке вертикального газопровода.
По формулам (8.122) и (8.123) можно определить диаметры вертикальных,
газопроводов для различных гидравлических режимов при равномерных или.
сосредоточенных отборах газа.
Гидравлический расчет домовых газопроводов,
когда плотность газа больше плотности воздуха
В принципе гидравлический расчет газопроводов одинаков для газов любое
плотности. Все расчеты ведутся по одним и тем же формулам. Однако при раз-
личных соотношениях плотностей газа и воздуха гидравлический расчет верти-
кальных домовых газопроводов будет производиться по различным допустимым
перепадам давления.
297
Если плотность газа меньше плотности воздуха, что возможно прп исполь-
зовании природного газа, то допустимый перепад можно принимать равным
изменению давления воздуха Эта величина перепада не связывается
с нормой допустимого перепада в домовых газопроводах.
Использование сжиженных газов или смеси паров сжиженных газов с воз-
духом накладывает свои особенности на выбор допустимого перепада давления.
В этом случае плотность газа больше плотности воздуха. В связи с этим перепад
давления в вертикальном газопроводе всегда оказывается больше изменения
давления газа. С этим фактором связаны два обстоятельства. Во-первых, при
плотности газа, большей плотности воздуха, и направлении движения газа
снизу невозможно добиться одинакового избыточного давления газа на всех
этажах. Во-вторых, величину допустимого перепада давления следует включать
в общую норму перепада давления на домовую разводку.
Практически одинаковое давление на всех этажах прп плотности газа,
большей плотности воздуха, можно обеспечить путем направления газа в вер-
тикальном газопроводе сверху вниз. Статическое давление газа от верхней
точки газопровода будет нарастать быстрее, чем статическое давленпе воздуха.
Давление газа в нижней точке газопровода
соответственно давление воздуха
Р2в Р1в Л- Рв^Я,
где /д и р2 — давление газа в верхней и нижней точках газопровода; р1в и р2в —
давление воздуха на уровне верхней и нижней точек газопровода.
Отсюда следует, что давление газа по сравнению с давлением воздуха
больше на величину
Ар = gH (р - - рр).
Это дополнительное приращение давления газа можно компенсировать
потерями на трение соответствующим подбором диаметра вертикального газо-
провода. При этом условии будет обеспечено одинаковое избыточное давленпе
газа на всех этажах.
Примеры расчета вертикальных домовых газопроводов
Пример 8.7. Обоснователь выбор расчетной формулы для гидравлического
расчета вертикального газопровода для девятиэтажного дома. При движении
газа наблюдается ламинарный режим течения. Допустимая погрешность рас-
чета перепада давления от трения не должна превышать 10%.
Решение. Из формулы (8.120)
определяем число этажей, при котором можно производить расчет по формулам
для непрерывного отбора с погрешностью определения потерь на трение до 10% ,
п = Х-1 =J--l = 10-l = 9.
Op 0,1
Таким образом, по формулам для непрерывного отбора газа, по которым
рассчитывается вертикальный газопровод для девятиэтажного дома, допу-
298
скается относительная ошибка, равная 0,1 (1О°о)• Для более точного расчета
необходимо применять формулы для сосредоточенного отбора газа.
Пример 8.8. Определить расчетный перепад давления в вертикальном
газопроводе девятиэтажного дома м). По газопроводу подается при-
родный газ плотностью 0.7 кг/м3.
Р е ш е н п е. Поскольку плотность воздуха больше плотности газа, то-
перепад давления следует принять равным изменению давления воздуха, т. е.-
Ар = 9=gH — 1.29«9.81 • 27 = 342 Н/м2 = = 35 мм вод. ст.
У »о 1
Пример 8.9. Определить перепад давления в вертикальном газопроводе
(без учета потерь на местные сопротивления) пятиэтажного дома. Высота этажа.
h =-- 3 м. Плотность газа р = 0,7 кг/м3.
Решение. Общая высота газопровода составляет
Н = hn = 3- 5 = 15 м.
Поскольку плотность газа меньше плотностп воздуха, расчетный перепад
давления в вертикальном газопроводе можно принять равным изменению
давления воздуха:
pBgg
9-81
aPi-Pi
1.29-9,81 -15 <n ,
=------т-щ--------= 19.4 мм вод. ст.
Таким образом, перепад давления только в вертикальном газопроводе
можно принять равным 19 мм вод. ст.
§ 6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦПП II ИХ ОБОРУДОВАНИЕ
В конце магистрального газопровода пли на отводе от магистрального
газопровода в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть
города, населенного пункта или промышленного предприятия сооружается
газораспределительная станция.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для выполнений
следующих операций:
1) приема газа из магистрального газопровода;
2) очистки газа от механических примесей:
3) снижения давления до заданной величины:
4) автоматического поддержания давления на заданном уровне;
5) распределения газа по потребителям:
6) измерения количества газа.
Кроме того, на ГРС может осуществляться одоризация газа.
Для обеспечения надежной и бесперебойной работы оборудования и при-
боров ГРС. а также газовых приборов потребителей газ, поступающий из маги-
стрального газопровода, проходит через пылеуловители и фильтры, очищаясь
от пыли, песка, влаги п пр.
На ГРС предусматривается защита трубопроводов от недопустимых повы-
шений давленпя. С целью отключения участков газопровода, отдельных узлов
ГРС и полностью ГРС устанавливаются запорные устройства — задвижки
и краны.
На выходе газораспределительной станцип, а также между ступенями реду-
цирования имеются пружинные предохранительные клапаны, которые отрегу-
лированы на срабатыванпе при соответствующем давлении.
299
На газопроводах, рассчитанных на давление газа от 0,5 до 2,8 кгс/см3,
устанавливают специальные пружинные клапаны типа СППК1, а на газопро-
водах, рассчитанных на давление газа до 16 кгс/см2, — клапаны типа ППК2.
Устройство клапана СППК1 представлено на рпс. 8.25. Настройка клапана
на необходимое давление осуществляется с помощью пружины. Выход газа
срабатывания клапана происходит через специальные
газопроводы (свечи), которые выводятся за пределы
здания и не менее чем на 2 м выше крышп здания.
Два раза в год клапаны проверяют на срабаты-
вание путем искусственного повышения давления
газа.
Для учета количества газа на выходе газо-
распределительной станцпп служат измерительные
устройства. Наиболее широкое распространение на
ГРС получили поплавковые дифманометры-расхо-
домеры с ртутным заполнением ДП-430. Исполь-
зуются также мембранные дифманометры типа ДМ
и ДМПК-100. Дифманометры работают вместе с су-
жающим устройством (диафрагмой).
Количество газа при давлении до 1 кгс/см3 и
объемном расходе до 1000 м3/ч можно измерять с по-
мощью объемных счетчиков типа PG.
яз газопровода в случае
в
Рис. 8.25. Специальный предо-
хранительный клапан СППК1.
1 — корпус клапана; 2 — кла-
пан; 3 — шток; 4 — пружина;
5 — втулка для регулирования;
6 — выходной патрубок; 7 —
-седло клапана; 8 — входной
патрубок.
Регулирование давления газа
Для поддержания давления на заданном уровне
на ГРС устанавливаются автоматические регуля-
торы. По способу действия они делятся на регуля-
торы прямого и непрямого действия.
Регуляторы состоят из регулирующего клапана,
чувствительного и управляющего элементов.
На ГРС широко применяются пневматические
изодромные регуляторы 04-МСТМ-410 и пропорцио-
нальные регуляторы типа РД в комплекте с мембран-
ными регулирующими клапанами.
Регуляторы типа РД просты по конструкции,
надежны в работе, устойчивы против внутреннего
обмерзания и засорения сопла. Пропорциональный закон регулирования
в приборе достигается за счет пропорционального перемещения заслонки отно-
сительно сопла.
Схема регулятора представлена на рис. 8.26. Работа регулятора основана
на использовании деформации одновитковоп пружины, которая при раскручи-
вании воздействует на пневматическую систему. Манометрическая пружина 3
является чувствительным элементом измерительного устройства. В регуляторе
имеется также механизм ручного задатчика 4 п механизм пневматического пре-
образования. Работа регулятора протекает следующим образом. Увеличение
или уменьшение регулируемого давления вызывает перемещение вправо или
влево свободного конца манометрической пружины, что приводит к перемеще-
нию заслонки 5 относительно сопла 6. Прп этом заслонка поворачивается
вокруг передвижной оси 7 и прижимается к соплу прп помощи пружины.
К соплу 6 подводится сухой очищенный воздух пли газ с давлением 1,2—
300
1,4 кгс/см2 после редуктора (редуктор и фильтр поставляются комплектно
с регулятором). Расход воздуха (газа) на один регулятор составляет примерно
0,5—0,7 м3/ч). Давление воздуха (газа), поступающего к регулирующему кла-
пану. увеличивается прп закрытии заслонкп и уменьшается прп открытии ее.
Задатчиком 4 устанавливается то давление, которое должен поддерживать
регулятор.
Диапазон регулирования (пропорцпональностп) устанавливается путем
изменения положения осп 7 в прорези платы 8. на которой также закрепляется
сопло. Прп перемещении оси вверх чувстви-
тельность регулятора повышается, прп дви-
жении оси внпз — чувствительность умень-
шается (предел пропорциональности увели-
чивается). Для регуляторов тппа РД предел
пропорцпональностп составляет 3—5%. Да-
вление воздуха (газа) перед соплом и выход-
ное давление контролируются двумя мано-
метрами. Поскольку регулятор выпускается
бесшкальным. то для удобства его настройки
на ГРС обычно устанавливают вблизп регу-
Рис. 8.27. Стальной регулирующий кла-
пан с мембранным приводом.
Рпс. 8.26. Пневматический регулятор давления типа РД.
1 — дроссель; д — подвижный упор; з — манометрическая
пружина; 4 — задатчик; 5 — заслонка; 6 — сопло; 7 — ось;
8 — плата.
лятора манометр, по котором}' контролируют величину регулируемого давле-
ния. Регулятор может быть построен как на прямое, так и на обратное действие.
На рпс. 8.26 изображена прпнцпппальная схема регулятора, работающего
на режпме прямого действия (повышение давления газа вызывает увеличение
давления после регулятора). Перестройка регулятора достигается за счет
перестановки на правую сторону сопла, передвижной оси и пружины. В этом
случае увеличение давления газа до регулятора вызовет уменьшение давления
после регулятора.
На ГРС регулятор устанавливают в помещениях с положительной темпе-
ратурой. Прп наличии хорошо осушенного газа можно устанавливать регуля-
торы прп отрицательной температуре окружающей среды.
301
В качестве исполнительных механизмов в комплекте пневматических;
регуляторов на ГРС применяют регулирующие клапаны с мембранным при-
водом (рис. 8.27). При изменении сечения проходного отверстия клапана изме-
няются величина гидравлического сопротивления и давление на выходе кла-
пана. Перестановка клапана из одного положения в другое достигается за счет
действия командного газа на мембрану. При увеличении давления газа, дей-
ствующего на мембрану сверху, пружина мембранного привода сжимается,
и шток регулирующего клапана опускается. При уменьшении давления газа
шток регулирующего клапана поднимается. Полное перемещение штока регу-
лирующего клапана из одного крайнего положенпя в другое происходит прп
изменении давления в надмембранном пространстве от 0,15 до 0,95 кгс/см2
с отклонением ±0,05 кгс/сма. Регулирующие клапаны изготовляют двух типов:
ВО — воздух открывает, при подаче воздуха в мембранно-исполнительный
механизм (МИМ) регулирующий клапан открывается: ВЗ — воздух закрывает,
при подаче командного воздуха в МИМ регулирующий клапан закрывается.
На ГРС применяют регулирующие клапаны типа К, 25с48нж н 25с50нж, а также
клапаны типа ПРК и УКС, используемые в основном в схемах автоматического
управления ГРС.
Мембранный привод регулирующего клапана состоит из верхней 11 и ниж-
ней 12 крышек, между которыми плотно зажимается болтами резиновая мемб-
рана. Под мембраной расположен металлический диск 10, связанный со што-
ком 8 и прижимаемый к мембране при помощи пружины 9. Регулировка натя-
жения пружины производится при помощи втулки 7, ввернутой в корпус
исполнительного механизма. Усилие от резьбовой втулки на регулировочную
пружину 9 передается через подшипник 14 и опорное кольцо 13. Шток привода
и шток регулирующего клапана соединены между собой резьбовой втулкой 5.
Корпус исполнительного механизма крепится к верхней крышке 20 корпуса
регулирующего клапана посредством болтов 4. Верхняя 20 и нижняя 22 крышки
регулирующего клапана крепятся к корпусу 1 болтами 23 и 3. В верхней
крышке имеется сальниковое устройство, состоящее из грундбуксы 16.
втулки 18, накидной гайки 15 и сальника 17. Сальниковое устройство обеспе-
чивает герметичность регулирующего клапана и снижает трение при пере-
мещении штока. Внутрь сальника при помощи лубрикатора 19 периодически
подается смазка для предупреждения высыхания сальниковой набивки. В ниж-
ней крышке 22 имеется сливное отверстие с пробкой 24. Для наблюдения за
положением клапана на штоке укреплен указатель 6. В корпусе регулирующего
клапана установлены седла 2 и золотники 21.
Регулирующие клапаны выбирают в зависимости от давления и расхода
газа. При расчете производительности клапанов определяется коэффициент
производительности С при полном открытии клапана.
Для определения коэффициента С необходимо иметь следующие данные:
1) максимальную и минимальную часовую производительность;
2) плотность газа прп стандартных условиях;
3) давления перед клапаном и после него.
Коэффициент С вычисляется по формулам:
С =------- — (при р, > О.брД:
С =---------v г (при р2 0.5д,).
280и V нйЬл
302
Таблица 8.5
Значения коэффициента производительности С
Условный Марка клапана
цпаметр, уу ИРК УНС-64 2эс48нж и 25с50нж
6 — 0,3 0.10; 0.16; 0.25
9 — 0,7 — —
15 5 — 0,40; 0,64; 1.00 —
20 8 — — —
25 14 — 1,60; 2,50 3,5; 6.5; 10,5
40 32 —. — —
50 50 — — 26; 40
80 100; 80 — .— 87; 100
100 210 — — 160
125 — — .—. 250
150 425 —- .— 360
200 — — —• 640
где и р2 — давленпя до клапана и после него в кгс/см’2; Q — максимальный
объемный расход газа прп нормальных условиях в м3/ч; р — плотность газа
прп стандартных условиях (t = 20' С п р = 760 мм рт. ст.): Z — коэффициент
сжимаемости; t — температура газа перед клапаном в 'С.
По вычисленному коэффициенту производительности С для максимального
расхода по табл. 8.5 находится ближайший условный диаметр выбранного типа
регулирующего клапана.
Если регулирующий клапан должен работать в условиях значительного
изменения расходов, то коэффициент С вычисляется также для минимальной
нагрузки.
Применяемые на ГРС регуляторы типа 04-МСТМ-410 и РД в комплекте
с мембранным регулирующим клапаном не обеспечивают необходимой надеж-
ности работы. Регуляторы не приспособлены к длительной работе без частых
осмотров и подстроек.
Основные недостаткп мембранных регулирующих клапанов:
1) неустойчивая работа прп больших перепадах давления;
2) недостаточная герметичность перекрытия проходного сечения при закры-
том состоянии клапана:
3) малая динамическая устойчивость п подверженность вибрациям, которые
приводят к поломкам подвижных частей клапана;
4) высокпй уровень шума, превышающий допустимую норму.
В институте ВНИИГаз разработаны регуляторы прямого действия типа РД.
Регуляторы пригодны для одноступенчатого редуцирования с подогревом газа
в теплообменниках.
Устройство регулятора представлено на рис. 8.28. Регулятор состоит
из двух основных частей: дроссельного устройства (регулирующего клапана)
и мембранного приводи. Мембранный привод состоит из резиновой мембраны 5
с двумя дисками 7. Мембрана жестко соединена штоком 3 с клапаном 9. Мем-
брана разделяет мембранный привод на две камеры — надмембранную и под-
мембранную. В надмембранную камеру подводится газ с постоянным заданным
давлением, подмембранная камера сообщена с трубопроводом выходной сто-
роны регулятора. Газ отбирается из трубопровода со стороны высокого давле-
ния, которое снижается при помощи специального редуктора до заданной
величины.
303
Дроссельное устройство регулятора, разгруженное высоким давлением,
состоит из корпуса 1, седла 8 и клапана 9. Последний снабжен резиновым уплот-
Рис. 8.28. Регулятор давления прямого действия типа РД.
1 — корпус регулятора; 2 — втулка; 3 — шток; 4 — кор-
пус мембранного привода; 5 — мембрана; б — крышка
привода; 7 — диск; в — седло; 9 — клапан; 10 — уплотни-
тель; 11 — крышка корпуса регулятора.
соответствующее постоянное давление в надмембранной камере (камере задания).
Основные технические данные регуляторов типа РД приведены в табл. 8.6.
Регуляторы типа РД мон-
тируются мембранным приводом
вверх (рис. 8.29) между двумя
отключающими кранами пли
задвижками 1. Расстояние ме-
жду регулятором и входным
краном должно быть не менее
пяти диаметров, а между регу-
лятором и выходным краном —
не менее десяти диаметров
трубы.
Давление задания регуля-
тора 6 поддерживается редукто-
ром 3. Газ к редуктору подво-
дится от входного трубопровода. Давленпе после редуктора контролируется
манометром 4, который установлен на крышке мембранного привода. Выходное
нителем, обеспечивающим гер-
метичное перекрытие проход-
ного сечения клапана в случае
прекращения расхода газа при
работе регулятора. В дроссель-
ном устройстве газ проходит
через кольцевой зазор, образу-
ющийся между седлом 8 и кла-
паном 9. Корпус мембранного
привода 4 и нижняя крышка
регулятора крепятся к корпусу
1 прп помощишпплек с гайками.
Процесс регулирования да-
вления протекает следующим
образом. Прп повышении пли
понижении регулируемого да-
вления нарушается равновесие
сил на мембране, которая будет
перемещаться, изменяя поло-
жение клапана до тех пор. пока
не наступит равновесие сил,
действующих на мембрану снизу
и сверху. Таким образом, в за-
висимости от положения кла-
пана будет изменяться количе-
ство протекающего через регу-
лятор газа, благодаря чему и
поддерживается заданное давле-
ние на выходе. Чтобы получить
на выходе регулятора новое
давление, необходимо установить
304
. - Таблица 8.6
Основные технические данные регуляторов давления
Параметры -- Марка регулятора
РД- 50 РД-SO РД-100
Условный диаметр, мм 50 80 100
Давление, кгс/си2; условное 64 64 64
рабочее 00 □ 0 00
Пропускная способность регулятора (при РвХ = 50 кгс/см2). м3/ч . . . 28 000 76 000 100 000
Допустимая неравномерность регу- лятора, кгс/см2 0,3 0,3 0,3
Диапазон настроим выходного дав- ления. КГС;СМ2 1,5—20 1.5—20 1,5-20
давление после регулятора контролируется манометром 5, установленным
на импульсном трубопроводе. Газ поступает в редуктор, предварительно
пройдя осушитель 2. Регулятор типа РД работает бесперебойно в течение
3—6 месяцев без наблюдения и ухода.
Регулятор РДО-1, конструкция которого разработана СКВ Газприбор-
автоматика, предназначен для автоматического регулирования давления газа
и автоматической отсечки газа на входе в регулятор в случае повышения регу-
лируемого давления сверх допустимого.
В схемах двухступенчатого редуцирования при малых колебаниях расхода
на ГРС устанавливаются постоянные дроссели. На второй ступени редуциро-
вания могут быть установлены дроссельные камеры, конструкции которых
разработал ВНИИГаз. Дроссельные камеры облегчают работу регулирующих
клапанов первой ступени и значительно снижают уровень шума на ГРС.
Температурный режим газораспределительных станций
Газораспределительные станции, как известно, предназначены для приема
газа высокого давления пз магистральных газопроводов, снижения и поддер-
жания давления на заданном уровне.
Снижение давления газа на ГРС приводит к значительному охлаждению
газа, особенно при больших перепадах давления.
Охлаждение газа является причиной образования гидратов и обмерзания
регулирующих клапанов, запорной арматуры, контрольно-измерительных при-
боров и трубопроводов. Гпдратообразование и обмерзание коммуникаций
значительно усложняют условия эксплуатации ГРС, приводят к перебоям
в снабжении газом потребителей, нарушают нормальную работу контрольно-
измерительных приборов и исключают возможность полной их автоматизации.
Прп проектпровании п эксплуатации ГРС для выявления условий гидрато-
образованпя и обмерзания оборудования необходимо знать температуру газа
после регулирующего клапана. Рассмотрим изменение температуры газа при
дросселировании его на регулирующем клапане.
На основании первого начала термодинамики имеем:
67* — 67** — di —vdp,
(8.124)
305
20 Заказ 191
где 8q* — количество тепла внешнего теплообмена ($q* — 0 пренебрегаем
вследствие малости поверхности теплообмена), 67** — количество тепла вну-
треннего теплообмена; di — изменение энтальпии газа
di = Cpdt — CpDtdp’,
Ср — теплоемкость газа прп постоянном давлении: Di — коэффициент Джо-
уля — Томсона; v — удельный объем газа: р — давление газа: t — темпера-
тура газа.
Удельная потенциальная работа vdp идет на повышение кинетической
энергии газа и на преодоление сил трения в регулирующем клапане.
Если считать, что работа, переданная телам внешней системы и затрачен-
ная на изменение положения газа по высоте, равна нулю, будем иметь:
— vdp — d 6Z**,
где w — линейная скорость газа; 6/** — работа, затраченная на преодоление
сил трения.
Имеем условие:
&q** = 6Z**.
После преобразования уравнения первого начала с учетом приведенных
соотношений получим
Cpdt — CpD;dp — d = 0.
Теплоемкость газа и коэффициент Джоуля — Томсона зависят от давленпя
и температуры.
Для упрощения решения задачи этп величины примем постоянными и рав-
ными средним значениям для рассматриваемого процесса.
Как следует из дифференциального уравнения, температура газа зависит
от перепада давления, коэффициента Джоуля — Томсона и изменения линейной
скорости газа.
Изменение температуры на элементарном участке процесса
dt = Dtdp —^—d ( .
Ср \ 2 /
После интегрирования от состояния ZjPj и и>1 до состояния Z2, р, и w\
получим температуру газа после регулирующего клапана:
| „.2_,.2
—A(Pi~Р;) —2 2 (8.125)
При малых изменениях линейной скорости газа влиянием скорости по
сравнению с эффектом дросселирования можно пренебречь:
t2^t1~Di(p1 — p.2). (8.126)
Рассмотрим конкретный пример. Определить температуру газа (метана)
на выходе из газораспределительной станции, если температура газа до регули-
рующего клапана была = 0; С. абсолютное давление рг — 4-10® Н/м2.
абсолютное давление после клапана р2 = 10е Н/м2, линейная скорость газа
до клапана = 30 м/с.
306
Для метана средняя величина теплоемкости при постоянном давлении
может быть принята равной С„ = 2300 Дж/(кг :С). Коэффициент Джоуля —
Томсона Dt = 4-10“ б; С/(Н/м2).
Если диаметры трубопроводов до и после регулирующего клапана равны
между собой, то можно считать, что скорость газа после клапана приближенно
равна:
и>, = 1^ — = 30 4 1 - =120 м/с.
1 р2 1и°
Температура газа после регулирующего клапана
Д = К - D: (Р1 — p.J - р-=
= 0 - 4 • 10-S (4,0 - 1.0) 106-= -14.9 -'С.
• ' 2 23l"J
Пз приведенного расчета следует, что температура газа в рассмотренном
случае снижается главным образом под влиянием эффекта Джоуля — Томсона.
Технологические схемы и компоновка ГРС
Газораспределительные станции могут быть рассчитаны для снабжения
одного или нескольких потребителей. Сооружаются они в настоящее время
как по типовым проектам Гппрогаза (ТР-884. ТР-885 и ТР-886), так и по инди-
видуальным проектам.
Типовой проект ТР-884 представляет собой проект автоматизированной
ГРС с надомным обслуживанием производительностью до 100 000 и до
170 000 м3/ч (при давлении газа на входе 10 кгс см2) соответственно с одним
и с двумя потребителями. Проект содержит набор отдельных узлов ГРС, из
которых можно скомпоновать ГРС производительностью 20 000—200 000 м3/ч
и более при входных давлениях осушенного газа 8—64 кгс/см2. Для неосушен-
ного газа по этому проекту можно сооружать ГРС при давлениях газа на входе
до 20 кгс/см2. Прп давлениях на входе свыше 20 кгс/см2 и производительности
более 50 000 м3/ч такие ГРС могут применяться только с дополнительным
подогревом регулирующих клапанов. По типовому проекту ТР-884 можно
строить большое число ГРС как с одним, так и с двумя потребителями и с раз-
личной компоновкой технологического оборудования.
Схема ГРС на двух потребителей, выполненная по типовому проекту
ТР-884, представлена на рис. 8.30. Работа газораспределительной станции
по данной схеме сводится к следующему. Газ из входного газопровода поступает
в узел отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пыле-
уловители пли виспиновые фильтры. После очистки газ поступает в узел реду-
цирования одного и другого потребителей, где происходит снижение давления
до заданных велпчпн и автоматическое поддержанпе давления на этом уровне.
Затем газ направляется в выходные газопроводы потребителей, на каждом
из которых производится измерение расхода газа и его одоризация.
Технологической схемой предусматривается возможность непродолжитель-
ного снабжения газом потребителей по байпасным линиям, минуя ГРС. Эта
вынужденная мера вызывается авариями на ГРС или ремонтными работами.
Дросселирование газа прп этом осуществляется при помощи кранов вручную.
Для защиты потребителей от недопустимого повышения давления на выход-
ных газопроводах ГРС установлены пружинные клапаны.
Проект ТР-885 представляет собой автоматизированные ГРС с надомным
обслуживанием с подогревом газа производительностью до 50 000 м3/ч (при
20* 307
Рис. 8.30. Типовая схема
ГРС на два потребителя
по ТР-884.
а —узел дистанционного
управления краном; б —
гидроприставка; в — га-
зовый фильтр; г — при-
борные фильтр и редук-
тор; о — переходник;
1 — манометр, показы-
вающий ОБМГИ-160; 2,
3,4 — манометры, пока-
зывающие ОВМ-160; .5 —
И-обралиый манометр
Ш’-620; <>, 7—манометры
электрокоптактпыс ЭКМ;
8, 9 — термометры тех-
нические ртутные; зо,
1/ — диафрагмы камер-
ные ЦКIГ-25; 30я, 30°,71я,
ззб— дифманометры по-
плавковые Д 11-4.40; 32,
зз — регуляторы давле-
ния рд или МСТМ-410
в комплекте с фильтрами
и Редукторами; 12я, 32^,
32я, 33я зз6, 'ззя — кла-
паны, регулирующие ВО
тика 1< (ру= 64 кге/ем2);
34 — редуктор кислород-
ный; 33 — регулятор
низкого давления РД-32
или РД-20; за — разде-
лительный сосуд; 37 —
разделительный сосуд с
автомата ч ее ким запор -
ным клапаном; 38, 39,
20 - - изолирующие фла-
нцы. Расположение кон-
трольно-измерительных
приборов на схеме: / —
в помещении регулиро-
вания и па месте отбора
показаний; II — в поме-
щении расходомеров;
III — на щите сигнали-
зации ГРС; IV — на щи-
тах и в помещении опе-
раторов.
давлении газа на входе 10 кгс/см2). Такие ГРС можно применять при посту-
плении неосушенного газа с давлением более 20 кгс/см2. Для борьбы с гидрато-
образованием предусмотрен подогрев газа в теплообменниках. На этой ГРС
(рис. 8.31) газ после очистки проходит через теплообменник специальной кон-
струкции и затем направляется на узел редуцирования.
На рис. 8.32 показана схема ГРС по типовому проекту ТР-886.
Газораспределительные станции размещаются вне черты перспективной
застройки города, населенного пункта или промышленного предприятия.
Расстояние от ГРС до населенного пункта должно быть не менее 300 м (при
давлении 25 кгс/см2).
Рис. 8.31. Типовая схема с подогревом газа по ТР-885.
Условные обозначения см. на рис. 8.30.
Регуляторы давленпя и контрольно-измерительные приборы размещаются
в помещениях, остальное оборудование — на открытых площадках.
При редуцировании газа по одной нитке газопровода предусматривается
вторая резервная. При редуцировании газа по двум ниткам газопровода пред-
усматривается третья резервная.
При редуцировании всего количества газа регулирующими клапанами по
нескольким ниткам газопровода резервной нитки не предусматривается. Макси-
мальная производительность одной нитки газопровода должна быть не более
90% от величины минимального потребления. Число ниток газопровода опре-
деляется делением максимального расхода ГРС на производительность одной
нитки. При редуцировании в две ступени расстояние между клапанами при-
нимается не менее 10 диаметров большого клапана.
Диаметр трубопровода между клапанами выбирается из условия, что
линейная скорость газа не должна превышать 30 м/с при максимальном его
расходе.
На входе и выходе регулирующих ниток газопровода устанавливается
запорная арматура.
309
При установке очистных устройств вне помещения площадка ГРС огра-
ждается забором высотой не ниже 2 м. Вытяжная свеча устанавливается вне
площадки на расстоянии 10 м от узла отключающих устройств.
Расстояния между трубопроводами на ГРС должны быть не менее 500 мм
между выступающими частями для трубопроводов диаметром более 400 мм
и не менее 400 мм для трубопроводов диаметром менее 400 мм.
Рис. 8.32. Типовая схема ГРС по TP-8S6.
Условные обозначения см. на рис. 8.30.
Узел отключающих устройств должен располагаться на расстоянии не
менее 10 м от здания ГРС или от установки масляной очистки. Установка мас-
ляной очистки располагается на расстоянии не менее 10 м от здания ГРС и от
узла отключающих устройств.
В помещении ГРС должен предусматриваться основной проход шириной
не менее 1 м.
Расстояние между аппаратами, наполненными маслом, принимается рав-
ным их наружным диаметрам, но не менее 2 м, для сухих аппаратов — 1 м.
Температура в отапливаемых помещениях ГРС. работающих без постоян-
ного персонала, поддерживается не менее - -5е С.
310
Очистка и одоризация газа
Очистка газа от пыли предусматривается на входе в ГРС и должна обеспе-
чивать улавливание твердых частиц размером от 10 микрон (10 мкм) и более.
На газораспределительных станциях можно устанавливать масляные,
висциновые и циклонные пылеуловители и сухие фильтры.
Очистка газа в масляных пылеуловителях происходит за счет уменьшения
скорости потока и контакта его с соляровым маслом. На ГРС устанавливают
пылеуловители с внутренним диаметром 1000,
1200/1400 и 1600 мм. '
Пылеуловитель представляет собой цилиндри-
ческий сосуд высокого давления, внутреннюю
полость которого можно разделить на три секции
("рис. 8.33): нпжнюю. промывочную А, в которой
все время поддерживается установленный уро-
вень масла; среднюю, осадительную Б, где газ
освобождается от взвешенных частиц масла;
верхнюю, отбойную В. где происходит оконча-
тельная очистка газа от уносимых частиц масла.
Нижняя секция снабжена контактными трубками
6. имеющими внизу продольные прорези — щели
для создания завихрения потока. В отбойной
А
Рис. 8.33. Масляный пылеулови-
тель.
К
//
/2
Рис. 8.34. Схема установки для очистки газа в масляных пыле-
уловителях.
секции имеется скрубберная насадка 8. состоящая пз швеллерных или жалю-
зийных секции с волнообразными профилями.
Процесс очистки газа в пылеуловителе происходит следующим образом.
Поступающий в пылеуловитель через патрубок 4 газ ударяется о козырек 3
и соприкасается с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устре-
мляется по контактным трубкам 6. захватывая с собой частицы масла. В оса-
дительной камере (от перегородки 5 до перегородки 10) скорость потока газа
резко снижается, в результате чего происходит осаждение механических частиц
и частиц жидкости (размером 0,25 мм и более). Осажденные частицы по дре-
нажным трубкам 11 стекают в нпжнюю секцию аппарата. После осадительной
камеры газ, освобожденный от более крупных частиц, поступает в отбойную
секцию, где происходит окончательная его очистка. Осевший на отбойной сек-
ции шлам стекает также по дренажным трубкам в нижнюю камеру И. Очищен-
ный газ через выходной патрубок 9 поступает на редуцирование.
311
Удаление загрязненного масла производится периодически продувкой через
трубу 13 в отстойник масла. Полная очистка пылеуловителя от загрязнений
производится через люки 1 и 7. Чистое масло подается для пополнения через
трубу 12 из аккумулятора масла. Уровень масла контролируется уровне-
мером 2. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен под-
держиваться на 25—50 мм ниже концов контактных трубок.
Установка масляных пылеуловителей (рис. 8.34) включает в себя масляные
пылеуловители 1, отстойники масла 3, аккумулятор масла 2, короб для сбора
грязного масла 4, емкости для чистого масла 5 и 6 и насос 7.
Объем масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 0,87 м®
при его диаметре 1000 мм и 2.65 м3 при диаметре 1600 мм. Расход масла допу-
скается 25 г на 1000 м3 газа.
Пропускная способность Q (в м®/сут) масляного пылеуловителя может
быть определена по формуле ВНППГаза
935 000^
i \ Рг J
где D — внутренний диаметр пылеуловителя в м; р — рабочее давление газа
в пылеуловителе в кгс/см2; Т — температура газа в пылеуловителе в К; рж —
плотность смачиваемой жидкости в кг/м3; рг — плотность газа при рабочих
условиях.
Висциновые фильтры устанавливают на ГРС небольшой производитель-
ности (до 50 000 м3/ч). Их можно размещать в помещении или на открытой пло-
щадке. Нормы расхода висцинового масла 5 г на 1000 м3 газа. Висциновые
фильтры рекомендуется применять при очистке газа с небольшой запылен-
ностью.
В висциновых фильтрах (рис. 8.35) газ проходит через слой насадки из
колец Рашига, которые помещаются россыпью между двумя металлическими
сетками. Поверхность колец покрывается липкой масляной пленкой, на которой
312
оседают и задерживаются мелкие механические примеси. Для более тонкой
очистки применяется двухрядное расположение очистных органов в висциновом
фильтре. Висцпновые фильтры изготовляют диаметром 500. 600, 800 и 1000 мм.
Расчет пропускной способности впсциновых фильтров производится по
допустимой скорости газа (не более 1 м/с на полное сечение фильтра).
Ввиду относительной малой активной поверхности висциновых фильтров
необходимо довольно часто восстанавливать в них масляную пленку. О загряз-
ненности насадок судят по перепаду давления газа на висциновых фильтрах.
Процесс восстановления работоспособности фильтров довольно трудоемкий.
Он требует применения пара и органических растворителей, громоздкого обо-
рудования (ванны, стеллажи и др.) и выполняется вручную. При проведении
работ по регенерации активной пленки виспинового фильтра последний отклю-
чается запорными кранами от газопровода, и газ из отключенного участка
выпускается. Затем открывают люки на корпусе фильтра и извлекают загряз-
ненную насадку. Обычно в качестве растворителя используется керосин, кото-
рым промывают насадку. После промывки насадку опускают в висциновое
масло. Затем ее извлекают из масла, выдерживают на стеллажах для стекания
лишнего масла и загружают в фильтр.
Для обнаружения утечек газа и наличия его в воздухе в газ вводят сильно
пахнущие вещества — одоранты. В качестве одоранта в настоящее время
используется этилмеркаптан. обладающий резким неприятным запахом.
С Свойства этв.тмеркаптапа (C3H5SH)
Плотность в жидком состоянии, кг/м3 .............. 846—865
Молекулярный вес. кг.............................. 62,136
Плотность паров при £ = 0?С п р = 76б мм рт. ст.),
кг/м3............................................. 2,77
# Температура. ?С:
воспламенения с воздухом............................ 299
кипения .......................................... 37
Пределы взрываемости, %
нижний ......................................... 2,8
верхний ......................................... 18,2
Одоризация газа производится на выходном трубопроводе из ГРС. Газ,
поступающий бытовым потребителям, должен быть одоризирован. Газ, посту-
пающий ла промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации.
Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять Vs
от нижнего предела взрываемости. Минимальное количество одоранта в газе
должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении
ощущался запах одоранта. Из этих условий рассчитана норма расхода одоранта.
Она составляет для этилмеркаптана 16 г на 1000 м3 газа.
Одоризация должна производиться путем автоматического ввода одоранта,
количество которого пропорционально расходу газа.
На рис. 8.36 представлена схема полуавтоматической одоризационной
установки. Она обеспечивает пропорциональную подачу одоранта.
Работа установки происходит следующим образом. На пути газового
потока в газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создается опреде-
ленный перепад давления Др в зависимости от расхода газа. Газ с давлением рх
до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление на столб
одоранта, равное
Pi~Hopg.
313
Из бачка 3 одорант по трубопроводу через фильтр 2 и калиброванное
сопло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление,
при котором осуществляется выход одоранта из сопла, будет равно hpg 4- Ар.
Составляющая hpg, т. е. давление столба жидкости при данной конструкции
установки, всегда будет постоянным, а перепад давления Ар — переменным.
Поскольку перепад давлений изменяется в зависимости от количества газа,
проходящего через диафрагму,
то этим и будет достигаться про-
порциональность расхода одо-
ранта и газа.
Расход одоранта контроли-
руется визуально по уровне-
- мерз7 Заполнение бачка одо-
д рантом производится передавли-
;; Л ванием из емкости 8. Редуктор 7
—1—- служит для создания в емкости
необходимого давления, которое
контролируется манометром 6.
На емкости установлен предо-
хранительный клапан 5. В слу-
чае прочистки сопло откло-
няется с помощью задвижек 10.
Газорегуляторные пункты
Рис. 8.36. Схема полуавтоматической одоризационной уста-
новки.
Газорегуляторные пункты
предназначаются для снижения
давления и автоматического под-
держания его на заданном уровне. Они сооружаются в городах, населенных
пунктах, а также на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях.
Газорегуляторные пункты связывают сеть высокого или среднего давления
с сетью низкого давления. Их устанавливают также для снижения давления
Рис. 8.37. Технологическая схема газорегуляторного
пункта.
1— входной газопровод: 2, 6 и 9 — задвижки; з—фильтр;
4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давле-
ния; 7—выходной газпоровод; 8 — обходной газопровод
с высокого до среднего.
Газорегуляторные пункты
включают в себя следующее обо-
рудование: регулятор давления
газа, фильтр для очистки газа от
пыли, предохранительный клапан,
прекращающий подачу газа при
повышении давления сверх задан-
ного, запорные краны илп за-
движки, обходной газопровод и
контрольно-измерительные при-
боры. Схема газорегуляторного пункта представлена на рис. 8.37. Газ, посту-
пающий на газорегуляторный пункт, проходит через фильтр, где очищается
от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан
и регулятор давления, где происходит дросселирование его до заданного
давления.
Предохранительный клапан автоматически перекрывает трубопровод в слу-
чае повышения выходного давления сверх заданного, что может быть вызвано
неисправностью регулятора давления.
314
Давление газа до регулирующего клапана и после него измеряется показы-
вающими пли регистрирующими манометрами.
Некоторые газорегуляторные пункты промышленных и коммунальных
потребителей оборудуются приборами для измерения количества газа: диаф-
рагмы с дифференциальными
манометрами или ротацион-
ные счетчики.
Прп аварийном выклю-
чении регулятора давления
Рис. 8.39. Сварной волосяной фильтр.
1 и 4 — входной и выходной патрубки; 2 — крышка фильтра;
з — фильтрующая кассета с металлической сеткой и набивкой
(конский волос или капроновая нить); 5 — заглушка для уда-
ления пыля из сборника; в — отбойный лист.
рис. 8.38. Волосяной фильтр в чугун-
ном корпусе.
1 — крышка фильтра; 2 — корпус
фильтра; з — кассета с металлической
сеткой и фильтрующей набивкой.
подача газа производится через обходной газопровод. Давление газа ре-
гулируется вручную с помощью задвижек.
Газорегуляторные пункты размещаются в специальных наземных или под-
земных помещениях. Наибольшее распространение получили наземные газо-
регуляторные пункты.
Газорегуляторные пункты подают газ
в газопроводы низкого давления отдельных
районов города или поселка. Местные пункты
называются газорегуляторными установками
и служат для подачи газа промышленным и
коммунальным предприятиям.
Для очистки газа от механических при-
месей на газорегуляторных пунктах и уста-
новках устанавливаются волосяные фильтры,
а в узлах регулирования — волосяные п сет-
чатые угловые фильтры. Все фильтры хорошо
очищают газ, просты по конструкции п
удобны в эксплуатации.
Промышленностью выпускаются воло-
сяные фильтры с литым чугунным корпусом
(рис. 8.38). которые компонуются с регуля-
тором давления соответствующего размера.
Чугунные фильтры не всегда обеспечивают
пропускную способность устанавливаемых
в комплекте с ними регуляторов давления
Таблица 8.7
Основные данные волосяных
и угловых фильтров
Марка Условный диа- метр, мм Пропускная способность, м3/ч Вес, кг
Волосяные фильтры
3895-00 50 6 470 60
3850-00 100 15 000 125
3890-00 200 36 350 310
Угловые фильтры
ШП2-14-00 25 500 5,7
ШШ-17-00 40 1000 9,0
372-00 50 2000 12,0
типа РДУК-2.
Фильтрующим элементом фильтра является кассета, которая представляет
собой кольцо, обтянутое с обеих сторон металлической сеткой. Внутренняя
315
полость кассеты заполняется фильтрующим материалом, в котором задержи-
ваются мелкие частицы пыли (крупные частицы осаждаются перед кассетой).
Институтом «Мосгазпроект» разработана конструкция волосяных фильтров
с условным диаметром 50, 100 и 200 мм, рассчитанных на рабочее давление 6
и 12 кгс/см2. Пропускная способность фильтров приведена в соответствии
с пропускной способностью газорегуляторов (табл. 8.7).
Фильтр (рис. 8.39) состоит из сварного стального корпуса, внутри которого
имеется кассета с металлической сеткой и фильтрующим материалом. На входе
отбойный лист для защиты фильтрующего
элемента кассеты от повреждения круп-
ными частицамп. Сверху корпус закры-
вается плоской крышкой для фильтров
Dy = 50 мм илп эллиптической для филь-
тров, у которых условный диаметр равен
100 и 200 мм.
газа перед кассетой установлен
| Вход
| газа
Рис. 8.40. Угловой сетчатый фильтр.
1 — крышка фильтра; 2 — корпус фильтра; 3
и 7 — выходной и входной фланцы; 4 и 6 —
штуцеры для подключения манометров; 5 —
стакан с фильтрующей металлической сеткой.
В нижней части фильтра име-
ется сборник для крупных частиц,
которые удаляются через патрубок
с заглушкой.
Фильтры больших размеров
!Ч/ ///2
Рис. 8.41. Схема универсального регулятора давления
РДУК.
1 — входной трубопровод; 2 — импульсная линия вход-
ного давления; 3 — импульсная линия от головки пи-
лота в подмембранное пр остранство регулятора давления;
4 — пилот; 5 — импульсная линия подмембранное про-
странство регулятора — выходной газопровод; 6 — мем-
брана пилота; 7 — регулирующая пружина пилота; 8 —
корпус клапана; 9 — выходной газопровод; 10 — им-
пульсная линия пилот—выходной газопровод; 11 —
импульсная линия подмембранное пространство клапа-
на — выходной газопровод; 12 — мембранная коробка;
13 — мембрана клапана; 14 — колонка штока клапана.
15 — тарелка клапана.
имеют значительный вес. Поэтому они оборудованы опорами. Фильтры услов-
ным диаметром 50 мм опор не имеют. Для волосяных сварных фильтров уста-
новлен предельный перепад давления газа, равный 1000 мм вод. ст. Фильтру-
ющую кассету рекомендуется очищать, когда перепад давления газа достигнет
500—600 мм вод. ст. Выбор фильтра следует производить из условия, что
перепад давления газа на чистой кассете не должен превышать 300 мм вод. ст.
Общий перепад давления газа в фильтре определяется суммой перепадов
давлений на кассете и в корпусе фильтра. Для заданного расхода общий перепад
давления на фильтре можно определить по графикам.
Для установки на проектируемом газорегуляторном пункте может быть,
выбран чугунный или сварной стальной фильтр в зависимости от производи-
тельности и допустимого перепада давления.
Основной недостаток волосяных фильтров — сравнительно быстрая
их загрязненность и в связи с этим резкое увеличение сопротивления.
Для очистки газа на газорегулирующих установках и в шкафных газо-
регуляторных пунктах применяют угловые сетчатые фильтры (рис. 8.40),.
основные данные которых приведены в табл. 8.7.
316
Фильтр состоит из чугунного корпуса с фланцевым или муфтовым соеди-
нением. Фильтрующим элементом является стакан, обтянутый металлической
сеткой. Сетка имеет размеры ячеек 0,4—0,5 мм и выполнена из проволоки
диаметром 0,25 мм. Стакан устанавливают в корпусе и закрывают чугунной
крышкой с резьбовым соединением.
Допустимый перепад давления газа на сетке фильтра не должен превышать
200 мм вод. ст. Общие потери складываются из перепада давления на корпусе
(30 — 40%), в стакане (50 — 60%) и на фильтрующей сетке (1 — 2%).
Степень загрязнения фильтра определяется по перепаду давления. При
возрастании перепада открывается крышка, стакан с сеткой вынимается, про-
мывается или заменяется новым.
Для автоматического регулирования давления на регуляторных, пунктах
в настоящее время получили распространение универсальные регуляторы
давления типа РДУК. Они предназначены для снижения давленпя с высокого
на среднее и низкое и со среднего на низкое.
Универсальный регулятор (рис. 8.41) состоит из чугунного литого корпуса,
мембранной коробки и регулятора управления (пилота).
Если газ в газопровод не подается, регулирующий клапан находится
в закрытом положении. Клапан регулятора (пилота) открыт под действием
регулировочной пружины.
При подаче газа на вход регулятора газ поступает в регулятор управления
по импульсной трубке 2 и по трубке 3 в подмембранную полость клапана. Далее
газ проходит по трубке 10 в выходной газопровод.
Мембрана под давлением газа поднимается, и клапан регулятора откры-
вается. Через открытое седло клапана газ поступает в выходной газопровод.
Давление газа в выходном газопроводе по импульсным трубкам 5 и 11 пере-
дается в надмембранное пространство регулятора и в надмембранное простран-
ство регулирующего клапана. В зависимости от настройки пружины уста-
навливается равновесие мембран.
Газ в подмембранное пространство поступает через дроссель. Из трубки 10
в выходной газопровод газ выходит через дроссель, что создает избыток давле-
ния в подмембранном пространстве по сравнению с давлением в надлтембранном
пространстве.
При увеличении отбора газа потребителями давление на выходе регулятора
будет снижаться. Клапан пилота откроется еще больше, давление в под-
мембранном пространстве увеличится, и крышка клапана поднимется. Таким
образом давление в выходном газопроводе восстановится.
При перепаде давления на регулирующем клапане, равном 1 кгс/см2,
и плотности газа при стандартных условиях, равной 0,73 кг/м3, производи-
тельность регуляторов составляет (в м3/ч):
РДУК-2-50 ........................................ 920
РДУК-2-100:
с клапаном Z> = 50 мм . ........• ....... 1430
с клапаном 0 = 70 мм.......................... 3430
РДУК-200 с клапаном 0=140 мм...................... 11720
Для защиты выходных газопроводов от превышения установленного давле-
ния на газорегуляторных пунктах устанавливаются предохранительные запор-
ные клапаны и сбросные устройства.
317
Предохранительные клапаны выпускаются в двух модификациях: высокого
и низкого давления. При отклонении давления от заданного чувствительная
мембрана приводит в действие систему грузов, и тарелка клапана перекрывает
поступление газа.
В качестве сбросных устройств применяются жидкостные затворы и пру-
жинные клапаны более высоких давлений.
Влияние газохранилищ и емкостей магистральных газопроводов
на режим работы систем газоснабжения
Характер использования газа городскими потребителями приводит к тому,
что потребление газа по периодам года и в течение суток не бывает постоянным.
Соотношение различных потребителей и характер использования газа ими
создает в каждом городе свою неравномерность потребления.
Задача городской газовой сети — обеспечивать потребителей газом по-
стоянно и в достаточном количестве. Особенно остро встает вопрос газоснабже-
ния в часы максимального потребления. Магистральные газопроводы не рассчи-
таны на подачу количества газа, соответствующего максимальному потребле-
нию. В связи с этим для обеспечения газом потребителей в моменты пик расхода
газа служат подземные газохранилища и используется аккумулирующая спо-
собность магистральных газопроводов.
В случае отсутствия газохранилищ магистральный газопровод рассчиты-
вается на расход газа, соответствующий наибольшему потреблению в зимний
период.
Учет количества газа.
Эксплуатация газораспределительных сетей
Учет количества газа в городских газораспределительных сетях осуще-
ствляется с целью коммерческих расчетов. Кроме того, расход газа является
технологическим параметром, характеризующим режим работы газовой
сети.
Количество газа учитывается обычно в единицах объема. Для коммерче-
ского учета расхода газа на ГРС и в городских газовых сетях применяются
поплавковые дифманометры. Доля этих приборов составляет более 90% . Для
давлений до 1 кгс/см2 применяют объемные счетчики типа PC, рассчитанные
на расход газа 25—1000 м3/ч.
Диспетчерская служба городского газоснабжения служит для организации
снабжения газом бытовых, коммунальных и промышленных потребителей.
В задачу диспетчерской службы входит наблюдение и изучение режима по-
требления газа, режима работы газовых сетей.
Диспетчерская служба следит за состоянием системы городского газоснаб-
жения, обеспечивает безопасность эксплуатации газовой сети.
Диспетчер управляет работой газораспределительных станций и газо-
распределительных пунктов, оказывает влияние на работу буферных потреби-
телей и т. д.
В период наибольшего расхода газа подача его буферным потребителям
может быть прекращена. В этом случае буферные потребители переводятся
на топливо других видов.
318
Основная задача эксплуатации газораспределительных сетей — наблю-
дение и содержание газопроводов и сооружений в таком состоянии, которое
обеспечивает бесперебойную и безопасную подачу газа потребителям.
Газопроводы, арматура газопроводов и сооружения периодически осматри-
ваются и ремонтируются. Наблюдение за состоянием газопроводов и оборудо-
вания производится путем обхода трасс газопроводов и систематической про-
веркой колодцев подземных сооружений на загазованность. Работа газовой
сети контролируется также по давлению газа у потребителей. Отклонения
от нормальных давлений указывают на неисправность сети.
В задачи эксплуатации входит также подключение новых потребителей
газа.
Глава 9
ГАЗГОЛЬДЕРЫ
' § 1. СИСТЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
В системе газоснабжения городов и промышленных предприятий при-
меняются различные горючие газы. Наиболее широко используются природные
газы чисто газовых месторождений. Они состоят главным образом из метана
с небольшим количеством примесей тяжелых углеводородов.
Природные газы газонефтяных месторождений содержат метан и значи-
тельное количество тяжелых углеводородов (пропан и бутан). Состав и тепло-
творная способность этих газов могут изменяться в широких пределах.
Искусственные газы вырабатываются на специальных газовых заводах.
В системе газоснабжения коммунально-бытовых и промышленных пред-
приятий широко применяются также сжиженные газы, представляющие собой
смесь пропана и бутана.
Газоснабжение потребителей может быть также основано на использовании
сжиженного метана. Так, жидкий метан можно применять для покрытия пик
потребления газа магистральных газопроводов.
Сжиженный метан занимает меньший объем по сравнению с газообразным
метаном. Кроме того, в жидком состоянии метан удобно транспортировать
по трубопроводам, а также перевозить в автомобильных и железнодорожных
цистернах, в речных и морских танкерах.
При регазификации метана можно получить большое количество холода.
Сжиженный метан можно использовать для обогащения низкокалорийных
газов, получаемых при переработке каменного угля или нефтепродуктов.
В систему газоснабжения, таким образом, могут входить следующие объ-
екты: газораспределительная сеть, газохранилища природного и сжиженного
газов, газгольдеры и резервуары, а также регазификационные и смесительные
установки.
§ 2. МЕТОДЫ ПОКРЫТИЯ МЕСЯЧНЫХ,
СУТОЧНЫХ И ЧАСОВЫХ ПИК ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА ‘
Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышленными потре-
бителями носит неравномерный характер. Чтобы удовлетворить в течение года
нужды всех потребителей, необходимо иметь резерв газа вблизи крупных
городов.
В качестве способов покрытия пик сезонной неравномерности потребления
газа можно отметить следующие:
1) использование подземных хранилищ природного газа;
320
2) создание резерва производительности магистральных газопроводов
и газовых промыслов:
3) использование буферных потребителей;
4) использование баз сжиженных газов (пропана и бутана);
5) использование баз сжиженного природного газа (метана).
Неравномерность потребления газа в течение суток может компенсиро-
ваться городскими газгольдерными станциями, использованием аккумулиру-
ющей способности магистрального газопровода, а также газом из подземного
хранилища. В часы наибольшего потребления газа в городскую газораспре-
делительную сеть газ может добавляться с баз сжиженного газа.
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ГАЗОХРАНИЛИЩ ПО ГРАФИКАМ РАСХОДА ГАЗА
Для определения объема газохранилища, необходимого для покрытия
суточной неравномерности потребления газа, надо иметь график поступления
газа в городскую газораспределитель-
ную сеть в течение суток и график
потребления газа городом.
На рис. 9.1 представлен совме-
щенный упрощенный график потре-
бления и подачи газа потребителям.
Подача газа принята равномерной
в течение суток.
Начиная с 0 ч поступление газа
превышает потребление. Поэтому
излишек газа необходимо принимать
в газохранилище. Объем газохрани-
лища должен быть таким, чтобы
весь избыток газа в течение ночи
принимать на хранение.
На рисунке заштрихованная
часть в некотором масштабе опреде-
ляет объем газа, который необхо-
8рем я, ч
Рис, 9,1, Определение объема газохранилища по гра-
фикам подачи и потребления газа.
1 — расход поступающего газа; 2 — изменение по-
требления газа.
димо принять в хранилище.
С 6 ч утра потребление газа для рассматриваемого графика превышает
поступление. Недостаток поступления газа должен компенсироваться газом,
который был накоплен ночью. Однако, как следует из рис. 9.1, газа, накоплен-
ного в хранилище от 0 до 6 ч. недостаточно для полной компенсации избытка
потребления его в течение дня.
Для полной компенсации необходимо иметь такой запас газа в хранилище,
который позволил бы покрыть весь избыток дневного потребления газа.
После 22 ч по графику потребление газа становится меньше, чем поступле-
ние rasa в город. С этого момента в газохранилище начнет поступать газ. По-
этому объем газохранилища должен соответствовать суммарному объему газа,
который в масштабе характеризуется суммой заштрихованных площадей на
графике.
Если графики потребления и поступления газа повторяются в течение
нескольких суток, то суммарный объем газа, определяемый избытком потребле-
ния, равен суммарному объему, определяемому избытком поступления.
Объем газохранилища, полученный по совмещенным графикам потребления
и поступления газа, может быть разделен на две части. Одна часть объема
21 Заказ 19 1
321
газохранилища может компенсироваться аккумулирующей способностью маги-
стрального газопровода. Другая часть газохранилища может быть размещена
в подземном хранилище или обеспечена строительством газгольдерного парка.
§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗГОЛЬДЕРОВ И ГАЗОХРАНИЛИЩ
Для подземных газохранилищ обычно используются истощенные газовые
и нефтяные месторождения. Вблизи большинства крупных городов Советского
Союза нет истощенных газовых и нефтяных месторождений. Поэтому для хра-
нения газа около городов используются водоносные пласты.
Вблизи городов могут также сооружаться подземные хранилища для сжи-
женных газов. Подземное хранение сжиженных углеводородных газов осуще-
ствляется в искусственных или естественных выработках в плотных непрони-
цаемых породах или в отложениях каменной соли.
Наземное хранение сжиженных газов может осуществляться под давлением
в газгольдерах или в изотермических резервуарах низкого давления.
Для хранения газа в газообразном состоянии применяются также газ-
гольдеры. В зависимости от рабочего давления газа различают газгольдеры
высокого и низкого давления.
Газгольдеры низкого давления имеют избыточное давление 400—
500 мм вод. ст. Газгольдеры высокого давления рассчитаны на давление 0,7—
30 кгс/см2 и выше.
Обычно газгольдеры высокого давления имеют постоянный геометрический
объем, а газгольдеры низкого давления — переменный объем п постоянное
давление.
Газгольдеры низкого давления по конструктивным и технологическим
особенностям делятся на две группы:
1) мокрые газгольдеры;
2) сухие газгольдеры.
По своей форме газгольдеры делятся на цилиндрические (горизонтальные
и вертикальные) и сферические.
§ 5. ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Устройство и оборудование мокрых газгольдеров
Различают два типа мокрых газгольдеров:
1) мокрые газгольдеры с вертикальными направляющими; \.
2) мокрые газгольдеры с винтовыми направляющими.
Мокрые газгольдеры наиболее широко применяют как в Советском Союзе,
так и за рубежом, так как они обладают простой конструкцией и надежны
в эксплуатации.
Предельное избыточное давление мокрых газгольдеров составляет
400 мм вод. ст. В процессе наполнения и опорожнения газгольдеров давление
в нем практически не меняется. Незначительное изменение давления вызвано
погружением стенок колокола или телескопа в жидкость.
Мокрый газгольдер (рис. 9.2) состоит из неподвижного резервуара, напол-
ненного водой, из промежуточных звеньев и колокола. Газ подается под колокол
по подводящему газопроводу, который выступает над уровнем воды. Непрерыв-
ная подача газа приводит к подъему колокола. Вода в резервуаре является
гидравлическим затвором, препятствующим выходу газа из-под колокола.
322
В зависимости от объема газгольдера число промежуточных звеньев (теле-
скопов) может быть различным. Газгольдер называется однозвенным, если он
пмеет одно подвижное звено-колокол, и двухзвенным, если имеется колокол
и одно промежуточное звено, и т. д.
При наполнении многозвенного газгольдера газом происходит поднятие
колокола, затем одного звена, другого и т. д. Зацепление звеньев между собой
осуществляется специальным устройством гидравлического затвора, которое
служит также уплотнением между отдельными звеньями.
Устройство гидравлического затвора представлено на рис. 9.3. Высота
гидравлического затвора определяется высотой столба воды, развивающего
Рис. 9.2. Устройство мокрого газгольдера. Рис. 9.3. Устройство гидравлического затвора.
1 — резервуар; 2 — промежуточное подвижное 1 — стенка резервуара; 2 — стенка колокола или
звено; 3 — колокол; 4 — гидравлический затвор; подвижного звена,
5 — подводящий трубопровод; 6 — трубопровод
для ‘отбора газа.
давление, равное наибольшему давлению в газгольдере, запасной высотой h2
на случай перекоса подвижного звена, добавочной высотой h3, необходимой для
предотвращения просачивания газа, высотой зазора hi и высотой образования
волн на поверхности воды Л5:
Н = Л1 — h2 — hs-у /г4 — Л6.
(9.1)
Запас воды гидравлического затвора на случаи перекоса звена опреде-
ляется в зависимости от диаметра резервуара D, т. е. /г, = 0,0022). Следующие
составляющие принимаются: Л3 = 50 мм; = 30 мм: /г5 = 30 мм.
Расстояние между звеньями для всех газгольдеров 550 мм. Полезный объем
газгольдера равен объему газа, который можно в нем заключить при верхнем
положении всех звеньев. Эксплуатационный объем газгольдера составляет
80—9096 от полезного.
Оптимальное отношение диаметра к высоте при полном поднятии всех
звеньев мокрого газгольдера находится в пределах от 0,8 до 1,3 с вертикальными
направляющими и в пределах от 1,2 до 1,75 с винтовыми направляющими.
Мокрые газгольдеры строятся объемом 10—30 000 м3 по типовым проектам.
Газгольдер номинальным объемом 30 000 м3 имеет фактический объем
30 360 м3. диаметр резервуара 43.6 м. диаметр колокола 41,4 м и полную высоту
33,2 м. Расход стали на строительство газгольдера составляет 642,7 т.
Для предотвращения перекоса звеньев при их вертикальном движении
газгольдер пмеет систему внешних п внутренних направляющих. Вертикальные
21* 323
Рис, 9.4. Оборудование мокрого газгольдера.
1 — газгольдер; 2 ' гидравлический затвор; 3 — сливной бак; 4 — клапанная коробка; 5 — подъемно-клапанное устройство; в — газосбро-
сиая труба; 7 — ручной насос; 8 — эжектор; S — трубопровод; 10 — вентиль или задвижка; 11 — воздушный кран.
направляющие, соединенные системой горизонтальных и раскосных связей,
образуют жесткую пространственную конструкцию.
Число внешних направляющих рассматриваемого газгольдера составляет
16, внутренних в резервуаре 32 и внутренних в телескопе тоже 32. Подвижные
звенья газгольдера связаны с направляющими системой роликов.
Для осуществления нормального режима работы газгольдер имеет соот-
ветствующее технологическое оборудование (рис. 9.4).
Диаметр подводящих и отводящих газопроводов выбирается таким, чтобы
их гидравлическое сопротивление не превышало 30—50 мм вод. ст.
Газопровод вводится в газгольдер через утепленную камеру, в которой
сосредоточено все оборудование для обслуживания газгольдера.
Гидравлический затвор предназначен для отключения газгольдера при его
ремонте. Он также используется для отвода конденсата. На напорных и сливных
водопроводах устанавливают запорную арматуру. В зимнее время производится
подогрев воды в газгольдере и в гидравлическом затворе. Узлы управления
системой расположены также в камере.
Для сбора конденсата и слива воды из гидравлического затвора установлен
специальный бак.
Вода перекачивается поршневым насосом и пароструйным эжектором.
Для предохранения газгольдера от его переполнения газом в камере устано-
влены предохранительные клапаны. Выход газа из газгольдера в атмосферу
может также осуществляться задвижкой с ручным управлением.
(9.2)
Механический расчет мокрых газгольдеров
Толщину верхних поясов резервуара мокрых газгольдеров объемом 1000
и 3000 м3 принимают равной 5 мм, а для газгольдеров объемом 6000—30 000 м3
принимают равной 6 мм.
Толщину стенки нижних листов определяют по формуле
g __ (p + hpg) а п
R q>m ’
где р — избыточное давление газа в газгольдере; h — расстояние от поверх-
ности продукта до точки, отстоящей от нижней образующей пояса на х/3 его
высоты; р — плотность воды (р = 1000 кг/м3); g — ускорение силы тяжести;
а, — радиус резервуара; R — расчетное сопротивление стали; « — коэффи-
циент перегрузки (принимается п — 1,1); <р — коэффициент сварного шва (при
хорошем контроле сварки ф = 1); т — коэффициент условной работы (при-
нимается т = 0,8).
Днище резервуара сооружается из листов толщиной 6 мм для газгольдеров
объемом 1000 м3 и толщиной 6 мм в центральной части и 8 мм по окрайкам для
газгольдеров объемом 3000 м3 и более.
Колокол газгольдера состоит из несущего каркаса и оболочки. Каркас
образуется из стропил, стоек и поясов жесткости стенки. К окрайке кровли
приваривается кровельный настил из листовой стали толщиной 2,5—3 мм.
Кровельный настил не приваривается к стропилам, а лежит на них свободно.
Обшивка стенки колокола выполняется из стальных листов толщиной 3—4 мм.
Оболочка стенки приваривается к верхнему и нижнему поясам жесткости.
Радиус сферы купола
где D, — Диаметр колокола.
(9.3)
325
Телескопы мокрого газгольдера состоят пз несущего каркаса и обшивки
из листовой стали толщиной 3—4 мм. Высота стенки телескопа принимается
равной высоте стенки колокола.
Толщина стенки телескопа рассчитывается на избыточное давление газа
в газгольдере:
где а — радиус телескопа.
Если при расчете толщина стенки телескопа получается слишком малой,
то конструктивно ее принимают равной 3 мм.
Возникновение ветровой нагрузки и неравномерного распределения снега
на кровле колокола приводит к появлению горизонтальных сил, действующих
на ролики и вертикальные направляющие.
На крышу колокола действует нагрузка от ветра:
= (9.5)
где к — аэродинамический коэффициент обтекания (для цилиндрических аппа-
ратов к =~ 0,7); q — давление ветра (принимается равным 40 кгс/см2 для всех
районов Советского Союза, кроме береговых полос морей и океанов): /к —
проекция площади крыши колокола на вертикальную плоскость.
Сила ветра, действующая на боковую поверхность стенки колокола
- (9.6)
где — высота стенки колокола, подвергающейся действию ветра.
Так же определяются силы ветра, действующие на подвижные звенья
газгольдера.
Основания и фундаменты мокрых газгольдеров
Мокрые газгольдеры возводятся, как правило, на скальных, полускаль-
ных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых грунтах.
При сооружении газгольдеров на просадочных грунтах разрабатываются
способы устранения пли частичного сокращения просадки. Для этого при-
меняются: уплотнение грунтов, устройство грунтовой подушки, глубинное
уплотнение грунтовыми сваями, устройство свайных оснований п т. д.
Под резервуар мокрого газгольдера сооружается кольцевой железобетон-
ный фундамент, который располагается по периметру стенкп резервуара. Под
днищем резервуара внутри кольца устраивают грунтово-песчаное основание.
Кольцевой фундамент резервуара и грунтово-песчаное основание воспринимают
нагрузки от веса газгольдера п воды.
Устройство и оборудование сухих газгольдеров
Сухой газгольдер низкого давления пмеет цплиндрпческпй стальной кор-
пус, цилиндрический поршень п стальную кровлю (рпс. 9.5). Газ подается
по трубопроводу под поршень газгольдера. По мере закачки газа поршень под-
нимается. Для предотвращения перетекания газа в область над поршнем служит
специальное уплотняющее устройство. Оно представлет собой прижимное
кольцо, состоящее пз отрезков швеллеров (рпс. 9.6). К кольцу прикреплено
мягкое уплотнение пз нескольких слоев хлопчатобумажной ткани. -Мягкое
уплотнение контактирует со стенкой газгольдера. Мягкое уплотнение и пор-
шень связаны герметичным фартуком.
326
Газонепроницаемость затвора обепечивается специальным маслом, за-
стывающим при низкой температуре. Масло заливается в полость, образуемую
стенками газгольдера, цилиндрическим кольцом, фартуком и стенкой поршня.
Газгольдерное масло, просаливаемое через неплотности затвора, стекает
по стенкам в кольцевую чашу на днише газгольдера и затем собирается в спе-
циальные отстойники для отделения воды. Масло с помощью насосов подается
по маслопроводу наверх, проходит через специальные отверстия в стенке и сте-
кает в затвор поршня.
Рис. 9.5. Схема сухого цилиндрического газгольдера объ-
емом 100 000 м3 (линейные размеры даны в мм).
1 — площадка фонаря; 2 — шайба в верхнем положе-
нии; з — подъемная клеть; 4 — цепная лестница; -5 —
обшивка толщиной 5 мм; 6 — шайба на опорах; 7 — на-
ружный подъемник; 8 — подвод газа.
рис. 9.6. Устройство затвора с жидкостным
уплотнением.
I — выравнивающий ролик; 2 — рычаг; 3 —
противовес; 4 — опора рычага; 5 — днище по-
ршня: 6 — фартук; 7 — прижимное эластич-
ное кольцо; 8 — газгольдерное масло.
Днище газгольдера выполняется из тонколистовой стали. Окрайки днища
выполнены пз листов большей толщины. Стенки газгольдера удерживаются
вертикальными наружными колоннами. В газгольдере объемом до 10 000 м3
толщина стенок принята равной 5 мм.
Жесткость газгольдера обеспечивается наружными кольцевыми ребрами,
которые одновременно служат в качестве площадок для осмотра.
Под верхним поясом газгольдера находятся окна, через которые освеща-
ются внутренние полости. Для предотвращения чрезмерного подъема поршня
в одном из верхних поясов расположены предохранительные свечи; через них
избыток газа выпускается в атмосферу.
На днище газгольдера установлены стойки, на которые опускается пор-
шень в нпжнем положении. Для зищиты от коррозии днище покрывают камен-
ноугольной смолой слоем 35 мм.
Газгольдер оборудован лестницей п подъемником для обслуживающего
персонала. Крыша имеет радиальные фермы, опирающиеся по контуру
| 327.
К'.
газгольдера настойки. В центре крыши располагается цилиндрический фонарь,
через который можно попасть на внутреннюю площадку и в кабину внутрен-
него подъемника. Внутри газгольдера размещена также шарнирная лестница.
Вентиляция надпоршневого пространства газгольдера осуществляется
с помощью центрального фонаря и отверстий, расположенных под навесом
крыши.
Поршень представляет собой стальной диск, который сверху усилен стро-
пильными фермами. По краю поршня расположено кольцо жесткости. Движе-
ние поршня направляется двумя рядами стальных роликов, закрепленных
на кольце жесткости. Ролики перекатываются по внутренней поверхности вер-
тикальных насадок. Необходимое давление поршня создается весом поршня
и дополнительными бетонными грузами.
Сухие газгольдеры могут строиться объемом 10 000—100 000 м3. Сухие
газгольдеры поршневого типа имеют следующие недостатки: небезопасны,
требуют частых ремонтов и установки непрерывно действующих насосов и др.
Разработаны новые типы сухих газгольдеров, в которых вместо поршня
с жидкостным уплотнением применена шайба с гибкой мембраной из про-
резиненной ткани. Мембрана герметично прикреплена к шайбе и к резервуару.
Оболочка корпуса газгольдера испытывает напряжения растяжения под
действием внутреннего избыточного давления. Кроме того, стенка корпуса
испытывает давление ветра и вертикальное усилие от веса крыши, снеговой
нагрузки, веса оборудования. Оболочка корпуса рассчитывается на внутрен-
нее избыточное давление. Поршень газгольдера находится под действием соб-
ственного веса и избыточного давления газа. На днище поршня оказывает
действие также вес грузов.
Материалы, применяемые для изготовления
газгольдеров низкого давления
Газгольдеры работают в условиях высокой влажности и часто при весьма
низкой температуре. Поэтому сталь для оболочек газгольдеров низкого давле-
ния должна удовлетворять следующим условиям:
1) иметь высокую прочность;
2) химический состав ее должен обеспечивать хорошую свариваемость;
3) обладать хорошей сопротивляемостью хрупкому разрушению при
низких температурах.
Этим требованиям удовлетворяет малоуглеродистая сталь В Ст. 3 по
ГОСТ 380—60. При строительстве газгольдеров в районах с расчетной темпе-
ратурой ниже —40° С целесообразно применять низколегированную сталь марок
10Г2С1, 09Г2С (М) и др.
Элементы несущих конструкций газгольдеров выполняются из стали
В Ст.Зпс. Для вспомогательных конструкций рекомендуется применять сталь
марки В Ст.Зкп.
Эксплуатация газгольдеров
При обслуживании газгольдерного парка производится осмотр всех газ-
гольдеров с визуальным контролем сварных соединений. Кроме того, проверя-
ется запорная арматура, предохранительные устройства, контрольно-измери-
тельные приборы. Осуществляется контроль колодцев на присутствие газа,
удаляется конденсат из конденсатосборников.
328
В зимнее время в мокрых газгольдерах поддерживается температура воды
не ниже ~|-5о С. Уровень воды в газгольдере и гидравлических затворах под-
держивается постоянным.
Осуществляется наблюдение за положением колокола и промежуточных
звеньев мокрых газгольдеров и положения поршня сухого газгольдера. Про-
изводится периодическая смазка направляющих и осей роликов.
В сухих газгольдерах необходимо строго контролировать подачу смазки
к жидкостному затвору и следить за исправностью вентиляции в пространстве-
над поршнем. Состав воздуха в нем проверяется ежедневно. Все газгольдеры
должны быть обеспечены средствами пожаротушения.
§ 6. ГАЗГОЛЬДЕРЬГВЫСОКОГО ДАВЛЕНПЯ
Газгольдеры высокого давленпя широко применяются в промышленности.
В городском газовом хозяйстве их используют для аккумуляции газа в часы
малого потребления газа и
выдачи его при наибольшем
потреблении в течение суток.
Цилиндрические газголь-
деры, установленные на газ-
гольдерных станциях, имеют
объем 175 или 270 м3. Вну-
тренний диаметр их 3200 мм.
Газгольдеры могут быть рас-
считаны на избыточное да-
вление от 2,5 до 20 кгс/см2.
На рис. 9.7, а, б пред-
ставлена схема цилиндри-
ческого газгольдера посто-
янного объема и высокого
давления, расположенного
горизонтально и вертикаль-
но. Днища газгольдера име-
ют сферическую форму.
Шаровые газгольдеры высокого давления строят объемом 600 м3. Наме-
чается строительство газгольдеров объемом 4000 м3. В некоторых зарубежных
странах строят шаровые газгольдеры объемом 5 000—10 000 м3. Во Франции
построен самый большой шаровой газгольдер. Его объем равен 87 000 м3.
Шаровая оболочка газгольдера собирается из отдельных лепестков, име-
ющих кривизну в двух направлениях. Лепестки вальцуют холодным способом
на специальных вальцовочных машинах. Монтаж газгольдера осуществляется
5
на строительной площадке.
Материалы, применяемые для изготовления
газгольдеров высокого давления
Газгольдеры высокого давления должны полностью отвечать «Правилам
устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
Оболочки цилиндрических газгольдеров изготовляют из стали марки
В Ст.З по ГОСТ 380—60, мартеновской (спокойная по подгруппе В) и из сталей,
марок 15ХСНД (НЛ-2), 09Г2С (Н) и др.
329-
Для оболочки шаровых газгольдеров применяется низколегированная
•сталь марки 09Г2С (М) или 16ГС (ЗН).
Расчет газгольдеров на прочность
Толщина стенки цилиндрической части газгольдера определяется в соот-
ветствии с указаниями руководящих технических материалов (РТМ 42-62
«Сосуды и аппараты, нормы и методы расчета на прочность узлов и деталей»)
по формуле
pD
s — —-Р------------- с
2<7Г]Ср — р '
(9-7)
где р — расчетное внутреннее давление; D — внутренний диаметр цилиндри-
ческой части газгольдера; о — номинальное допустимое напряжение (для стали
марки Ст.З ст — 1490 кгс/см2, для стали марки 09Г2С (М) ст = 1840 кгс/см2);
Т] — поправочный коэффициент (р = 0,9); <р — коэффициент сварного шва
(ср = 1); с — поправка к толщине стенки на недокат и на округление.
Толщину сферической части корпуса газгольдера определяют по формуле
pD D
£ ------------------------- --t_____ _____Q
4ат](р — р 2h ’
где h — высота выпуклой части сферы (по внутренней образующей). Осталь-
ные обозначения те же, что и в формуле для толщины стенки цилиндрической
части.
(9.8)
Опоры п оборудование газгольдеров
Горизонтальные газгольдеры имеют четыре отдельные опоры. Общую на-
грузку при расчете опор распределяют на три опоры. Две опоры являются
неподвижными, а две другие — скользящими, что позволяет свободно деформи-
роваться стенкам газгольдера вдоль оси от изменения температуры металла.
Для удаления воздуха из гальгольдера его заполняют водой. Таким же
способом освобождают газгольдер и от газа. Для горизонтальных газгольдеров,
имеющих четыре опоры, нагрузку от воды, газгольдера и его оборудования
распределяют на три опоры. При расчете фундаментов опор учитывается также
ветровая нагрузка.
Газгольдеры высокого давления оборудованы запорной арматурой для
отключения газгольдера от общего коллектора, люк-лазом для периодического
внутреннего осмотра, патрубками для слива конденсата и удаления воздуха
или газа и предохранительными клапанами. Обычно один предохранительный
клапан устанавливают на батарею газгольдеров. Для осмотра газгольдера
служат лестницы и площадки.
Тепловой режим газгольдеров
При быстром отборе газа из газгольдеров постоянного объема были случаи
их разрушений при эксплуатационных давлениях, которые значительно меньше
расчетных. Это приводит к предположению, что температура металла газголь-
деров может опускаться значительно ниже температуры окружающей среды
и температурного предела хрупкости. Естественно, что материал (сталь)
для изготовления газгольдеров надо выбирать с пределом хрупкости, меныппм
минимальной температуры, которую может приобрести металл при максималь-
ном отборе газа. Для эксплуатирующихся газгольдеров необходимо устанавли-
330
вать величину максимального допустимого отбора газа, при котором темпера-
тура металла еще не достигнет предела хрупкости: это позволит резко повысить
безопасность эксплуатации газгольдерных парков.
Для приближенной оценки температурного режима газгольдера, из ко-
торого отбирается газ с массовым расходом q = idem, на основании первого
начала термодинамики имеем:
6g = 6g* — Hq** = di — vdp, (9-9)
где 6g — полное количество тепла, полученное или отданное 1 кг газа в газ-
гольдере; 6g* — удельный подвод тепла из окружающей среды; 6g** — удель-
ное количество тепла внутреннего теплообмена; i — удельная величина эн-
тальпии; v — удельный объем газа в газгольдере: р — давление газа в газголь-
дере.
Пренебрегая внутренними необратимыми потерями тепла внутри газголь-
дера (6g** = 0), получим (газ идеальный)
5g* - --CpdT- vdp, (9.10)
где Ср — средняя (в рассматриваемом процессе) массовая теплоемкость газа
лрп постоянном давлении: Т — абсолютная текущая температура газа в газ-
гольдере.
Удельный подвод тепла из окружающей среды (потери тепла с соответ-
ствующим знаком минус):
6g* = _ dr , (9,Ц)
где к — полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду
(или наоборот): F — поверхность газгольдера: Trj — абсолютная температура
окружающей среды (Тй = idem); т — время с начала отбора; G — масса газа
в газгольдере в данный момент
G = G0 — gv, (9.12)
Ga — масса газа в газгольдере в момент начала отбора газа.
Из уравнения состояния pVr = (Go — gr) zRT (где z — средний коэффи-
циент сжимаемости газа, Гг — объем газгольдера, причем Vr = idem), находим:
dp= {G^~^zRdT~^-dr. (9.13)
К Г Г Г
Подставляя значения 6g* и dp (в 9.10), получим
kF (Т - То) dr - (Go - gr) {Ср --zHgdT-' gTzR dr = 0.
Разделив переменные и проинтегрировав, найдем температуру газа в газ-
гольдере в процессе выхода его с массовым расходом g = idem:
feFTp
/ а \~ g.(cn-zR}T*
2, = ?’*-(7’h-^)(g^R) - (9-14)
где ТК — температура газа в газгольдере в момент начала отбора; 7’* — при-
веденная абсолютная температура окружающей среды (с учетом отбора газа)
г* l;FT°
kF-gzR •
331
Время, по истечении которого температура газа доводится до заданной
температуры (например, То) или до температуры хладноломкости газгольдер-
ной стали, из формулы (9.14), будем иметь:
Г gT*(Cp-zB) I
б0 . ( Т-Т* \
g L \ /
(9.15)
Минимальная температура газа в газгольдере при большом отборе g опре-
деляется по формуле
,2’--=г”-ыЯдЬг- <9-16>
Эта температура тем меньше, чем больше g и меньше kF.
При Та ~3>Тт\п газ в газгольдере охлаждается (кривые 1, 2, 3 на рис. 9.8),
а при ZH< /’mi,, — нагревается (кривая F), стремясь к (в конце отбора).
При Та = Тт-1п температура газа в газгольдере не изменяется. В этом случае
приток тепла из окружающей среды уравновешивается эффектом расширения
газа (прямая 5). Если газ из газгольдера не отбирается, то -*-Т0.
При отсутствии теплообмена (при к = 0 для изолированных газгольдеров)
или при быстром отборе газа, когда теплообмен играет незначительную роль
zR
происходит наиболее интенсивное охлаждение газа вследствие адиабатического
его расширения.
При отсутствии отбора газа (g = 0) температура газа будет изменяться
по закону
k.Fz
Т = Г0-(7,а-7,0)е’ (CP-2R)G«, (9.18)
которое отличается от известной формулы В. Г. Шухова наличием zR в экс-
поненте, учитывающим изменение температуры газа при расширении или сжатии
(кривые 6, 7, 8). Охлаждение газа, рассчитываемое по формуле (9.18), идет
быстрее, чем это следует по формуле В. Г. Шухова.
Минимальная температура газа в газгольдерах всегда должна быть выше
предела хрупкости сталей Тх во избежание разрушения газгольдеров. Для
этого максимальный допустимый отбор газа удоп не должен превосходить вели-
чины:
= (9.19)
где TQ — минимальная температура окружающей среды.
Отбор удоп возрастает с увеличением температуры окружающей среды
и поверхности газгольдеров. Поскольку при одинаковом объеме поверхность
шаровых газгольдеров меньше поверхности горизонтальных и вертикальных
цилиндрических, то §д0П из цилиндрических газгольдеров в 1,5—2 раза больше,
чем из шаровых. Поскольку газовая постоянная газов с малым молекулярным
весом, например метана, больше газовой постоянной тяжелых газов, то допу-
стимый отбор удоп пропана или этана значительно больше, чем метана.
Следует иметь в виду, что £доп из (9.19) определяется с некоторым запасом
в сторону увеличения надежности, так как минимальная температура стенки
газгольдеров всегда несколько выше температуры газа, которая опускается
332
наиболее низко в конце процесса опорожнения, когда давление в газгольдере
значительно меньше расчетного.
На рпс. 9.9 приведена кривая 1 напряженного состояния (о) цилиндриче-
ского газгольдера объемом 180 м3 пз стали Б Ст.З (диаметр 3,22 м, толщина
стенки 6 = 10 мм, поверхность 200 м2) в зависимости от температуры при-
отборе газа с расходом g = 1650 кНч и ломаная 2 критической температуры
хрупкости этой же стали. Начальная температура газа (метана) Тп = То =
— 293 К (20’ С), начальное абсолютное давление ра = 9 • 105 Н/м2. Коэффи-
циент теплопередачи к = 21 Дж/(м2 • ч • СС), Ср = 2,22 Дж/(кг • °C), z =
= 0.95. Прп этом Т* = —28s С.
рис. 9.8. График изменения температуры газа в газ-
гольдере при отборе.
Рис. 9.9. Напряженное состояние газгольдера при
отборе газа.
1 — кривая напряжения в стенке газгольдера; 2—
кривая критической температуры хрупкости стали.
Как следует пз рис. 9.9, несмотря на высокую начальную температуру,
сталь при отборе газа попадает в зону хрупкого разрушения, причем наи-
более опасен не начальный период истечения газа, когда газгольдер работает
под наиболее высокпм давлением, а промежуточный перпод, когда напряжения а
еще достаточно велпкп, а температура газа быстро снижается. Естественно,
что при более низких температурах окружающей среды Тй эта сталь для строи-
тельства газгольдеров совершенно непригодна.
Анализ изменения температуры газа прп отборе его из газгольдера по-
зволяет установить следующее:
1) при быстром отборе газа пз газгольдеров температура его может сни-
зиться значительно ниже температуры окружающей среды п предела хрупкости
газгольдерной стали, в результате чего возможно разрушение газгольдеров;
2) для предотвращения аварий наибольший отбор газа не должен превы-
шать допускаемого по формуле (9.19);
3) при строительстве газгольдеров сталь следует выбирать с учетом работы
газгольдеров при температурах ниже минимальной температуры окружающего
воздуха. Предел хрупкости сталей должен быть выше определяемой по
формуле (9.16).
§ 7. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ТРУБАХ
Хранение природного газа под высокпм давлением может осуществляться
в стальных трубах. При весьма высоких давлениях метан сжимается больше,
чем при умеренных давленпях. Этпм свойством обладают реальные газы.
333
Из уравнения состояния масса газа, находящегося в емкости, равна:
М = - pV
т ZRT ‘
Чем меньше коэффициент сжимаемости, тем большее количество газа
можно закачать в емкость. Коэффициент сжимаемости для метана при темпе-
ратуре 0° С и давлении 150 кгс/см2 равен 0,75. При отклонении давления от
150 кгс/см2 в сторону уменьшения или увеличения коэффициент сжимаемости
возрастает. Поэтому наиболее выгодными условиями хранения метана в трубах
является диапазон от 120 до 180 кгс/см2.
По данным зарубежных исследователей сжатый природный газ можно
перевозить в танкерах на сравнительно небольшие расстояния. Анализ капи-
тальных и эксплуатационных расходов при морском транспорте сжиженного
природного газа показал, что значительная доля этих расходов связана со
средствами сжижения газа. При транспорте на небольшие расстояния затраты
на морской транспорт составляют менее четверти от общих затрат. Следова-
тельно, для таких перевозок может быть использован способ сжатия метана
в емкостях, установленных на специальных судах.
Для оборудования танкера рекомендуются трубы диаметром 500 мм и
длиной 20 м. Трубы изготовляют из стали марки Х100 с пределом прочности
70 кгс/см2. Всего размещается на танкере 1500 труб. Трубы располагаются
вертикально. Общий вес труб составляет 44 000 т. Такой танкер для перевозки
сжатого природного газа вмещает 9 • 106 м3 метана. Аналогичные танкеры
для нефти рассчитаны на 90 000 т жидкости. Подсчеты показали, что транспорт
сжатого природного газа может оказаться выгоднее транспорта газа в сжижен-
ном состоянии, если расстояние не превышает 1000 км.
§ 8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКПЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗГОЛЬДЕРОВ
РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ И ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Наиболее распространены в промышленности мокрые газгольдеры низкого
давления. Строительство их хорошо освоено, а также они удобны в эксплуатации.
Сухие газгольдеры низкого давления поршневого типа мало надежны в эксплуа-
тации. Кроме того, на сухие газгольдеры расходуется меньше металла, чем
на мокрые. Например, на газгольдеры объемом 10 000 м3 расходуется следу-
ющее количество металла: 33,9 кг/м3 на мокрые газгольдеры и 30,8 кг/м3
на сухие газгольдеры.
Стоимость хранения газа в газгольдерах высокого давления составляет
0,0012—0,009 коп/м3.
Газгольдеры различных типов могут использоваться для длительного
или кратковременного хранения газа, смешения различных газов, измерения
количества газа и его распределения.
Газгольдеры низкого давления широко применяются на химических
заводах, но могут быть использованы и в газораспределительных сетях.
Газгольдеры высокого давления в газораспределительных сетях исполь-
зуются для покрытия суточной неравномерности потребления газа в городах.
Трубчатые газгольдеры можно применять для транспортирования при-
родного газа в танкерах на относительно небольшие расстояния.
В Советском Союзе в городских газораспределительных сетях использу-
ются газгольдеры высокого давления. В Москве некоторые газгольдерные
станции оборудованы цилиндрическими вертикальными газгольдерами высо-
кого давления (^8 кгс/см2). Эффективность газгольдеров в системе городского
газоснабжения и их практическая целесообразность снижаются с появлением
подземных хранилищ природного газа.
334 ’
Г л а в a 10
. ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
§ 1. ПРОИЗВОДСТВО СЖПЖЕННЫХ ГАЗОВ
Основной источник сырья для получения сжпженных газов — попутный
нефтяной газ. поступающий пз нефтяных скважин вместе с нефтью. Другими
источниками сырья являются природные газы с повышенным содержанием
пропана и бутанов, газы стабилизации нефтп, а также газы, полученные на
нефтеперерабатывающих заводах в результате термической обработки нефти,
и др.
Попутный нефтяной газ отличается от природного газа «чисто газовых»
месторождений более высоким содержанием в нем тяжелых углеводородов.
В практике применяются следующие способы извлечения и разделения фрак-
ций сжиженных газов: маслоабсорбцпоннып, углеадсорбционный, компресси-
онный, низкотемпературной конденсации и др.
Наиболее распространенным методом производства сжиженных газов
и газового бензина является маслоабсорбцпонный. Сущность этого метода
основана на том. что минеральные масла обладают способностью растворять
в себе тяжелые углеводороды (чем тяжелее углеводород, тем активнее он ра-
створяется в масле). Контакт масла с углеводородами осуществляется на спе-
циальных тарелках, вмонтированных в абсорбционные колонны. Эффективность
абсорбции во многом зависит от давления и температуры процесса и от величины
поверхности контакта. Чем выше давление и ниже температура, тем полнее
п эффективнее повышается процесс поглощения. Поглотительным маслом (аб-
сорбентом) служит обычно легропно-керосиновая фракция.
Простейшая схема получения сжиженного газа пз попутного нефтяного
газа методом масляной абсорбции показана на рис. 10.1. Смесь сырой нефти
и попутного газа пз действующей скважины 1 поступает в сепаратор (трап) 2
и затем в резервуары 3, а попутный газ выходит сверху сепаратора и по трубо-
проводу поступает в маслоабсорбцпонную колонну 4. В этой колонне сырой
(жирный) газ, содержащий в себе фракции природного бензина, сжиженных газов
и сухого природного газа (в основном метана), проходит через абсорбционное
масло, обладающее свойством поглощать фракции газового бензина и сжижен-
ных газов. Отделяемый при этом сухой природный газ направляется вверх
и оттуда по трубопроводам идет в газовую сеть для питания промышленных
и коммунально-бытовых потребителей. Абсорбционное масло, насыщенное
углеводородными компонентамп, направляется в перегонную колонну 5.
Здесь смесь газового бензина и сжиженных газов выпаривается в виде неста-
бильного бензина, а абсорбционное масло, освобожденное от этих фракций,
335
•возвращается на установку. Нестабильный бензин поступает в «стабилизацион-
ную» колонну 6, в которой происходит процесс отделения от него более легких
углеводородов, являющихся фракциями сжиженных газов. Стабильный газо-
вый бензин в виде готового продукта удаляется из нижней части стабилиза-
ционной колонны, а фракции сжиженных нефтяных газов (пропан, нормальный
бутан и изобутан) отводятся через верхнюю часть колонны.
Рис. юл. Схема получения сжиженных газов из
попутных нефтяных газов.
6
Рис, 10.2. Схемы установки надземных а подземных
цилиндрических резервуаров.
а — надземный резервуар; б — подземный резер-
вуар; в — резервуар с засыпкой.
§ 2. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Наземные резервуары, применяемые для хранения пропана, бутана и
их смесей, рассчитываются на рабочее давление, соответствующее давлению
насыщенных паров сжиженного газа при максимальной температуре воздуха
в летнее время, но не ниже —50° С. Подземные резервуары рассчитываются
на рабочее давление, соответствующее давлению, насыщенных паров сжижен-
ного газа при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже
+25° С.
Цилиндрические горизонтальные резервуары изготовляют объемом 10,
12, 25, 50 и 175 м3. Схема установки и обвязки наиболее распространенных
резервуаров объемом 25 и 50 м3 приведены на рис. 10.2 и 10.3. Шаровые ре-
зервуары применяют в основном для хранения бутана. Для изготовления
шаровых резервуаров расходуется меньше металла на единицу объема. На-
пример, шаровой резервуар объемом 600 м3 при толщине стенки 22 мм и диа-
метром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс/см2, весит 70 т.
Все отключающие устройства на надземных резервуарах располагаются
в непосредственной близости от штуцеров. У подземных резервуаров отключа-
ющие устройства, а также предохранительные клапаны и контрольно-измери-
тельные приборы (КИП) должны находиться выше уровня земли.
Внутренний диаметр штуцеров для манометров, отбора проб газа и уровне-
мерных трубок должен быть не более 3 мм. Такое отверстие распыляет струю
жидкости и в случае поломки манометра или вентиля дает возможность быстро
ликвидировать неисправность.
336
Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лучей окраши-
вают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами или располагают под
навесами. Подземные резервуары покрывают противокоррозионном изоляцией
и засыпают песком. Каждая емкость оборудуется люками. Люк-лаз имеет
диаметр 0,45 м, а люк для вентиляции — 0,20 м. От люка-лаза внутрь гори-
зонтального резервуара установлена стремянка для спуска по ней человека
во время внутреннего осмотра емкости. Штуцер для спуска воды должен обо-
рудоваться незамерзающим клапаном.
рис. 10.3. Схема уста-
новки и обвязки надзем-
ного цилиндрического ре-
зервуара.
1 — клапан дренажный
незамерзающий; 2~вен-
тиль запорный Z) =40 мм;
з — скоростной ' клапан
на расходном трубопро-
воде жидкой фазы; 4 —
карман для термометра;
5 — кран проходной
стальной By = 80 мм:
6 — вентиль для отбора
пробы; 7 — указатель
уровня жидкой фазы;
3 — обратный клапан
By = 80 мм; 9 — трубо-
провод для заполнения
резервуара; 10 — резер-
вный штуцер; 11 — шту-
цер для установки сиг-
нализатора предельного
уровня; 12 — люк для
осмотра резервуара -Оу=
=450 мм; 13 — предохра-
нительные клапаны: 14—
трубопровод паровой фа-
зы; 13 — надземный
стальной цилиндриче-
ский резервуар; 16 —
люк для вентиляции ре-
зервуара; 17 — кран
проходной стальной
В = 50 мм.
Резервуары базы хранения оборудуются следующими КПП и арматурой:
указателями уровня жидкой фазы, указателями давления паровой фазы,
предохранительными клапанами, термометрами для замера температуры жид-
кой фазы, люками-лазами п вентиляционным люком, устройствами для про-
дувки резервуара паром или инертным газом п удаления из него воды и тяже-
лых остатков, устройством для отбора проб жидкой п паровой фазы.
Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуара уста-
навливается скоростной клапан, автоматически отключающий трубопровод
при его разрыве плп другой аварпп на нем. приводящий к выбросу из резер-
вуара большого количества сжиженного газа. Если к резервуару подводится
отдельный наполнительный трубопровод, то на нем должен быть установлен
обратный клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы.
Каждый резервуар оборудуется не менее чем двумя пружинными предохрани-
тельными клапанами (рабочим п контрольным), снабженными устройствами
для контрольной продувки.
22 Заказ 19 1
337
§ 3. ИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Хранение сжиженных газов в наземных изотермических резервуарах
при низких температурах (—43° С) и атмосферном давлении (пли при давле-
нии, близком к нему) дает возможность снизить расход металла и уменьшить
разрывы между хранилищами и зданиями, т. е. удешевить строительные работы
и уменьшить взрывоопасность (понижение давления снижает вероятность
утечек).
Хранилища представляют собой тонкостенные резервуары большого
объема, имеющие цилиндрическую форму. Наружную поверхность резервуара
изолируют минеральным войлоком, стекловолокном или вспененными поли-
мерными материалами. Поддержание низкой температуры может быть осуще-
ствлено путем испарения части сжиженного газа и за счет выхода паров в газо-
распределительные города, предприятия или специальной холодильной уста-
новкой.
Поступление тепла через стенку резервуара незначительно (вследствие
хорошей изоляции) и вызывает испарение 0,5—0,3% объема хранящейся жид-
кости в сутки.
Основное поступление тепла происходит с жидкой фазой, подаваемой при
наполнении резервуара. В этом случае мощность холодильной установки за-
висит от скорости заполнения резервуара и температуры поступающего в ре-
зервуар сжиженного газа.
Если изотермический резервуар попользуется как хранилище сжиженного
газа при установках регазификацпи, то охлаждать доставляющийся в цистерну
газ можно за счет самоиспарения жидкой фазы. Хранение прп промежуточных
температурах или в частично охлаждаемых резервуарах осуществляется при
температурах ниже окружающей среды. Для таких условий хранения обычно
используются сферические резервуары, рассчитываемые на давление 5—
5,5 кгс/см2. Величины целесообразных давлений и температур хранения, а
также тип резервуара, обеспечивающие достпженпе оптимальных экономи-
ческих показателей, определяют в результате сопоставления стоимостей
резервуаров и холодильной установки.
С увеличением объема хранения сжиженного газа удельные затраты на со-
оружение изотермических хранилищ заметно снижаются. Стальные изотерми-
ческие хранилища сжиженных газов могут быть как в наземном, так и в за-
глубленном исполнении.
Хранение сжиженного газа возможно и в замороженном грунте при давле-
нии до 250 мм вод. ст. Хранилище представляет собой котлован, вырытый
в земле. Температура жидкой фазы в хранилище составляет для пропана около
—42° С. Перед отрытием котлована грунт вокруг него замораживают при по-
мощи нагнетаемого в землю сжиженного пропана через специальную систему
труб. После того как граница замороженного грунта достигнет диаметра бу-
дущего хранилища, начинают рыть котлован. Подачу сжиженного газа пре-
кращают после замораживания грунта по всей глубине будущего котлована.
Во время замораживания производят теплоизоляцию поверхности земли в рай-
оне укладки труб. Хранилище имеет два трубопровода для закачки и отбора
сжиженного газа и трубу, снабженную дыхательными клапанами. Заполнение
хранилища производится до уровня 0,6 м от верха котлована.
Хранение сжиженных газов в подземном котловане с замороженным грун-
том дешевле по сравнению с обычными методами хранения газа в наземных
резервуарах, подземных емкостях, сооруженных в грунте, песчанике и извест-
338
няке, пли в емкостях, размытых водой или соляными растворами. Потерь сжи-
женного газа через грунт не происходит, а потерп от пспарения за счет тепла,
поступающего через грунт, постепенно уменьшаются до 0,5% в сутки в зави-
симости от объема всего хранилища. Этп потери не выше, чем в наземном изо-
термическом резервуаре такого же объема. Испарившийся из хранилища газ
можно использовать в качестве топлива пли возвратить в хранилище, исполь-
зуя холодильную установку.
§ 4. СТЕПЕНЬ ЗАПОЛНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СЖИЖЕННЫМ ГАЗОМ
Хранение сжиженных газов в стальных емкостях имеет свои специфиче-
ские особенности, которые обусловливаются значительными величинами да-
влений насыщенных паров, коэффициента объемного расширения и сжатия
жидкостей. Количество сжпженного газа, помещаемого в емкость, строго огра-
ничивается нормой наполнения, определяемой по формуле
G=Fp',
где V — объем емкости; р' — плотность жидкого газа при максимально воз-
можной температуре в условиях. эксплуатации.
Допустимое давление в емкостп определяется давлением насыщенных
паров сжпженного газа. Еслп сжпженного газа помещено в емкость больше
нормы, то при нагреванпи до максимальной температуры, разрешаемой в усло-
впях эксплуатации, это приведет к повышению давления больше допустимого.
Для расчета давленпя в случае заполнения емкости жидкой фазой при-
ходится учитывать упругое п термическое приращения ее объема.
Пусть в емкость объемом Vx помещен сжпженный газ. При температуре
газа Т± степень заполнения емкостп к, а плотность загрузки рх определяются
выражением
Pi = A:(pi — рД — pi. (10.1)
Здесь степень заполнения к — отношение объема жпдкой фазы ко всему объему
емкостп V1; а р' и р" — плотностп соответственно жпдкой и паровой фаз при
их равновесном состоянии. Если при нагреванпи сжиженного газа жидкая
фаза заполнит весь объем, то давление в емкостп рабс будет складываться из
давления насыщенных паров р t и давления сжатия жидкой фазы Арсж:
' Рабс Рyt ~ Арсж- (10.2)
Давление Арсж определяется через приращение объема жидкости в резуль-
тате изотермического сжатпя ее стенками емкостп:
riPi F
1 1 pt
Ареж = т-----, (10.3)
Рсж Pi
р,
где |3СЖ — коэффициент объемного сжатпя; р, — плотность жидкой фазы при
температуре Т п давлении насыщенных паров pyt.
Объем емкостп Vpt находится как сумма упругого AFp и термического
AVf приращений п начального объема
Fp^Fi-AVp-Д^. (Ю.4)
22* . 339
Сопоставляя уравнения (10.1). (10.2) и (10.3), найдем степень заполнения
емкости
(Pl —Р1) 1'1 [1 — ₽СЖ (Рабе Pyt)] (р( —р() ’
(10.5)
Отсюда количество газа, которое может быть помещено в емкость и при
нагревании не будет угрожать повышением давления выше допустимого, опре-
деляется выражением
Приращения объема емкости в результате упругого и термического расши-
рения могут быть найдены в каждом конкретном случае. Для цилиндрической
емкости с полусферическими днищами эти приращения определяются выра-
жениями:
при термическом увеличении объема
Д^ = Т\За (Г-Л):
(10.7)
при упругом увеличении объема
Д17р 1 1 (Рабе Ру1)-
(10.8)
где а — коэффициент линейного расширения металла корпуса баллона; б —
толщина стенки и днища баллона; Е — модуль упругости материала корпуса
баллона.
Давление в емкости при нагревании сжиженного газа равно давлению
насыщенных паров и изменяется согласно кривой равновесного состояния,
пока имеется паровая подушка. Как только сжиженный газ нагревается на-
столько, что его жидкая фаза заполнит весь объем емкости, давление начнет
изменяться в соответствии с зависимостью (10.2). Чем меньше фактическая
степень заполнения, тем больше сжиженный газ .может быть нагрет, пока его
жидкая фаза не заполнит всего объема.
Норма наполнения емкостей сжиженным газом будет рассчитана правильно
в подземных и надземных емкостях и в баллонах при температурах соответ-
ственно + 40, +55 и +65; С. если жидкая фаза газа в результате температур-
ного расширения полностью займет весь объем емкости.
При нагревании сжиженного газа до расчетной температуры (так будем
называть пределы температур — 40. -55 и —65’ С) не всегда жидкая фаза за-
полняет весь объем емкости точно при этой температуре. В одних случаях это
произойдет при меньших, в других при больших температурах, чем расчетная,
даже для одинаковых по номинальному объему емкостей и наполненных оди-
наковым количеством газа. Первая причина этого заключается в том. что ем-
кость могла быть выполнена газом больше или меньше нормы. Отклонение
от нормы происходит вледствпе неточного определения количества газа объем-
но-весовым способом в емкостях и взвешиванием в баллонах. Вторая причина —
геометрический объем емкости .может быть больше пли меньше номинального.
Если емкость калибровалась на месте монтажа, то вследствие погрешностей
при обмерах ее табличный объем может оказаться больше пли .меньше дей-
ствительного.
При эксплуатации емкости сжиженный газ может быть нагрет до расчет-
ной температуры. Если жидкая фаза заполнит весь объем емкости прп темпе
340
ратуре, меньшей, чем расчетная, то при дальнейшем повышении температуры
давление сжиженного газа может стать больше допустимого и привести к пла-
стическим деформациям емкости.
Зависимость давления от температуры в емкости, когда весь объем запол-
нен жидким газом, из формулы (10.2) будет иметь вид:
-г? 1 —За (Т— Тг) + j— ру1—J-1- рсжРи
Р/ ° с- 1-д
(10.9)
где с — коэффициент, учитывающий геометрическую форму емкости при упру-
гом увеличении ее объема. •
Будем считать температуру газа Т постоянной и равной расчетной. Если
емкость имеет объем, равный номинальному, и наполнена количеством газа,
равным норме наполнения, то давленпе будет соответствовать давлению паров
при расчетной температуре.
Допустим, норма наполнения превышена, а объем уменьшен в результате
отклонения его от номинального значения. В этом случае увеличение давления
в емкости сверх давления паров при расчетной температуре может быть опре-
делено как сумма приращений функции давления по переменным — норме
наполнения и объему емкости согласно формуле
(J—~Pyt~PyiY\dG
dn= ь_____________ ‘‘рсж________(_=!__|_
Р Г gPc- j \2
₽еж \ Пр; "г ЬЕ J
РП1 / бфсж : СД у
к Пр; J
(10.10)
Выясним величины отклонений количества газа п объема емкости от их
номинальных значений.
В емкости прп учете газа объемно-весовым способом его количество может
быть неточно определено в результате простой ошибкп оператора, а также из-за
погрешностей прп определении температуры газа п прп замере уровня. Если
принимаемое или отпускаемое количество продукта значительно, то суммарная
погрешность объемно-весового способа составляет от ±0,3 до ±0,4%, а если
отпускаемое количество продукта учитывается счетчиком, то погрешность
составляет ±0.5%.
Погрешность объема типовых горизонтальных резервуаров при калибровке
составляет от ±0.5 до ±0.7%. Для горизонтальных резервуаров малого объема
(до 10—15 м3) предельная погрешность калпбровки принимается равной 1%.
При некотором представлении о величине погрешностей определения ко-
личества газа и объема емкости при изготовлении или калибровке по формуле
(10.10) вычислим изменение давления в емкости и баллоне. Допустим, что имеем
неблагоприятный случай; количество газа против нормы завышено, а объем
меньше номинального на величину абсолютной погрешности. Величину откло-
нений в вычислениях будем брать равной погрешности соответствующего из-
мерения.
341
/’Пример 10.1. Рассчитаем величину давления, которая может быть в на-
земной емкости объемом V = 25 ± 0,2 м3, наполненной пропаном в количе-
стве G = 10700 ± 53 кг; газ нагрет до расчетной температуры 328 К. Харак-
теристика емкости: горизонтальная цилиндрическая с полусферическими дни-
щами; коэффициент формы с = 1,4, диаметр D = 2 м; толщина стенки 6 =
= 24 мм; материал корпуса Ст.З; коэффициент линейного расширения и модуль
упругости металла корпуса соответственно: а = 12 • 10’6 1/°С и Е = 2,2 х
Х1011 Н/м2; абсолютное давление при гидравлическом испытании р = 24 X
Х106 Н/м3. Коэффициент объемного сжатия пропана рсж = 72 • 10“10 м3/Н.
Плотность жидкой фазы и давление насыщенных паров пропана соответственно
равны:
при Т = 338 К р' = 421 кг/м3 и р = 23 - 106 Н/м2;
при Т = 328 К р' = 437 кг/м3 и р = 19,31 • 10s Н/м3;
при Т = 293 К р' = 499 кг/м3 и ру = 8,46 • 105 Н/м2.
Изменение давления по формуле (10.10);
, 72-10~ю 1,07-53 । : 72-10-10-1,07-10 700-0,2 =
аР~ 437 • 25 • 6 • 10*17 437-252-6-10'17
== 6,32 • 105 - 9,06 • 105 = 15,38 • 105 Н/м2.
Полное давление в емкости
р = 19,31 • 108 — 15,38 *108 = 34,69 • 108 Н/м2.
В неблагоприятном случае давление в емкости на 10,69 • 108 Н/м3 будет
больше давления гидравлического испытания.
Пример 10.2. Рассчитаем величину давления, которое может быть
в баллоне объемом V = 50 ±0,2 л, наполненном пропаном в количестве
G — 21,5 ± 0,26 кг при условии, что газ нагрет до расчетной температуры
338 К.
Характеристика баллона: днища полусферические: коэффициент формы
с = 1,54; диаметр D = 0,3 м, толщина стенки 6 = 4 мм; характеристика ма-
териала корпуса баллона та же, что в примере 10.1; абсолютное давление гид-
равлического испытания р = 26 • 108 Н/м2.
Баллон, наполненный газом, взвешивается на весах типа ВМ-150, точность
взвешивания ±0,065 кг.
Изменение давления по формуле (10.10):
, 72-10’1°-1,07-0,26 , 72-IQ-ю-1,07-21,5-2-10-1 __
ар ~ 421 -5 IO’2 • 5,96 • 10-17 "Г 421-25 • Ю’4-5,96 10’17 =
= 16,4 • 108 - 5,2 • 108 = 21,6 • 108 Н/м’.
Полное давление в баллоне
р = 23 • 105- 21,6 -108 = 44,6 -108 Н/м3. ' -
Давление в баллоне будет больше давления гидравлического испытания
на 18,6 • 108 Н/м2.
§ 5. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ТВЕРДОАГСОСТОЯНИИ
Значительный практический интерес представляет хранение сжиженных
газов в виде твердых брикетов. Брикетированные газы представляют собой
ячеистую высококонцентрированную эмульсию, в которой одна из жидкостей
342
является сжиженным газом, а другая — полимером. Полимеризуясь, эта жид-
кость создает ячейки твердого вещества, которые напоминают пчелиные соты.
Сжиженный газ закупорен в этих ячейках. Вся масса принимает свойства твер-
дого тела. Внешне твердое топливо представляет собой брикеты белого или жел-
того цвета в виде цилиндров. Плотность их близка к плотности исходного сжи-
женного газа. Содержание сжиженного газа (в виде жидкости) в брикете со-
ставляет около 95%, остальные 5% —это вещества, образующие структуру
брикета. Размеры ячеек в брикете для разных эмульсий находятся в пределах
от 0,5 до 5 мкм.
Для предохранения брикета от внешних повреждений и уменьшения
потери горючего за счет испарения на его поверхность вносят слой раствора
поливинилового спирта. После высыхания на брикете образуется прочная
пленка (в таком виде он хорошо сохраняется длительное время). Брикеты весом
800, 400 и 200 г упаковывают в коробки из плотной бумаги или картона. В та-
ком виде они поступают к потребителю. Наиболее рациональным видом упа-
ковки, оказались крафт-бумага в сочетании с легкими деревянными решетками.
Хранение в засыпанных ямах на глубине 1,1 м показало, что брикеты не изме-
няются в течение четырех лет. что оказалось допустимым. Для хранения
сжиженных газов в твердом состоянии не расходуется металл и не требуются
дорогостоящие хранилища.
Глава 11
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
§ 1. МЕТОДЫ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СЖПЖЕННЫХ ГАЗОВ
На газоприемораздаточных (ГПРС) и газонаполнительных станциях (ГНС)
операции, связанные с приемом, хранением, перемещением и раздачей сжи-
женных газов, являются основными технологическими операциями. Они могут
Рис. 11.1. Схема перемещения сжижен-
ных газов за счет разности уровней.
1 — транспортная цистерна;^ 2 — ста-
ционарная емкость; 3 — баллон.
осуществляться путем использования гидро-
статического напора жидкости между освобо-
ждаемым и приемным резервуарами, насосами,
компрессорами, нагревом верхнего слоя жид-
кости в освобождаемом резервуаре и охлажде-
нием жидкости в наполняемом резервуаре,
созданием избыточного давления газа в паро-
вом пространстве освобождаемого резервуара
путем закачки в него инертного газа. Наряду
с этим в настоящее время используются ком-
бинированные методы перемещения: насосно-
компрессорный метод, насосно-испарительный
и перемещение насосами с помощью инжек-
торов.
Использование гидростатического напора
Слив — налив по этому методу (рис. 11.1)
производится с использованием разности уров-
ней между транспортной цистерной и стацио-
парной емкостью. Для производства слива не-
обходимо соединить уравнительной линией
паровые пространства емкостей и открыть краны
на жидкостной линии. Давления в паровых
пространствах емкостей будут равными и жидкость будет переливаться
за счет гидростатического напора. Для обеспечения достаточной скорости
слива при одинаковых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидро-
статического напора создавалась разность давлений не менее 0,7—1 кгс/см2.
При сливе пропан-бутановых смесей эта величина будет составлять 13—20 м.
Если паровые пространства резервуаров не соединены уравнительной линией,
то в наиболее худших условиях, когда температура в транспортной цистерне
будет на 10—15° С ниже, чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы раз-
344
ность геометрических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно
возможную разность температур и соответствующую ей разность давлений.
Преимущества перемещения газа за счет разностей уровней следующие:
исключптельная простота конструктивного оформления; отсутствие механиче-
ских агрегатов; надежность работы всех устройств; готовность схемы к работе
в любое время, вне зависимости от наличия постороннпх источников энергии.
Недостатки: возможность пспользования этого метода только в местностях
с гористым рельефом; увеличенные размеры площадки; большие потери газа
прп отправленпп его в виде остатков паров в цистернах; продолжительный слив.
Поэтому указанный метод, несмотря на свою простоту, не может быть широко
использован на практике.
Использование сжатого газа
При наличии вблизи ГПРС пли ГНС источника инертного газа необходимого
давления выгодным методом перемещения сжиженного газа из резервуара
в резервуар является закачка инертного газа в широкое пространство освобо-
ждаемого резервуара. Причем инертный газ можно подавать через регулятор
давления пли компрессором. При подаче компрессором давление в сливаемой
емкости поднимается до максимального. По мере его падения производится
подкачка газа. Если температуры в сливаемой и наполняе.мой емкостях равны,
то парциальное давление инертного газа в сливаемой емкости должно только
компенсировать гидравлические потери в системе слива, составляющие 1,5—
2.0 кгс/см2. Для создания такого давленпя в освобождаемую емкость необходимо
подать инертный газ объемом
Унн = (1,5 к-2) F,
где V — объем освобождаемой емкости в м3.
По окончании слива смесь паров и газа необходимо выпустить в атмосферу
или, если эта смесь горючая, — в городской газопровод.
Для перемещения сжиженного газа по рассмотренному методу необходимо
учитывать растворимость в нем инертного газа. В качестве основных побудите-
лей перемещения рекомендуются газы: технический азот; двуокись углерода
и природный газ. При все более увеличивающейся плотности газопроводной
сети наиболее выгодным для этих целей мог бы быть природный газ, состоящий
на 98,5% из метана. Следует отметить, что растворимость метана в углеводо-
родном газе незначительна. Наличие же в природном газе значительного ко-
личества этана, хорошо растворяющегося в пропане и бутане, особенно в зим-
нее время, может привести к переходу этана в жидкость и к увеличению упру-
гости паров сжиженного газа в емкости (баллоне) выше допустимых норм при
последующем нагреве баллона до нормальной температуры. Поэтому при сливе
содержание этана в природном газе не допускается выше 3—5%.
Использование природного газа на обычных насосно-компрессорных ГПРС
также выгодно, поскольку из-за высокой упругости и отсутствия конденсации
паров природного газа резко сокращается расход подаваемого газа на вытесне-
ние сжиженного. К недостаткам следует отнести большие потери сжиженных
газов при выходе их в атмосферу и необходимость снабжения сжатым газом.
345
§ 2. КОМПОНОВКА П ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГАЗОПРИЕМО-РАЗДАТОЧНЫХ СТАНЦИИ
Насосно-компрессорные ГПРС
Основные технологические операции по этой схеме (рис. 11.2) выполняются
насосами. Компрессоры используются для отсасывания паров из транспортной
емкости после слива продукта, для создания подпора перед насосами, если уста-
новлены несамовсасывающие насосы, или для осзществления сливо-наливных
операций в случае выхода из строя основных насосов.
Данная cxeAia отличается от описанных выше обльшей сложностью, высо-
кими энергетическими затратами, капитальными вложениями и эксплуатаци-
онными расходами.
Рис. 11.2. Схема насосно-компрессорной станцпп сжи-
женного газа.
7 — хранилище; 2 — насос; 3 — емкость; 4 — ком-
прессор; 5 — железнодорожная цистерна; 6 — жид-
костная линия; 7 — паровая линия.
рис. 11.3. Схема насосно-компрессорной станции
сжиженного газа.
I — хранилище; 2 — насос; 3 — испаритель;
4 — железнодорожная цистерна; 5 — теплоноси-
тель; 6 — жидкостная линия; 7 — паровая линия.
Насосно-испарптельные ГПРС
Эта схема (рис. 11.3) отличается от вышеописанной установкой испарителя
вместо компрессора. Однако в насосно-испарительных ГПРС в результате
установки испарителя снижается примерно на 50% расход электроэнергии
и повышается производительность установки за счет непрерывной работы ис-
парителя. В этом случае представляется возможность избежать строительства
специальных зданий, так как насосы и испарители можно помещать просто
под навесом.
Основные назначения компрессора и испарителя в двух последних схемах
принципиально не различаются. II в том и в другом случае при помощи этих
средств в освобождаемую емкость подаются перегретые пары сливаемого сжи-
женного газа, который, конденсируясь на поверхности жидкости, прогревает
ее в результате чего поднимается давление в паровом пространстве освобожда-
емой емкости. За счет созданного таким образом перепада давления производится
слив. В этом случае насос, как правило, включается периодически по мере па-
дения давления в освобождаемой емкости. Испаритель может подавать пары
сжиженного газа в освобождаемую емкость периодически или постоянно. Прп
этом сжиженный газ в него подается за счет естественной конвекции из емкости
лли принудительно насосом.
Компрессорные ГПРС
Все технологические операции выполняются только компрессорами. Не-
смотря на удобство (однотипное оборудование) и надежность этой схемы, ее
энергетические затраты по сравнению с энергетическими затратами насосно-ком-
346 '
прессорных ГПРС примерно на 40% выше, так как установленная мощность
компрессоров ^обычно в 2,5—3.5]раза больше установленной мощности насосов.
Испарительные ГПРС
На этих станциях вместо компрессоров применяются испарители. Поэтому
испарительные ГПРС выгодно отличаются от компрессорных ГПРС своей
простотой, удобством обслуживания, низкими энергетическими затратами
и капитальными вложениями. Однако вопрос удаления остаточных паров из
транспортных емкостей здесь не решен. Особенно выгодно применять данную
схему, когда доставка сжиженного газа осуществляется по магистральному
газопроводу п есть псточник тепловых отходов (горячая вода, пар).
Насосные ГПРС
Перемещение ^киженных газов с помощью только насосов является довольно*
интересным с точки зрения надежности, удобства, простоты, малых энергети-
ческих затрат и капитальных вложе-
ний, Однако для этого необходимо ре-
шить вопрос о создании специальных
самовсасывающих насосов илп создать
условия, при которых насосы всегда
находились под действием гидростати-
ческого напора столба жидкости. Кроме
того, отечественная промышленность
выпускает железнодорожные цистерны
только с верхним сливом сжиженного
газа, что затрудняет применение чисто
насосной схемы слива.
Насосно-инжекторные ГПРС
Схема станций сжиженного газа,
в которой используется насосно-инжек-
торный способ перемещения продукта,
представлена на рис. 11.4.
Инжектор работает с помощью ча-
сти жидкости (до 40—60%), подаваемой
насосом 5,
В схему включен напорный сосуд 4,
Рпс. 11.4. Перемещение сжиженного газа насос-
но-инжекторным методом.
1 —способ отсоса инжектором паров из сепара-
тора п подъема за счет этого жидкости на высоту;
2 — способ создания избыточного давления во вса»
сываюшем патрубке насоса; 3 — инжектор; 4 —
сепаратор; 5 — насос; 6 — линия рециркуляции;
7 — запорный вентиль; 8 — вентиль для залива
жидкости.
который служит для постоянного за-
лива жидкостью всасывающего патрубка насоса и сепарации паровой и жидкост-
ной фаз после инжектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции
сжиженного газа по пути: резервуар — инжектор — напорный сосуд — на-
сос — наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачивается жид-
кость) — резервуар. В этой схеме насос работает в области относительно по-
стоянного и потому устойчивого режима, независимо от интенсивности разбора
сжиженного газа на рампе.
Преимущество метода перекачки с помощью насосов — меньший расход
энергии при перекачке. Недостатки метода: необходимость наличия источника
энергии; сложность схемы обвязки насосов и ттска их в разные периоды года;
ненадежность работы (срывы работы насосов); большие эксплуатационные
347
затраты по ремонту для существующих насосов; большие потери газа на включе-
ние насосов и ликвидацию срыва работы их (продувка насосов с выпуском паров);
необходимость прекращать наполнение баллонов при заправке автоцистерн
или иметь дополнительные насосы; невозможность полностью удалить жидкость
и пары из железнодорожных цистерн при сливе; большой расход энергии (не-
прерывная работа в течение всего рабочего времени станции); низкий к. п. д.
насосов; непригодность насосов, используемых для наполнения баллонов, для
слива цистерн (небольшая производительность).
§ 3. ПРОЦЕССЫ СЛИВА. — НАЛИВА СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Рассмотрим истечение сжпженного углеводородного газа из горизонталь-
но-цилиндрического резервуара 1 диаметром Dx и длиной Lr (рис. 11.5) в такой
Рис. 11.5. Схема сжиженного газа (углеводородного)
из резервуара.
количество нефтепродукта:
же резервуар диаметром Z>2 и длиной
L2 через сливной трубопровод пло-
щадью поперечного сечения / и при-
веденной длиной Znp. В резервуаре
создано давление рсм при закачке
в его паровое пространство инерт-
ного газа. По мере освобождения
резервуара давление падает. Пред-
положим, что парциальное давление
паров сливаемого продукта остается
на прежнем уровне. Тогда умень-
шение давления смеси паров будет
происходить только за счет умень-
шения парциального давления
инертного газа.
В резервуаре 2 давление ос-
тается постоянным (принимается,
что резервуарный парк пмеет газо-
уравнительную систему).
Предположим, что ось z направлена в сторону движения нефтепродукта.
За время di уровень в резервуаре 1 понизится на dzA и из него вытечет некоторое
со dz -- ц/ У2gz di.
(11.1)
где |т — коэффициент расхода; со — площадь зеркала продукта в освобождаемом
резервуаре:
(O-.2L, (Ц.2)
Активный напор z получаем из схемы слива (рис. 11.5):
z = h - D±-(Z1 - г,) - -Е2- +
1 v V» Уж Уж
(11.3)
ГДО Ри — парциальное давление инертного газа в резервуаре 1; рп -— парци-
альное давление паров нефтепродукта; — удельный вес жидкости (уж =
= Рж^Г).
Исходя из равенства объемов слитой из резервуара 1 и поступившей в ре-
зервуар 2 жидкости, выразим z2 через zT; замени.м в уравнении (11.3) рп, вы-
348
разив его из уравнения состояния, и. подставив значения (11.2) и (11.3) в фор-
мулу (И-l), решим его относительно dx:
dr = 2Ч.- Г ------ D1Z1 d:' ---1------------ , (11.4)
a/ V 2g L V (^1 — -i) (=16 — ":i- c)J F (£>1~ =i) (=16 — «4 + c)
где
iZGRT
C ~ ’’
z1H — недоливаемый уровень нефтепродукта в освобождаемом резервуаре;
z,H — начальный уровень нефтепродукта в наполняемом резервуаре; 1 — коэф-
фициент сжимаемости; G — вес инертного газа; R — газовая постоянная.
Интегрирование уравнения (11.4) приводит к эллиптическим интегралам
первого и второго рода.
После интегрирования и соответствующих преобразований имеем:
аб; 1Z?1 | ^1(1 2l7 ) f / 77 — 4 \ .тп 17 \ 17/7 XI
- (V - «) IЕ (Г 1.) - Е (к. о - 2g g-ig-g’-ig
<“'5>
где F и Е — эллиптические интегралы первого и второго рода;
“-H-lgy-T
п I 1Г (п \2 • .
ч=т + У (т) —
Р = 1: п = —; ср = —1— ;
r '1D1 ’ т aD- ’
к — модуль эллиптических интегралов
F у —а ’
<р — амплитуда эллиптических интегралов
• 1 У у —а
и = arcsin I/ -з-;
г f р — сс ’
у = а — ф — a)sin2<p.
При полном освобождении резервуара 1 и 51к == 0 формула (11.5) примет
вид _
’- ~И УW -
-О-л[Е(у-1)-Е(7с. т,)]+ g;”1}. (И.5<0
349
В формулах (11.5) и (11.5а) индексы «в» и «и» означают соответственно
«верхний» и «нижний», а <рк определяется из выражения
Если слив сжиженного газа идет при рс,, = const, то <р = 0; а = 0; у = п.
Тогда при направлении оси z вверх формула (11.5) переходит в формулу
М. С. Илембитова:
где ____
* = р/'т4г’’ PW = ^(l-z)(n-z); х^~£\‘
Пример 11.1. Определить время истечения н-Бутана из горизонтально-
цилиндрического резервуара в такой же резервуар, имеющий Dx = 2,6 м;
Lx = 10,1 м; Т\ = Т2 = 5° С; рс,, = 7 кгс/см2; р2 = 1,2 кгс/см2; у =
= 595 кг/м3; а = 2; Ъ = 3,24; / = 0,00785 м2; ц = 0,18.
Вытеснение производится метаном: G = 53 кг; R = 52,9 (кгс-м)/(кг • К);
Z = 0,98; а = 1,388; ₽ = 1; у = 2,12; п = 0,625; ф = 2,785; <ря = 49°15';
л
Фв=Т.
По таблицам функций F (к. -^-) = 2,034; Е (к. у) = 1,261; F (к, -у) =
= 0,93; Е (к, <рн) = 0,7905.
Решение. По формуле (И.5а) т = 33,6 мин.
Расчет конструктивных примеров позволяет выявить зависимость времени
освобождения резервуара от начального перепада давлений.
Анализируя эту зависимость, можно сделать вывод, что перепад давления
выше 4—5 кгс/см2 существенного сокращения времени слива не дает. Поэтому
следует принимать перепад равным 2—4 кгс/см2.
Рассмотрим компрессорный способ слива сжиженного газа из резервуара
компрессор нагнетает пары сливаемого газа в паровое пространство емкости
до определенного давления, одновременно происходит слив жидкости.
Для решения поставленной задачи необходимо рассмотреть уравнение
теплового баланса системы пар — жидкость — металл емкости и уравнение
материального баланса.
Уравнение теплового баланса системы связывает тепло, подведенное к си-
стеме извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в от-
дельности.
Уравнение материального баланса устанавливает связь между количеством
поданного в емкость пара, количеством слитой за время работы компрессора
жидкости с изменением массы пара и жидкости в емкости.
При совместном решении уравнений теплового и материального баланса
принято:
1) вследствие постоянства объема емкости скорости изменения объемов
жидкости и пара равны;
2) скорость изменения температуры металла равна скорости изменения
температуры пара;
350
3) скорости изменения физических параметров жидкости и пара при по-
мощи частных производных связаны со скоростью изменения давления в ем-
костп.
В результате имеем:
М' ~-4 АГ - [(аУ" - рУ') ф- у] (i4,~;р"'! У
р 1 ' ‘ 1 р (г—i )
др”
ор
, (i'p' — i’p’) Ар . р' — о’
X /,* Г Qо п' дТ >
X
(11.6)
где
di’
а = o’—г—
• ор
ор ’ 1 ор *
с.р . Q0 = a0F(TM^T0)v,
М" и АГ — масса поданного пара п слптой жидкости; Ты и То — температуры
металла п окружающей среды; G и с — вес п теплоемкость металла емкости;
F — поверхность резервуара: т — время нагнетания.
Значенпя плотностей, объемов и энтальпий жидкости п пара являются
первоначальными. Значенпя коэффициентов-^- п-^в интервале температур от
О до 30' С могут быть приняты постоянными. Они легко определяются из соот-
ветствующих таблиц п диаграмм. Температура металла с достаточной степенью
точности может быть принята равной среднеарифметической температуре пара
за время нагнетания.
В формуле (11.6) первый член равенства выражает расход пара на запол-
нение объема, ранее занятого жидкостью, второй п третий — на изменение
теплосодержания жидкости п пара, четвертый — на теплоотдачу в окружающую
среду. Еслп процесс слива производится таким образом, что прогреванию под-
вергается не вся масса жпдкостп, а только ее верхний незначительный слой,
то, приняв = 0 и -|Е- = 0, получим
АГ = 4- АГ - (аУ ’ - у) - У" 4^
о v р (г — г) ор
Пример 11.2. Определить расход паров на слив пропана из автоцистерны
АЦЖГ-12-200В. Степень заполнения цистерны / = 0,83; G = 5000 кг; с =
= 0,105 ккалДкг • гС), температура t' = 0г С; t0 = —1° С; У" = 2,18 м3; V =
= 12 м3; = 4,9 кгс/см2; _рк = 8,5 кгс/см2; а = 260-Ю-4 ккал (кгс-м); Р =
= 1503-10-4 ккал (кгс-м); у = 2260 10“4 (ккал -м2)/кгс; д0 = 1140 ккал.
Решение.
ip'Гр* 23-529— 113-10,28 ^QP3|.
, р'~ р'
к7о и»_
(11.7)
p'(i*—г') 529-90
р' — р" 529— 10.28
p'(i’~i')~~ 529-90
0,0109;
У" All д_ у' _AL в (2.18 • 2 —12 • 7.28) 10'4 = 83,04 104
По формуле (1'1.6) AI" = 961.15 кг; по формуле (11.7) М" = 156,25 кг.
При прогреве всей массы жпдкостп расход пара увеличивается прямо
пропорционально отношению начального объема жидкости к начальному объему
пара.
351
При компрессорном способе перемещения сжиженных углеводородных га-
зов в паровое пространство освобождаемой емкости нагнетают пары этого же
газа, давление которых доводят до необходимой для перемещения величины.
По достижении заданного давления подача пара прекращается. Слив произ-
водится при уменьшающемся давлении в паровом пространстве. Причем ниж-
ний предел давления не должен быть меньше заранее заданной определенней
величины. Вопрос о том, какое количество жидкости может быть слито за время
падения давления от максимальной до минимальной величины, имеет большое
практическое значение. С одной стороны, это дает возможность определить
удельный расход паров для перемещения жидкости, т. е. отношение массы
поданного пара к массе слитой жидкости. С другой стороны, при заданной
производительности сливо-наливных операций решение этого вопроса опре-
делит интенсивность работы компрессорной установки.
Для решения поставленной задачи рассмотрены уравнения теплового
баланса системы пар — жидкость — металл емкости и уравнение материаль-
ного баланса емкости.
Уравнение теплового баланса системы связывает тепло, подведенное к си-
стеме извне, с изменением теплосодержания каждого элемента системы в отдель-
ности. Причем тепло внутреннего теплообмена принято равным нулю.
Уравнение материального баланса устанавливает связь за время падения
давления от максимальной величины до минимальной с изменением массы пара
и жидкости в емкости.
В результате имеем:
М' = (аГ" - ₽Г' - у) +
р и 4 )
Т/'7.1 (' Р 1 р") __ - Р Р А Q\
где
di' dp" . , op” , dTyi
Ct — 0 —--------I ~ , / — —: T — C (j- —:
1 dp op ' op op ’
o , di' . ., dp' 7 dp'
M' — количество слитой жидкостп: и T0 — температуры металла емкости
и окружающей среды; G и с — вес металла емкости и его удельная теплоемкость;
F — поверхность резервуара: г — время слива.
Значения плотностей, объемов и энтальпий пара и жидкости равны значе-
ниям в конце нагнетания и в начале слива.
Значения коэффициентов и ~ в интервале температур от 0 до 30: С могут
быть приняты постоянными. Они легко определяются из соответствующих
таблиц и диаграмм. Температуру металла с достаточной степенью точности
можно принять равной среднеарифметической температуре пара за время слива.
Если подача пара в паровое пространство резервуара производилась таким
образом, что прогревался только ее верхний незначительный слой. то. приняв
= 0 и-|^- = 0, получим;
др др
м’ - («у - v) - П “‘(Д-Дф +
р' —р"
7о р"
(11.9)
352
Пример 11.3. Определить количество слитого сжиженного пропана
из автоцистерны АЦЖГ-12-200В. Степень наполнения ср = 0,57; V" = 6 м3;
V = 8 м3: G = 5000 кг: с = 0.105 ккал(кг • гС); t' = 0; С: t0 = 1° С; рн =
= 8,5 кгс/см2; рк = 5.5 кгс/см2: а = 281.3-10“ 4 ккал/(кгс-м); у = 2360 х
Х1О-4 (ккал-м2)/кгс; <?0 = 2500 ккал;
г'.о' —i"p" 23 • 529—118 • 17.5 е е-
=-------------17^87----- = 6’6 ';
Р'.ГР”- = 5,2-7 Г-"5 - 0.336.
р(г — г ) 1 i.o • 8/
Подставив цифровые значения величин в формулу (11.8), получим М' =
= 4643 кг.
§ 4. КОМПОНОВКА II ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ
Для бесперебойного снабжения сжиженным газом в районах потребления
создается система распределения сжиженных газов.
Основными производственными звеньями системы распределения являются
кустовая база илп газораздаточная станция (ГРС) п транспортные средства.
Кустовые базы и газораздаточные станппи сжиженного газа предназна-
чены для приема, хранения и наполнения сжиженным газом баллонов и авто-
цистерн. а также для доставки их коммунально-бытовым и промышленным
потребителям.
Газораздаточные станции сжиженного газа сооружаются по типовым про-
ектам пропускной способностью 3000. 6000 и 12 000 т/год и кустовая база сжи-
женного газа пропускной способностью 25 000 т/год.
В состав газораздаточных станций входят наполнительный цех, хранилища
сжиженного газа, эстакада для слива сжиженного газа из железнодорожных
цистерн, автомобильные весы, блок вспомогательных помещений, трансфор-
маторная подстанция, пожарный резервуар объемом 400 м3, резервуар для пить-
евой воды на 50 м3 или водонапорная башня, эстакада для мойки машин.
В состав кустовых баз сжиженного газа кроме указанных сооружений
входят насосно-компрессорный цех. прирельсовый материальный склад, по-
грузочно-разгрузочная площадка для баллонов и бензозаправочный пункт.
В наполнительном цехе кустовых баз установлен карусельный агрегат для
механизированного наполнения баллонов. Как правило, кустовые базы не имеют
автомобильных весов для взвешпвания автомобильных и железнодорожных
цпстерн.
Отличительной чертой кустовых баз сжиженных газов является их способ-
ность обеспечивать газом определенный экономический район (область, край,
республику). Газораздаточные станции, являясь объектами городского газо-
вого хозяйства, способны снабжать газом отдельный населенный пункт или очень
незначительное количество таких пунктов, близко расположенных друг от
друга.
На кустовых базах и газораздаточных станциях сжиженного газа произ-
водятся следующие технологические операции:
прием сжиженного газа;
слпв сжпженного газа в хранилища:
хранение сжиженных газов в емкостях хранилпш. автоцистернах, баллонах
и т. д.;
23 Заказ 191
353
слив из пустых и неисправных валлонов неиспарившихся остатков;
розлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны и передвижные емкости;
транспортировка сжиженного газа в баллонах п по трубопроводной сети
(внутренней и внешней);
прием пустых и выдача наполненных баллонов;
ремонт и переосвидетельствование баллонов, передвижных емкостей и ав-
тоцистерн;
компаундирование сжиженных газов разных составов с целью улучшения
качества нефтепродукта;
заправка автомашин, работающих на сжиженном газе;
определение качества сжиженного газа.
Площадки для газонаполнительных станций выбираются на открытой
местности. Жилые, коммунальные и промышленные объекты, прилегающие
к станции, должны быть расположены со стороны господствующих ветров.
Расстояние между резервуарами, устанавливаемыми на базе хранения
сжиженного газа газораздаточных станций, и зданиями или сооружениями,
не относящимися к газораздаточной станции, должно определяться в зависимо-
сти от размеров резервуара (табл. 11.1).
Таблица 11.1
Расстояние от резервуаров до сооружений
Общий объем резервуаров, м* Максималь- ный объем одного резервуара, м’ Расстояние (в м) от резервуаров
наземных подземных
До 200 25 100 50
201—500 50 200 100
- 501-1000 100 300 150
1001—2000 100 400 150
2001—8000 Более 100 500 200
Примечание. Расстояния от газораздаточной станции с на-
земными резервуарами до мест скопления людей—стадионы, нарки
культуры, выставки и театры {Свыше 800 зрителей) — должны при-
ниматься в 2 раза больше указанных.
Расстояния от стационарных емкостей до зданий и сооружений этой же
станции также нормируются и должны быть не менее величин, указанных
в табл. 11.2.
Подземное расположение резервуаров или установка их с обсыпкой может
быть рекомендована лишь для тех случаев, когда отсутствует возможность обес-
печить требуемые разрывы. Расстояния в свету между наземными резервуарами
должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров,
а при диаметре их до 2 м — не менее 2 м. Расстояние между подземными резер-
вуарами должно быть не менее 1 м. Наземные резервуары устанавливают груп-
пами; объем группы резервуаров не должен превышать 2000 м3. При объеме
группы до 200 № расстояние между ними должно быть не менее 5 м, при объеме
от 200 до 700 м3 — не менее 10 м, а при объеме от 700 до 2000 м3— не менее 20 м.
Расстояния считаются между внешними образующими резервуаров.
354
Таблица 11.2
Расстояния от резервуаров до зданий и сооружений
Здания п сооружения Расстояние (в м) от емкостей
наземных подзем- ных
Здания насосно-компрессорного п наполни-
тельного отделений Железнодорожные путп для слива сжижен- 10 10
него газа (до крайнего рельса) 20 15
Автомобильные дорогп (до обочины) .... 10 10
Автозаправочные колонки Котельная, гараж, мастерская, материальный 30 20
склад 50 30
Контора и прочие здания 30 30
Прп размещении наземных резервуаров в два и более рядов расстояние
между рядами должно быть не меньше самого длинного резервуара, но не менее
10 м. Каждая группа наземных резервуаров должна пметь обваловку высотой
не менее 1 м на полный пх объем.
§ 5. РАЗДАТОЧНЫЕ БЛОКИ И КОЛОНКИ
Подача сжиженного газа из стационарных емкостей в наполнительное от-
деление для заполнения баллонов сжиженным газом п на колонки для запол-
нения автоппстерн производится насосами по сетп стационарных трубопро-
водов.
В завпспмости от заданной производительности наполнительного отделения
на наливной рампе устанавливают посты налпва баллонов. Каждый пост обо-
рудуется медпцинскимп весами B3I-150 пли ВПП-150 для взвешивания бал-
лонов с сжиженным газом, так как количество газа в баллоне определяется
по весу.
Установленный на весы баллон присоединяют к наполнительной рампе
и взвешивают. Определяют показания весов с учетом веса необходимого коли-
чества жидкого газа п производят наполнение. После наполнения записывают
в журнал номер баллона, дату наполненпя. состояние баллона, дату последнего
освидетельствования, объем баллона, массу залитого газа в килограммах и наи-
менование газа.
Для ускорения налпва баллонов сжиженным газом разработаны карусель-
ные установки, которыми оборудуются кустовые базы. Баллоны специальным
краном устанавливают на рольганг, по которому они поступают в наполни-
тельное отделение на транспортер карусельной установки. Б систему наполне-
ния баллон включается вручную. Оператор на дисковом циферблате устана-
вливает заданный вес газа п включает отсекатель, который прекращает посту-
пление газа в баллон при фиксировании заданного веса.
Наполнение автоцистерны сжиженным газом производится через заправоч-
ную колонку. В шкафу наполнительной колонки размещены запорные вентили
паровой п жидкой фаз. Там же располагаются отвод свечи, манометры и счетчик.
На конпе заправочного шланга закреплено присоединительное устройство
для подключения к автоцистерне.
23*
355
Рис. 11.6. Устройство бал-
лона объемом 50,5 л для
сжиженного газа.
§ 6. БАЛЛОНЫ ДЛЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Баллоны под сжиженный газ предназначены для транспортировки, хране-
ния, регазификации и раздачи сжиженных углеводородных газов потребителям.
Отечественная промышленность выпускает баллоны объемом 5,27, 30, 40, 50,
55 л, баллоны для автомашин 112 и 250 л, а также малолитражные баллоны
объемом 1,4 и 5 л. Баллон состоит (рис. 11.6) из сварной обечайки 1, двух штам-
пованных днищ 2, защитного колпака или воротника 3, горловины 4, подклад-
ных колец о, башмака 6. В горловину вворачивается
вентиль угловой или клапанного типа.
В баллонах объемом 5, 12, 27, 50 и 80 л вместо
колпака применяют защитный воротник. Конструкция
воротника позволяет улучшить и упростить процессы
механизации наполнения и ремонтных работ, а также
дает возможность устанавливать баллоны друг на дру-
га, что уменьшает площадь хранения и перевозки.
Каждый баллон должен быть окрашен масляной
или эмалевой красной краской. На баллоне делают
надпись «пропан — бутан». Надписи на баллонах
объемом более 12 л наносят буквами высотой 60 мм на
длину не менее половины окружности.
На баллонах около горловины должны быть четко
выбиты следующие данные:
наименование или марка завода-изготовителя;
тип баллона;
номер баллона;
фактический вес баллона в килограммах (для
баллонов объемом до 8 л с точностью до 0,1 кг, для
баллонов объемом свыше 8 л с точностью до 0,2 кг);
дата (месяц и год) изготовления п следующего
освидетельствования;
пробное гидравлическое давление рпр в кгс/см2;
рабочее давление рр в кгс/см2;
литрах (для баллонов до 5 л включительно — номиналь-
ный, для баллонов от 5 до 55 л — фактический с точностью до 0,2 л, для бал-
лонов свыше 55 л — в соответствии с ТУ на изготовление);
клеймо ОТК завода-изготовителя (круглой формы диаметром 10 м).
Место на баллонах, где выбиты паспортные данные, должно быть покрыто
бесцветньш лаком и обведено белой краской в виде рамки. На баллонах объемом
менее 5 л, а также на баллонах с толщиной стенки менее 5 мм эти данные раз-
решается указывать на пластинке, припаянной к баллону, или наносить эмале-
вой или масляной краской.
Количество сжиженного газа, помещаемого в баллоне, определяется его
объемом, условиями эксплуатации и физическими свойствами. Баллон, напол-
ненный сжиженным газом несколько больше нормы, при нагревании может
быть подвергнут внутреннему давлению больше допустимого. Перегрузка бал-
лона сжиженным газом больше нормы может произойти при его заполнении.
На газонаполнительных станциях заполненпе баллонов газом производится
полуавтоматически и контролируется взвешиванием. При заполнении оператор
подключает баллон к раздаточному коллектору и устанавливает на шкале
прибора вес Г. Вес Г определяется суммой весов газа G, который может быть
356
л.
в
загружен в баллон, порожнего баллона Т. вентиля В, раздаточного приспосо-
бления П:
Y = G — T — В— П. (11.10)
Загрузка баллона газом прекращается автоматически, как только на шкале
прибора будет зафиксирован установленный вес. Количество сжиженного газа,
загруженное в баллон, всякий раз будет разное. Это зависит от того, соответ-
ствовали ли действительным веса порожнего баллона, вентиля и раздаточного
приспособления, которые были определены ранее. Отсюда абсолютная ошибка
количества газа, который может быть загружен в баллон, определяется ошиб-
ками при взвешивании Г. порожнего баллона, вентиля и раздаточного приспо-
собления:
dG — = dY — dT — dB = (11.11)
Эту ошибку назовем ошибкой дозированпя. Абсолютными ошибками веса
вентиля и раздаточного приспособления по сравнению с абсолютными ошибками
Г и порожнего баллона можно пренебречь, так как их величины отличаются
примерно на один порядок.
Так. для баллона объемом 50 л точность взвешивания вентиля и раздаточ-
ного приспособления ±5 г (прп взвешивании на весах ВТЦ-10); точность взве-
шивания Г и порожнего баллона соответственно ±65 и ±45 г (при взвешива-
нии на весах ВМ-150). Следовательно, в основном абсолютная ошибка дозиро-
ванпя будет определяться ошибками при взвешивании Г и Т\
dG=~d\±dT. (11.12)
В неблагоприятном случае знаки абсолютных ошибок ddC и dT совпадают,
а величина их суммы образует перегрузку газа в баллоне сверх нормы напол-
нения.
Перегрузка баллона сжиженным газом может произойти не только в ре-
зультате ошибки дозирования, но и от неточности изготовления баллона. Объем
отдельного баллона вследствие неточности изготовления отличается на некото-
рую величину от номинального объема баллона данного типа. Объем отдель-
ного баллона может быть и меньше номинального объема. Возьмем отрицатель-
ный случай. Баллон перегружен сжиженным газом против нормы на величину
абсолютной ошибки дозирования, а объем баллона меньше номинального. Для
этого можно записать следующее неравенство:
G~ d G>(V — dV)p, (11.13)
где G и Т — соответственно количество газа, которое может быть помещено
в баллон с номинальным объемом, и объем баллона, равный номинальному;
dG и dV — соответственно абсолютные ошибки дозирования и объема баллона
при изготовлении; р — приведенная плотность загрузки, равная частному при
делении массовой нормы наполнения баллона на его номинальный объем.
Для безопасной эксплуатации этого баллона количество газа, отпускаемое
дозатором, надо уменьшить, чтобы даже прп наибольшей ошибке дозирования
и объеме, меньшем номинального, это количество газа соответствовало норме
наполнения баллона. Тогда можно записать следующее соотношение:
G^-dG = (V-dV)p, (11.14)
где Бд — количество газа, на отпуск которого должен быть отрегулирован до-
затор. или допустимая норма наполнения.
357
Отсюда допустимая норма наполнения находится как разность между нор-
мой наполнения баллона с номинальным объемом и выражением (dG — dVp),
которое является максимальной абсолютной ошибкой при заполнении баллона
сжиженным газом:
= V р — (dG 4- d7p). (11.15)
Заполнение баллонов сжиженным газом производится с точностью, которая
обусловливается точностью измерительного прибора и точностью, с- которой
изготовлен баллон. Возьмем в качестве показателя точности при заполнении
отдельного баллона среднюю квадратическую абсолютную ошибку и3, которая
через аналогичные ошибки дозирования ид и объема баллона при изготовлении
Оу определяется по формуле
tf3 = V^-(<Tv-p)2. (11.16)
Максимальная абсолютная ошибка при заполнении может быть больше
средней квадратичной ошибки. Если дозатор отрегулирован на отпуск коли-
чества газа меньше нормы наполнения только на величину точности при запол-
нении, то вероятность перегрузки баллона сжиженным газом будет значитель-
ной. Следовательно, необходимо определить величину, на которую надо умень-
шить норму наполнения, чтобы обеспечить достаточную надежность от пере-
грузки баллона газом. Степень надежности от перегрузки может определяться
доверительной вероятностью. Например, возьмем степень надежности, которой
соответствует доверительная вероятность, равная 0.9999. Это из 10 000 напол-
ненных баллонов только у одного возможна перегрузка. Максимальная ошибка,
на которую следует уменьшить норму наполнения или доверительный интервал,
в этом случае будет равна 3,9 су. Для этого допустимая норма наполнения опре-
делится из выражения
Сд = 1Лр — З.9с3. ' (11.17)
Для определения максимальной абсолютной ошибки при заполнении был
проведен эксперимент с десятью баллонами объемом 50 л. У первых пяти бал-
лонов был измерен объем и вычислена средняя квадратичная ошибка объема
отдельного баллона, которая оказалась равной 0.35 л. Следующие пять баллонов
были заполнены сжиженным газом (пропаном) и взвешены на весах ВМ-150.
Вычисленная прп этом средняя квадратичная ошибка дозирования .оставила
0,22 кг. Определяя среднюю квадратичную абсолютную ошибку пум заполне-
нии (при этом допускается, что выше обе квадратичные ошибки вычислялись
для одних и тех же пяти баллонов), получаем су = 0.27 кг. .Максимальная ошиб-
ка при заполнении с доверительной вероятностью 0,9999 для этих баллонов
равна 3,9 сг3, или 1 кг. Отсюда норму наполнения 21 кг пропана, вычисленную
для баллона с номинальным объемом 50 л. надо уменьшить на 1 кг. Тогда можно
быть уверенным с принятой степенью надежности, что количество газа, отпу-
скаемое в баллоны, не превысит нормы наполнения каждого отдельного баллона.
Вследствие плохой регулировки прибор, отпускающий газ, может завы-
шать или занижать норму наполнения на какую-то постоянную для этого при-
бора величину. Эта постоянная величина называется систематической абсолют-
ной ошибкой дозирования. Исключить постоянную перегрузку или недогрузку
баллонов можно, если дозатор отрегулировать так, чтобы систематическая
ошибка дозирования стала в несколько раз меньше ошибки при заполнении
и ею можно было бы пренебречь.
358
Если регулировка прибора по условиям эксплуатации затруднительна,
то при установке веса на шкале прибора, по которому производится прекраще-
ние заполнения баллона, каждый раз необходимо учитывать систематическую
абсолютную ошибку дозированпя.
Так, при экспериментальном заполнении баллонов на весах ВМ-150 сред-
ний арифметический вес сжиженного природного газа, приходящийся на бал-
лон, был равен 21,56 кг, хотя вес газа, помещенного в баллоне, при котором
должно было происходить прекращение налива, брали равным 21 кг. В этом
случае абсолютная величина систематической ошибки равна 0,56 кг.
Путем тщательной регулировки пневматической системы, при помощи ко-
торой осуществляется прекрашение налива сжиженного газа, можно добиться,
что средний арифметический вес газа, дозируемого в баллоны, будет прибли-
зительно равен норме наполнения, на которую регулируется прибор.
В качестве примера сделаем расчет допустимых норм наполнения пропаном
баллонов объемом 12, 27 и 55 л. Нормы наполнения баллонов пропаном могут
быть вычислены без учета ошибок дозирования и объема отдельного баллона
при заданной расчетной температуре. Для таких баллонов при условии, что
расчетная температура -г65° С, нормы наполнения соответственно равны 5,
11,5 и 23,3 кг. Кроме того, следует пметь в виду, что объем баллонов от 5 до 55 л
выдерживается при их изготовлении с точностью до 0,2 л. Точность взвешива-
ния порожних баллонов объемом выше 8 л на заводе-изготовителе равна 0,2 кг.
Точность взвешивания на весах ВМ-150 баллонов объемом 12, 27 и 55 л, запол-
ненных сжиженным газом, соответственно равна 45,45 и 75 г.
1. Вычислим возможные ошибки дозирования для каждого типа баллонов
п о формуле, ориентируясь на точность взвешивания порожних и заполненных
газом (р = 425 кг/м3) баллонов: для баллонов объемом 12 и 27 л
dG = 0,045 - 0,2 = 0,245 кг; .
для баллонов объемом 55 л
dG = 0,075 — 0,2 = 0,275 кг.
2. Вычислим среднюю квадратичную ошибку количества газа при запол-
нении баллонов по формуле, считая, что вычисленная ошибка дозирования и
точность объема при изготовлении равны соответствующим средним квадратич-
ным ошибкам:
для баллонов 12 и 27 л
сг3 = У (0,245)2 — (0,2 • 0,425)2 = 0,26 кг;
для баллонов объемом 55 л
' <т3 = 1Л(0,275)- - (0,2 0,425)- = 0,29 кг.
3. Величина допустимой нормы наполнения вычисляется при максимальной
ошибке 3,9 ст3 с доверительной вероятностью 0,9999:
для баллонов объемом 12л
G, = 5-3,9-0,26 = 4,0 кг;
д л я б а л л о н о в о б ъ е м о м 27 л
Сд = 11,5 — 3,9 • 0,26 = 10,5 кг;
359
для баллонов объемом 55 л
£д = 23,3-3,9-0,29 = 22,2 кг.
Если эксплуатируемые баллоны имеют другую расчетную температуру
(допустим большую, чем т65 С), то величины максимальных ошибок будут
меньше вычисленных, так как в формуле (11.16) плотность загрузки, соответ-
ствующая расчетной температуре, уменьшится.
В этом случае допустимая норма наполнения также будет другой, так как
максимальное количество газа, которое можно поместить в баллон без учета
ошибок дозирования и объема отдельного баллона, будет меньше (оно будет
соответствовать новой расчетной температуре).
В настоящее время на газонаполнительных станциях баллоны заполняют
сжиженным газом до максимальной нормы. Опасность перегрузки баллонов
сжиженным газом вследствие абсолютных ошибок дозирования и объема от-
дельного баллона при изготовлении не учитывается.
При учете всех факторов, влияющих на перегрузку баллонов сжиженным
газом, можно определить допустимые нормы наполнения баллонов каждого
типа, чтобы обеспечить их безопасную эксплуатацию. Особую трудность при
этом будет представлять определение доверительного интервала при количестве
газа, на которое надо уменьшить норму наполнения. Эта величина наиболее
точно может быть установлена на основании статистического материала.
§ 7. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
В связи со значительным ростом производства сжиженных углеводород-
ных газов и их использования проблема транспорта этих газов от мест выработки
до районов потребления приобретает первостепенное значение. Транспорт
сжиженных газов от пунктов выработки к местам потребления может быть
классифицирован по видам применяемых для этого средств:
1) железнодорожные цистерны;
2) автомобильные цистерны;
Таблица 11.&
Основные данные железнодорожных цистерн
для сжиженных газов
Показатели Геометрический объем, м3
51 * 5 4 60 **
Полезный объем, м3 Максимальная рабочая температура 43 46 54
нефтепродукта, СС Давление, кгс/см: -К 50 —50 -т-50
рабочее 20 20 3
прп гидравлическом испытании 30 30 12
Вес цистерн (с ходовой частью), кг 36 132 36 815 36 809
* Для пропана.
** Для бутана.
360
3) обычно бортовые и специальные автомашины, перевозящие баллоны
или другие сосуды;
4) трубопроводы;
5) морские и речные суда.
Наиболее широкое распространение в Советском Союзе для перевозки
сжиженных газов по железной дороге получили однобарабанные цистерны
объемом 51 и 54 м3, основные данные которых приведены в табл. 11.3.
В железнодорожных цистернах для сжиженных газов большого объема
резервуар является несущей конструкцией — рамой, к которой при помощи
опорных устройств крепят ходовые тележки. Увеличение объема цистерны
позволяет уменьшить удельную затрату металла и повысить экономичность
железнодорожных перевозок сжиженного газа.
В практике газоснабжения широкое применение получили автоцистерны
АЦЖГ-4-164 объемом 4 м3, смонтированные на шасси автомобилей ЗИЛ-130.
На заднем днище вварены люк с комплектом приборов и указатель уровня
сжиженного газа (водомерная стеклянная трубка). Арматура для наполнения
и слива сжиженного газа помещена в нижней части заднего днища цистерны.
Техническая характеристика цистерны АЦЖГ-4-164
Объем резервуара. мЗ:
геометрический................................................... 4,7
полезный (прп коэффициенте наполнения 0.85)................... 4
Расчетное максимальное давление, кгс/см2 ........................... 16
Длина, мм:
автоцистерны.................................................. 6880
резервуара автоцистерны....................................... 3700
Диаметр резервуара, мм.............................................1324
Высота автоцистерны, мм............................................ 2380
Вес автоцистерны с газом (без веса автомашины), кг................. 4520
Морской и речной транспорт сжиженных газов в специально для этого
приспособленных судах получил значительное распространение за рубежом.
В ряде стран накоплен значительный опыт по таким перевозкам.
Широко используется морской транспорт сжиженных газов в Италии,
Дании, Японии, Англии, Голландии и других странах. Большие количества
сжиженных газов перевозят из США и стран Южной Америки через Атланти-
ческий океан в Европу.
Грузоподъемность некоторых танкеров достигает 12 000 т и более. Емкости
обычного типа для сжиженных газов, размещаемые на судне, имеют преимуще-
ственно цилиндрическую форму; в эксплуатации находятся также сферические
емкости. В 1964 г. в США был сооружен танкер «Пол Эндикот» для перевозки
сжиженного газа в Англию грузоподъемностью 14 000 т пропана. Сжиженный
пропан на танкере заливают в изотермические емкости.
Как показывает зарубежный и отечественный опыт, трубопроводный транс-
порт сжпженных газов весьма практичен и в ряде случаев оказывается эконо-
мически наиболее приемлемым по сравнению с другими видами транспорта.
Различают в основном два метода передачи сжиженных газов по трубопро-
водам: по специально предназначенному для этого трубопроводу и комбини-
рованный с использованием трубопровода для последовательной перекачки
сжиженного газа с другими светлыми нефтепродуктами.
Соединенные штаты Америки обладают наиболее развитой сетью трубопро-
водов для транспорта сжпженных газов на большие расстояния. Магистраль-
361
ный трубопровод протяженностью 400 км. проложенный между городами Вуд-
Ривер и Чикаго, эксплуатируется с 1940 г. и используется для перекачки сжи-
женных газов и других легких продуктов перегонки нефти. Станция перекачки
производительностью 3000 м3/сут каждая расположены примерно через каждые
130 км. На станциях установлены центробежные четырехступенчатые насосы,
приводимые в движении шестицилиндровыми газовыми двигателями мощностью
по 200 л. с. Топливом для двигателей служит бутан, перекачиваемый по ма-
гистрали.
§ 8. ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ
Эксплуатация газонаполнительной станции допускается после получения
на это специального разрешения органов Госгортехнадзора и Государственного
пожарного надзора. К работе на газонаполнительной станции допускаются
лица, прошедшие курс подготовки по соответствующей специальности, имеющие
удостоверение о сдаче экзаменов и знающие правила техники безопасности.
На газонаполнительной станции осуществляется хранение сжиженного
газа; причем количество газа на станции должно быть таким, чтобы обеспечить
бесперебойное снабжение обслуживаемых потребителей.
В процессе обслуживания газонаполнительной станции производится
контроль за состоянием газовых установок потребителей, испытание и ремонт
баллонов, автоцистерн, арматуры и т. д.
Резервуары газонаполнительной станции подвергаются периодическому
техническому освидетельствованию и гидравлическому испытанию. Внутренний
осмотр и испытание резервуаров должны проводиться одпн раз в шесть лет.
Полный осмотр резервуара осуществляется один раз в три .месяца.
Профилактический осмотр и ремонт насосов и компрессоров производится
в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Профилактический осмотр
компрессора осуществляется один раз в три месяца, ремонт — один раз в шесть
месяцев. Кроме того, проводится регулярная проверка запорной арматуры,
приборов, весов, шлангов и т. д.
§ 9. ТРУБОПРОВОДЫ, АРМАТУРА И ШЛАНГИ
Стационарные емкости для хранения и выдачи сжиженных газов и их паров
всегда оборудуются следующими трубопроводными системами:
1) налива и слива жидкости; ; •
2) отбора и подачи паров;
2) предохранительных клапанов;
4) продувок;
5) измерительных устройств и автоматики.
Кроме того, в парках емкостей прокладывают трубопроводы для подачи
водяного пара и отвода парогазовой смесп продувок емкостей при ремонте.
Все трубопроводы, которые постоянно или периодически находятся под
давлением жидкости или ее паров, должны быть рассчитаны на давление
20 кгс/см2. Соединения элементов трубопроводов выполняются преимущест-
венно сваркой.
В системах подачи и слива жидкости при нормальных режимах работы
не допускается скорость жидкости больше 3—4 м/с. Обычно во всех напорных
жидкостных линиях после насосов принимается скорость w = 3 м/с, а для вса-
сывающих линий скорость следует уменьшить до 1—2 м/с. Общее гидравличе-
ское сопротивление всей жидкостной линии, включая линейные задвижки
362 ~
и скоростные клапаны, должно быть таким, чтобы обеспечить расход через
систему (при полностью открытых задвижках на конце трубопровода), в 2—2,5
раза превышающий его номинальное значение. При большем гидравлическом
сопротивлении системы скоростной клапан может не сработать.
Трубопроводы — отводы от предохранительных клапанов для индивиду-
альных емкостей — должны быть защищены от действия атмосферных осадков.
В парковых емкостях выхлопные трубы от предохранительных клапанов
собирают в общую сеть и отводят на свечу за пределы территории парка. Эти
общие трубопроводные сети должны быть рассчитаны так, чтобы пропустить
выхлопной газ из всех емкостей при одновременном срабатывании всех предо-
хранительных клапанов.
Парогазовая смесь при продувках емко-
стей направляется на специальную свечу,
расположенную не менее чем в 1 м за обва-
лованием емкостей.
Трубопроводы для жпдкой и паровой
фаз могут быть проложены на эстакаде п под
землей нпже глубины промерзания грунта,
но не менее чем на 0,6 м от поверхности
земли, чтобы обеспечить защиту трубопро-
вода от механических повреждений при про-
езде автомобилей. Вдоль трассы подземного
трубопровода должны быть проложены опоз-
навательные знаки.
Таблица 11.4
Основные данные шлангов
Внутренний диаметр, Mil Число тканевых прокла- док Толщина стенки, мм
От 4 до 10 2 4,0
» 12 » 18 3 5.0
» 20 » 22 3 5,5
» 25 » 30 4 6,5
» 32 » 40 5 7,5
» 42 » 54 5 7,5
схемой задвижки, скоростные
На трубопроводах устанавливают все
необходимые в соответствии с технологической
и обратные клапаны. Арматура допускается только стальная. На отдельных
участках жидкостных трубопроводов, отсекаемых в процессе нормальной экс-
плуатации запорными задвижками, предусматривается установка предохрани-
тельных клапанов. Для возможности обслуживания запорных задвижек их
необходимо устанавливать в легкодоступных местах. Всю арматуру рассчи-
тывают на рабочее давление 20 кгс/см2. Запорная арматура должна быть
рассчитана на работу в температурных пределах от —50 до —40° G.
Для соединения стационарных емкостей с транспортными емкостями
и баллонами прп их заполнении используются гибкие шланги (резино-тканевые
рукава), состоящие из внутреннего слоя специальной резины, несколько их
слоев прорезиненной ткани и наружного резинового слоя.
Прорезиненная ткань, вклеиваемая в гибкие шланги, изготовляется из
сурового льняного полотна, у которого сопротивление разрыву полоски 50 X
X 200 мм по основе и утку должно быть не менее 80—100 кгс/мм2, удлинение
при разрыве по основе менее 14—15%, а по утку 10—12%. Основные данные гиб-
ких шлангов приведены в табл. 11.4.
Шланги и муфты должны выдерживать давление не менее 15 кгс/см2, ис-
пытательное гидравлическое давление должно быть не менее 25 кгс/см2 при
отсутствии течи, трещин и местных вздутий. Давление, при котором разрушают-
ся шланги для сжиженных газов, должно быть не менее пятикратного рабочего
и для пропана не должно превышать 80 кгс/см2.
Шланги должны выполняться термостойкими в пределах температур от
—40 до —130° С. На конце такого шланга имеется обратный наполнительный
клапан. При отключении шланга этот клапан автоматически закрывает выход-
ное или входное отверстие, что уменьшает потери от утечек сжиженного газа.
363
§ 10. УСТАНОВКА ДЛЯ РЕГАЗПФПКАЦИИ СЖПЖЕННЫХ ГАЗОВ
Сжиженные газы при использовании их бытовыми или промышленными
потребителями подвергаются регазпфпкации (испарению). Для регазификации
может быть использовано тепло окружающей среды пли тепло специального
теплоносителя. Тепло, необходимое для процесса регазификации, расходуется
на испарение сжиженного газа и перегрев его паров до температуры окружа-
ющей среды. Количество этого тепла зависит от состава газа и давления, при
котором происходит процесс регазпфикацпи. Следует различать испарение в зам-
кнутом объеме и испарение в проточной системе. При испарении в замкнутом
объеме необходимо, чтобы непрерывно отводплпсь пары, а температура в сосуде
поддерживалась постоянной. При проточной системе испарения сжиженные
газы испаряются в теплообменнике, пз которого выходят насыщенные пли
перегретые пары. В баллонах практически всегда происходит достаточное ис-
парение сжиженных газов.
При непрерывном отборе паров пз хранплпща все время изменяются
в нем состав и давление сжиженного газа. В такой системе невозможно пол-
ностью испарить всю жидкость. В емкости остается смесь, обогащенная высоко-
кипящими компонентами. Производительность системы зависит от испаритель-
ной поверхности емкостей и пх чпсла п в значительной степени от внешних
атмосферных условий.
В проточной системе регазпфпкации производительность не зависит от
этих условий, так как испарение сжиженного газа осуществляется в специаль-
ном теплообменнике-испарителе.
Малогабаритный испаритель сжиженного газа представляет собой баллон,
внутри которого расположен змеевик для подачи теплоносителя с температурой
до 80° С. Производительность испарителя составляет примерно 50 кг/ч сжижен-
ного газа.
Кожухотрубчатые испарители представляют собой теплообменник, внутри
корпуса которого проходит пучок труб. Внутри труб проходит теплоноситель.
В межтрубное пространство поступает сжиженный газ. В верхней части меж-
трубного пространства происходит перегрев пара жидкого газа. После этого
газ из верхней части испарителя подается к потребителю. Производительность
кожухотрубчатых испарителей 200 —1000 кг-ч газа.
§ 11. СЕБЕСТОИМОСТЬ ХРАНЕНИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Снабжение сжиженным газом коммунально-бытовых потребителей осущест-
вляется от газораздаточных станций, которые являются основными производ-
ственными звеньями системы газораспределения в каждой из областей. От газо-
раздаточных станций сжиженные газы транспортируются в автоцистернах
и баллонах непосредственно потребителям, если радиусы доставки небольшие.
На расстоянии более 75 —100 км сжиженный газ транспортируется через сеть
обменных складов или пунктов баллонов.
Одним из основных параметров, определяющих экономические показатели
системы газораспределения, является реализация (оборот) сжиженного газа —
количество газа (в т). поступившего и реализованного (отпущенного) на объектах
распределения за год.
Сжиженный газ с газораздаточных станций в основном поступает на нужды
населения (80—85% от общего объема). Остальная часть приходится на комму-
нально-бытовые организации и в меньшей мере — на мелкие промышленные
предприятия.
364
Расходы газораздаточных станций .могут быть сгруппированы по следующим
стат ьям:
1) содержание и текущий ремонт газораздаточной станции;
2) содержание и текущий ремонт баллонов;
3) транспортные расходы по доставке газа абонентам, которые содержат
затраты по доставке газа как населению, так и коммунально-бытовым и другим
потребителям:
4) прочие расходы на содержание аварийно-диспетчерской службы и сле-
сарей профилактикой, содержание групповых емкостей и некоторого домового
оборудования (плит, колонок и др.).
Размер удельных издержек реализации газа по отдельным газовым хозяй-
ствам колеблется в значительной степени. Себестоимость реализации газа зави-
сит: от общих размеров оборота газа: от соотношения объемов газа, отпускае-
мого в автопистернах и баллонах; от доли газа, реализуемого населению, в об-
щем объеме реализации; от уровня транспортных расходов, в свою очередь
определяемых средними радиусами доставки газа потребителям и их концент-
рацией; от соотношения количества газа, транспортируемого соответствующим
транспортом газовых хозяйств п транспортом сторонних организаций и др.
Так, себестопмость газораспределения в Ивановской и Ярославской областях
в 1968 г. составила 43,1 п 39,5 руб/т. Во Владимирской области расходы на 1 т
сжиженных газов значительно больше и составили 60,5 руб/т, что объясняется
преобладанием баллонных установок (81.7% общего числа) и большой рас-
средоточенностью потребления (лпшь 25% установок находятся во Влади-
мире).
В табл. 11.5 приведены данные за 1968 г. о структуре издержек газораспре-
деления по отдельным газовым хозяйствам. Транспортные и общеэксплуата-
ционные расходы составляют около 60% всех затрат, прочие расходы от 20
до 30%. Содержание и текущий ре.монт газораздаточных станций занимают 10—
15% всех затрат.
Т аблица 11.5
Структура издержек (в %) газораспределения
по некоторым городам
Статьи расхода Города
Калинин Яро- славль Смоленск
Транспортные расходы по доставке газа абонентам . 30,8 33,9 24,4
Содержание и текущий ремонт га- зораздаточной станции 11,8 16,5 12,3
Содержание и ремонт баллонов . . 4,4 1,0 1,3
Цеховые и общеэксплуатацпонные расходы 23,0 26.9 37,9
Прочие расходы 30,0 21,7 24,1
Итого . . . . 100,0 100,0 100,0
Структура себестоимости реализации сжиженных газов газовыми хозяй-
ствами по экономическим элементам характеризуется большим удельным весом
заработной платы обслуживающего персонала (до 60—70% всех затрат) и амор-
тизационных отчислений (25—30%).
365
ОГЛАВЛЕНИЕ
С.
Предисловие ................................................................. 3
Часть первая
Проектирование и эксплуатация нефтебаз . .................................... 5
Глава 1. Грузовые операции на нефтебазах.................................... 5
§ 1. Общая характеристика нефтебаз^. . . 5
§ 2. Обоснование строительства нефтебазы, выбор и планировка площадки ... 7
§ 3. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов ...................... 14
§ 4. Водные перевозки нефтепрощутов .................................... 25
§ 5. Раздаточные устройства нефтебаз ................................... 31
Глава 2. Гидравлический расчет трубопроводов нефтебаз....................... 35
§ 1, Некоторые сведения пз гидравлики трубопроводов и реологии нефтепродук-
тов ............................................................ . 35
§ 2. Расчет времени слива нефтепродуктов пз железнодорожных цистерн ... 44
§ 3. Гидравлический расчет трубопроводных коммуникаций слива нефтепродук-
тов из железнодорожных цистерн......................................... 49
§ 4. Гидравлический расчет трубопроводных коммуникаций налпва нефтепро-
дуктов в транспортные емкости........................................... 64
Глава 3. Резервуары ........................................................ 67
§ 1. Вертикальные цилиндрические резервуары............................. 68
§ 2. Экономика основных размеров вертикальных цилиндрических резервуаров 83
§ 3. Горизонтальные цилиндрические резервуары........................... 88
§ 4. Оборудование стальных резервуаров ................................. 92
§ 5. Шаровые резервуары ............................................... 106
§ 6. Каплевидные резервуары ............................................ ПО
§ 7. Железобетонные резервуары ........................................ 114
§ 8. Основания п фундаменты под резервуары . . ..................... 125
§ 9. Определение объема резервуарных парков нефтебаз................... 131
§ 10. Хранилища в горных выработках.................................... 133
Глава 4. Насосные станции п трубопроводы нефтебаз.......................... 139
§ 1. Устройство насосных станций ...................................... 139
§ 2. Расчет фундаментов под насосные агрегаты.......................... 149
§ 3. Эксплуатация насосных станций .................................... 152
§ 4. Расчет трубопроводов нефтебаз на прочность........................ 155
§ 5. Термические напряжения в трубопроводах............................ 159
§ 6. Эксплуатация трубопроводов нефтеоаз............................... 163
Глава 5. Потери нефтепродуктов и методы их сокращения...................... 165
§ 1. Источники потерь ............................................. 165
§ 2. Основы теории потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах .... 171
§ 3. Методы сокращения потерь нефтепродуктов .......................... 179
§ 4. Замер и учет нефтепродуктов....................................... 189
Глава 6. Подогрев нефтепродуктов .......................................... 197
§ 1. Основные положения ............................................ 197
§ 2. Тепловой расчет «горячих» трубопроводов нефтебаз.................. 204
§ 3. Остывание нефтепродуктов в трубопроводах.......................... 212
366
< с.
§ 4, Тепловое взаимодействие (интерференция) подземных трубопроводов .... 218
§ 5. Расчет подогрева нефтепродукта в емкостях............................................................................................... 220
Список литературы ............................................................................................................................... 227
Часть вторая
Газораспределительные сетп и газохранплшца....................................................................................................... 229
Глава 7. Общие понятия о газораспределительных сетях. Свойства газов .... 229
§ 1. Современное состояние газоснабжения..................................................................................................... 229
§ 2. Общие понятия о газораспределительных сетях и газохранилищах .... 230
§ 3. Физические свойства газов .............................................................................................................. 232
Глава 8. Газораспределительные сетп и станции.................................................................................................... 240
§ 1. Газопроводные неметаллические и стальные трубы и арматура.......................................................................... 240
§ 2. Потребители газа. Колебания расхода газа........................................................................................... 254
§ 3. Виды газораспределительных сетей ....................................................................................................... 256
§ 4. Гидравлический расчет газопроводов высокого и среднего давления .... 259
§ 5. Гидравлический расчет распределительных газопроводов низкого давления 269
§ 6. Газораспределительные станции и их оборудование.................................................................................... 299
Глава 9. Газгольдеры ............................................................................................................................ 320
§ 1. Система газоснабжения .................................................................................................................. 320
§ 2. Методы покрытия месячных, суточных и часовых пик потребления газа . . 320
§ 3. Определение объема газохранилищ по графикам расхода газа. 321
§ 4. Классификация газгольдеров и газохранилищ................................................. 322
§ 5. Газгольдеры низкого давления ...... 322
§ 6. Газгольдеры высокого давления. 329
§ 7. Хранение газа в трубах. 333
§ 8. Технико-экономические показатели газгольдеров различных типов и области
их применения .......................................................... 334
Глава 10. Хранение сжиженных газов .............................................................................................................. 335
§ 1. Производство сжиженных газов ........................................................................................................... 335
§ 2. Емкостп для хранения сжиженных газов.................................................................................................... 336
§ 3. Изотермическое хранение сжиженных газов................................................................................................. 338
§ 4. Степень заполнения резервуаров сжиженным газом.......................................................................................... 339
§ 5. Хранение газа в твердом состоянии....................................................................................................... 342
Глава 11. Газонаполнительные станции ............................................................................................................ 344
§ 1. Методы перемещения сжиженных газов...................................................................................................... 344
§ 2. Компоновка и основное оборудование газопрпемо-раздаточных станций . . . 346
§ 3. Процессы слива — налива сжиженных газов................................................................................................. 348
§ 4. Компоновка п основное оборудование газонаполнительных станций .... 353
§ 5. Раздаточные блоки п колонки............................................................................................................. 355
§ 6. Баллоны для сжиженных газов............................................................................................................. 356
§ 7. Транспорт сжиженных газов .............................................................................................................. 360
§ 8. Обслуживание газонаполнительных станций................................................................................................. 362
§ 9. Трубопроводы, арматура и шланги......................................................................................................... 362
§ 10. Установка для регазифпкации сжиженных газов............................................................................................ 364
§ 11. Себестоимость хранения п распределения сжиженных газов ................................................................................ 364
Сурен Газарович Едпгаров,
Сергей Андреевич Бобровский
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЕБАЗ И ГАЗОХРАНИЛИЩ
Редактор издательства К. П. Святитская
Технический редактор Т. Г. Сивова
Переплет художника Ю. Г. Асадова
Корректор Т- В. Чирикова
Сдано в набор 30 III 1973 г.
Подписано в печать 19 MX 1973 г. Т-09960.
Формат 70 х 10и1,16. Бумага М 2. Печ. л. 23.0.
Усл. п. л. 29,9- Уч,-изд. л. 28.7. Тираж'9800 экз.
Заказ Хз 191 82 — 8. Цена 1 р. 32 к.
Издательство «Недра». 103633. Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1 19.
Ленинградская типография АЛ 6 «Союзполпграфпрома»
прп Государственном комитете Совета Министров СССР
по делам издательств, полиграфии п книжной торговли.
196006, г. Ленинград. Московский пр.. 91.