2.1. Определение физических характеристик нефтепродуктов

Одними из наиболее важных показателей перекачиваемых жидкостей являются такие её физические характеристики, как плотность ρ и вязкость v, определяющие в конечном итоге энергетические затраты и производительность трубопроводов. Известно, что существенное влияние на плотность и вязкость оказывает температура перекачиваемого нефтепродукта. Поэтому при расчёте и выборе оборудования необходимо руководствоваться теми параметрами жидкостей, которые соответствуют температурному режиму нефтепродукта.

Плотность нефти находится в пределах 700…1100 кг/м³, а изменение её величины с температурой определяется, например, по формуле Менделеева [1]:

, (2.1)

где ρ_Т и ρ₂₉₃ – плотность нефтепродуктов соответственно при температурах Т и 293 К; β_р – коэффициент объёмного расширения (см. таблицу 1 Приложения),

либо по формуле

ρ_Т = ρ₂₉₃+ξ(293 – Т). (2.2)

Сведения по физическим характеристикам и значениям поправочных коэффициентов нефтепродуктов приведены в таблицах 1 и 2 Приложения.

Пример 1.

Рассчитать кинематическую вязкость и плотность ромашкинской нефти при температуре Т=275 К.

Решение.

Поскольку расчётная температура выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость ромашкинской нефти (см. табл. 2 Приложения), то для расчета выбираем формулу Вальтера (ASTM) [1]

, (2.3)

где эмпирические коэффициенты а и b определяются по формулам

.

Для ромашкинской нефти при Т₁ = 283⁰К v₁=30,7 мм²/с, а при Т₂ = 293⁰К v₂=14,2 мм²/с. Тогда величины эмпирических коэффициентов

,

а кинематическая вязкость ромашкинской нефти при температуре Т=275 К после преобразования формулы (2.3)

мм²/с.

Плотность нефти при этой температуре согласно формуле (2.1)

кг/м³,

где ρ₂₉₃=862 кг/м³; β_р=0,000793 1/ К.

2.2. Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов

Резервуарные парки, входящие в систему магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз, играют очень важную роль. Основное их назначение — выполнение роли буфера между поставщиком и получателем, компенсирующего неравномерности поставок и потребления нефти и нефтепродуктов, К числу других функций резервуарных парков относятся: создание запасов на случай возникновении сбоев в транспортной цепи, доведение качества нефти и нефтепродуктов до требуемого уровня, их замер и учет.

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

– на головной насосной станции;

– на границах эксплуатационных участков;

– в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Полезный суммарный объем резервуарных парков зависит от диаметра труб и протяженности нефтепроводов (см. табл. 1).

Рекомендуемые суммарные полезные объёмы резервуарных парков Таблица 1

нефтепроводов (единица измерения — суточный объем перекачки)

Протяжённость нефтепровода, км	Диаметр трубы, мм
	630 и менее	720, 820	1020	1220
до 200 свыше 200 до 400 свыше 400 до 600 свыше 600 до 800 свыше 800 до 1000	1,5 2 2,5 3 3/3,5	2 2,5 2,5/3 3/3,5 3/4	2 2,5 2,5/3 3/4 3,5/4,5	2 2,5 2,5/3 3,5/4 3,5/5

Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, а в знаменателе – когда не менее 30% от протяженности трубопровода проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки).

При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру ёмкости по табл. 1 добавляется объём резервуарного парка, соответствующего длине остатка.

Суммарный полезный объем резервуарных парков на головной и промежуточных насосных станциях (ПНС) нефтепровода ориентировочно (в частях) распределяется следующим образом:

– головная насосная станция (ГНС) – 2…3;

– ПНС на границе эксплуатационных участков – 0,3…0,5;

– то же при проведении на ПНС приемо-сдаточных

операций – 1...1,5.

Общий объем резервуарных парков определяется на основе полезного с учётом коэффициента использования емкости η_р, определяемого по табл. 2.

Суммарный объем резервуарных парков V_р в системе магистрального нефтепровода определяется через суточный расход V^сут

V_р=V ^сут[(n_э-п_у-1)(0,3…0,5)+п_у(1…1,5)+(2…3)], (2.4)

где n_э – количество эксплуатационных участков (протяжённостью L_э= =400…600 км); п_у – количество насосных станций на границах эксплуатационных участков (где выполняются приёмо-сдаточные операции).

Рекомендуемые величины η_р Таблица 2

Ёмкость резервуара, м3	Коэффициент использования емкости ηр
	без понтона	с понтоном	с плавающей крышкой
до 5000 включительно от 10000 до 30000	0,85 0,88	0,81 0,84	0,80 0,83

Пример 2.

Рассчитать объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода диаметром 720 мм протяженностью L_м=900 км, расположенного на дальнем Востоке. Доля длины нефтепровода, проходящей в сложных условиях, составляет 40%. На границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточных операции.

Решение.

Количество эксплуатационных участков нефтепровода такой протяжённости

п_э =L_м /L_э= 900/(400...600) = 2.

Поскольку на границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточные операции, то п_у = 1, и, задаваясь верхними пределами рекомендуемых объемов резервуарных парков, по формуле (2.4) определяется их суммарный объём

V_p=V^сут[0,5(п_э – п_у –1)+1,5 п_у+3]= V^сут [0,5(2 – 1 – 1) +1,5·1+3]=4,5 V^сут.

Найденный суммарный объем резервуаров соответствует рекомендациям табл. 1.

Необходимая вместимость V_гнс резервуарного парка головной насосной станции (ГНС) вычисляется по формуле [1]

, (2.5)

где k_н рез=1,3 – коэффициент неравномерности поступления нефти в резервуары ГНС; k_н тр=1,1 – коэффициент неравномерности работы трубопровода; Ц – количество циклов последовательной перекачки (при перекачке одного продукта Ц=365); т – количество перекачиваемых нефтепродуктов; q_i и Q_i – реальный и максимально допустимый суточный расход i-того нефтепродукта в трубопроводе.

Найденная величина V_гнс не должна быть меньше трехсуточного объема перекачки нефти по трубопроводу.

Необходимая вместимость резервуарного парка конечного пункта нефтепровода , (2.6)

где k_расх=1,5 – коэффициент среднегодового расхода нефти на конечном пункте; q_i макс – максимальная величина суточного расхода i-того нефтепродукта.

Вместимость резервуарного парка нефтебазы определяется по графикам поступления и отгрузки нефти, составленным на основании фактических данных за 2...3 года, с учетом страхового запаса. Для каждого вида нефтепродукта необходимый объём резервуаров находится как

, (2.7)

где ΔV_i макс – максимальный месячный остаток i-того нефтепродукта в % выражении; ΔV_i мин – минимальный месячный остаток i-того нефтепродукта в % выражении; – величина страхового запаса i-того нефтепродукта в % выражении, выбираемая по таблице 3.

При отсутствии таких данных вместимость может быть рассчитана по формуле , (2.8)

где Q^год – годовой расход нефти; k_нер – коэффициент неравномерности потребления нефти, выбираемый согласно таблице 4.

Нормы страхового запаса нефтепродуктов Таблица 3

Тип нефтебазы	Месторасположение нефтебазы	Норма страхового запаса, %
Железнодорожные, водные (речные) Водные (речные) с поступлением нефти только в навигаци-онный период	Южнее 600 северной широты в европейской части страны Севернее 600 северной широты в европейской части страны, в Сибири, на Урале и Дальнем Востоке –	до 20 до 50 до 50*

^* – Вычисляется по среднемесячной потребности в межнавигационный период.

Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов Таблица 4

Характеристика районов потребления	kнер
	Все виды топлива	Масла, смазки
Промышленные города Промышленные районы: промышленность потребляет 70% промышленность потребляет 30% Сельскохозяйственные районы	1,0 1,1 1,2 1,5 1,7	1,3 1,5 1,8 2,0 2,5

Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с реализацией менее 1 тыс.т/год страховой запас не устанавливается.

Пример 3.

Определить необходимый полезный объем резервуарных парков головной насосной станции и конечного пункта магистрального нефтепровода для перекачки 8 млн.т нефтепродуктов (бензин – 30%, диз. топливо – 40%, реактивное топливо – 30%) в год с цикличностью Ц=61. Принять расходы поступления нефтепродуктов (бензина АИ-93, летнего дизельного топлива – ДЛ и реактивного топлива – ТС-1) на ГНС равными соответственно 500, 450 и 480 м³/ч; максимальные расходы их реализации на конечном пункте 360, 400 и 430 м³/ч. Плотность нефтепродуктов при расчётной температуре t =274 К соответственно равна 746,3 кг/м³, 848,8 кг/м³ и 814,5 кг/м³, а часовые расходы через трубопровод – Q_АИ-93=1310 м³/ч, Q_ДЛ=1193 м³/ч, Q_ТС-1=1284 м³/ч.

Решение.

На основании общего объёма перекачиваемых при расчётной температуре нефтепродуктов годовые объёмы каждого из них составляют

м³,

м³,

м³.

Поскольку объём перекачиваемых нефтепродуктов достаточно большой принимаем для ГНС резервуары типа РВСП-10000 (η_р=0,84) для бензина и РВС-10000 (η_р=0,88) – для дизельного и реактивного топлива.

Потребная вместимость резервуарного парка для ГНС согласно (2.5)

м³.

Потребная вместимость резервуарного парка для конечного пункта согласно (2.6)

м³.

Таким образом, на ГНС необходимо установить не менее 17 резервуаров вместимостью по 10000 м³, а на конечном пункте – не менее 22.

Пример 4.

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

Показатель	Помесячное поступление (отгрузка) бензина, %
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	всего
Поступление Отгрузка	14 3	13 4	11 5	7 7	4 8	3 13	3 15	7 13	9 12	9 10	10 6	10 4	100 100

Среднемесячное потребление бензина – 1000 м³.

Решение.

Для расчёта объёма резервуаров в соответствии с формулой (2.7) необходимо определить месячные остатки и их сумму нарастающим итогом:

Показатель	Помесячные остатки бензина, %
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Месячный Нарастающий итог	11 11	9 20	6 26	0 26	-4 22	-10 12	-12 0	-6 -6	-3 -9	-1 -10	4 -6	6 0

Величина страхового запаса бензина согласно таблице 3

Тогда с учётом результатов расчётов, сведённых в таблицу, ΔV_макс= 26% и ΔV_мин= -10%, полезный объём резервуаров

м³.

Требуемый общий объём резервуаров м³.

Так как под каждый нефтепродукт должно быть предусмотрено не менее 2-х ёмкостей, то необходимо установить две ёмкости с понтоном объёмом 5000 м³.