Потери нефтепродуктов и методы их сокращения
Рассчитать потери бензина АИ-92 от малых дыханий на 14 июля для нефтебазы, расположенной в Оренбурге.
Резервуар РВС-10000; диаметр резервуара 28,5 м; высота 18 м; высота конуса крыши 0,71 м; высота взлива 7 м.
Максимальная температура воздуха 305 К, минимальная 291 К.
Продолжительность дня 16,7 часов.
Резервуар окрашен алюминиевой краской годичной давности (ξс=0,5); нагрузка дыхательных клапанов ркв = 196,2 Па; ркд=1962 Па.
Барометрическое давление ра = 0,10132 МПа.
Погода солнечная (γ =0,8).
Температура кипения бензина Тнк =319 К, ρ293 = 720 кг/м3; давление насыщенных паров при 311 К (рsр=44000 Па).
Дано:
V=10000 м3;
Dр = 28,5;
Н = 18 м;
Нк = 0,71 м;
Нвзл = 7 м;
Тв.max = 305 К;
Тв.min = 291 К;
ρ293 = 720 кг/м3;
pa = 0,10132 МПа = 101,32 кПа;
pкв = 196,2 Па;
pкд = 1962 Па = 1,962 кПа;
Tнк = 319 К;
Рассчитать:
Потери бензина АИ-92 от малых дыханий на 14 июля для нефтебазы, расположенной в Оренбурге.
Решение
Потери от малых дыханий рассчитываются по формуле Константитнова Н.Н.:
Gмд=σ*Vг*lnpа-pкв-pmin*Trminpа+pкд-pmax*Trmax#1
где
σ – среднее массовое содержание паров нефтепродуктов, кг/м3;
Vг – объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефтепродукта, м3;
Рmin, Рmax – минимальное и максимальное парциальные давления паров нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток, Па;
Tmin, Tmax – минимальная и максимальная температуры в ГП резервуара в течение суток, К;
Ра – абсолютное давление, Па;
Ркв – вакуум в ГП, соответствующий нагрузке вакуумного клапана, ПА;
Ркд – избыточное давление в ГП, соответствующее нагрузке клапана давления, Па.
Потери от малых дыханий также можно записать в виде:
Gмд=σ*∆V#2
где
∆V – объем ПВС, вытесняемый из резервуара, м3.
Из равенств (1) и (2) получим следующее выражение:
∆V=Vг*lnpа-pкв-pmin*Trmaxpа+pкд-pmax*Trmin#3
Определим площадь зеркала нефти
FН=π*Dр24#4
FН=3,14*28,524=637,6 м2
Найдем среднюю высоту ГП
Нг=Н-Нвзл+Нк3#5
Нг=18-7+0,713=11,2 м.
Рассчитаем объем ГП резервуара:
Vг=FН*Нг#6
Vг=637,6*11,2=7164,68 м3.
Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную плоскость:
FВ=Dр*Нг#7
FВ=28,5*11,2=320,2 м2.
Рассчитаем среднюю температуру воздуха:
Тв.ср=Тв.max+Тв.min2#8
Тв.ср=305+2912=298 К.
Принимаем, что средняя температура нефти равна среднесуточной температуре воздуха:
Тн.ср=Тв.ср=298 К.
Рассчитаем удельную теплоемкость нефти при ее средней температуре:
Ср=31,56ρ293*762+3,39*Тн.ср#9
Ср=31,56720*762+3,39*298=2084,44Джкг*К.
Определим коэффициент теплопроводности нефти при ее средней температуре
λн=156,6ρ293*1-0,00047*Тн.ср#10
λн=156,6720*1-0,00047*298=0,186Втм*К.
Определим коэффициент температуропроводности нефти:
a=λнСр*ρ#11
где
ρ – плотность нефти при средней температуре, которая определяется:
ρ=ρ2931+βр*Тн.ср-293#12
где
βр – коэффициент объемного расширения, принимается по таблице:
βр=1,279*10-31/К
ρ=7201+0,9761*298-293=715,4 кг/м3
a=0,1862084,44*715,4*3600=0,00045 м2/ч
Находим коэффициент m:
m=π2*a*τдн#13
где
τдн – продолжительность дня.
m=3,142*0,00045*16,7=14,461м.
Определяем интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле Кастрова-Савинова:
i0=13541+1-γγ*cos(ψ-φ)#14
где
γ – коэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности, облачности, запыленности (для солнечной погоды γ=0,8);
ψ – географическая широта места установки резервуара (для Оренбурга ψ=51,77;
φ – расчетное отклонение солнца (для 14 июля φ=21,77 град)
i0=13541+1-0,80,8*cos(51,77-21,77)=516,6 Вт/м2
Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:
F0=FВ*sinψ-φ+FН*cosψ-φ#15
F0=320,2*sin51,77-21,77+637,6*cos51,77-21,77=414,8 м2.
Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:
F=FН+π*FВ#16
F=637,6+3,14*320,2=1643 м2.
Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:
q=ξс*F0F*i0#17
где
ξс – степень черноты внешней поверхности резервуара для алюминиевой краски (ε=0,5);
q=0,5*414,81643*516,6=65,2 Вт/м2
Найдем величины коэффициентов теплоотдачи по формулам:
ai=aa0+a1a*q+a2a*q2#18
aj=ba0+b1a*Tв.ср#19
где
aa0, a1a, a2a, ba0, b1a – эмпирические коэффициенты, принимаемые по таблице 1.
Таблица 1 – Величина эмпирических коэффициентов в формулах (18) и (19)
Коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефти, через газовое пространство, соответственно для дневного и ночного времени:
ap=3,05+9,01*10-3*65,2-7,65*10-6*65,22=3,60 Вт/м2*К
ap'=-9,19+4,59*10-2*298=4,19 Вт/м2*К
Коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к внешнему воздуху, соответственно для дневного и ночного времени:
aвл=2,70+8,07*10-3*65,2-6,09*10-6*65,22=3,20 Вт/м2*К
aвл'=-3,90+3,78*10-2*298=7,36 Вт/м2*К
Коэффициенты конвективного теплообмена от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени:
aвк=2,60+15,28*10-3*65,2-16,54*10-6*65,22=3,53 Вт/м2*К
aвк'=2,44 Вт/м2*К
Коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве, соответственно для дневного и ночного времени:
aг=1,68+3,59*10-3*65,2-2,96*10-6*65,22=1,90 Вт/м2*К
aг'=2,33 Вт/м2*К
Коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время
aв=aвк+aвл#20
aв'=aвк'+aвл'#21
aв=3,53+3,20=6,73 Вт/м2*К
aв'=2,44+7,36=9,80 Вт/м2*К
Приведённые коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефти вычисляются по формулам:
aст=aпaпaг+aп+m*λнm*λн*FнF#22
αст'=aп'*FнF1+FнF*aп'aг'#23
где
aп' - коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к поверхности жидкости для дневного времени, aп'=aп=5,35 Вт/м2*К;
aг' - коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к поверхности жидкости для ночного времени, aг'=2,33 Вт/м2*К.
aст=5,355,351,90+5,35+14,46*0,18614,46*0,186*637,61643=0,51Втм2*К;
αст'=5,35*637,616431+637,61643*5,352,33=1,10Вт/м2*К
Определим избыточные максимальную и минимальную температуру стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти:
а) минимальная температура стенки резервуара
ϴст.min=aв'*ϴв.minaв'+aст.'+aр'*FнF#22
ϴв.min=Тв.min -Тн.ср#23
где
Тв.min – минимальная температура воздуха, Тв.min=291 К;
Тн.ср – средняя температура нефтепродукта, Тн.ср=298 К.
ϴв.min=291 -298=-7 К.
ϴст.min=9,80*(-7)9,80+1,10+4,19*637,61643= -5,5 К.
б) максимальная температура стенки резервуара
ϴст.max=q+aв*ϴв.maxaв+aст+aр*FнF#24
ϴв.max=Тв.max -Тн.ср#25
где
Тв.max – максимальная температура воздуха, Тв.max=305 К;
ϴв.max=305 -298=7 К;
ϴст.max=65,2+6,73*76,73+0,51+3,35*637,61643=13,0 К.
Определим избыточные температуры газового пространства, отсчитываемые от средней температуры нефти
ϴг.min=ϴст.min1+aп'aг'*FнF#26
ϴг.max=ϴст.max1+aпaг*FнF*m*λнaп+m*λн#27
ϴг.min=(-5,5)1+5,352,33*637,61643=-2,90 К
ϴг.max=13,01+5,351,90*637,61643*14,46*0,1865,35+14,46*0,186=9,52 К.
Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:
Tг.min=ϴг.min+Tн.ср#28
Tг.max=ϴг.max+Tн.ср#29
Tг.min=-2,90+298=295,10 К
Tг.max=9,52+298=307,52 К
Находим объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре
Vж=Fн*Hвзл#30
Vж=Fн*Hвзл=637,6*7=4463,3 м3
Vп=Vр-Vж#31
Vр=π*D24*H=3,14*28,524*18=11477,1м3
Vп=11477,1-4463,3=7013,8 м3
Минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара с учетом степени заполнения резервуара:
VжVр=4463,311477,1=0,39 <0,6
Значит, расчет производим по формуле:
pmin*=pmin*∆CCs#32
где
∆CCs - средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени, принимаем ∆CCs=1.
pmin=1-0,055*VпVж0,89*рsр#33
pmin=1-0,055*7013,84463,30,89*44=46030 Па=46,0 кПа
где
рsр=44000 Па=44 кПа
pmin*=46,0*1=46,0 кПа
Температурный напор будет равен:
ϴ= ∆T2=305-2912=7 К.
Определим молярную массу паров нефтепродукта
M=52,629-0,246*Tи+0,001*Tи2#34
где
Tи=Tнк-30#35
Tи=319-30=289 К.
M=52,629-0,246*289+0,001*2892=65,056кгмоль.
Rп=RМ=8314,365,056=127,8 Дж/кг*К.
где
R =8314,3 Дж/моль*К – универсальная газовая постоянная.
Почасовой рост концентраций в газовом пространстве:
M=52,629-0,24*Tu
Сτ=0,01725*Rп*ϴ1,25Тн.ср0,25*pг*D*Нг0,25#34
где
pг– давление в газовом пространстве резервуара:
pг=pa+pкд#35
pг=101325+1962=
Сτ=0,01725*127,8*71,252980,25*pг*28,5*11,20,25=0,112 %ч.
Продолжительность выдоха:
τ=0,5*τдн+3#36
τ=0,5*16,7+3=11,35 ч.
Максимальная концентрация
Сmax=Сτ* τ+Сmin#37
Сmin=pminpa-pкв*100#38
Сmin=46*103101325-196,2*100=45,5 %.
Сmax=0,112* 11,35+45,5=46,8 %.
Максимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:
pmax=pa+pкв*Сmax100#39
pmax=101325+196,2*46,8100=47499,9 Па=47,5 кПа.
Вытесняемый объём паровоздушной смеси рассчитаем по формуле (3):
∆V=7164,7*ln101325-169,2-46030*307,52101325+1692-47499,9*295,10=206,47 м3
Среднее массовое содержание паров нефти в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара:
σ=pmax+pminRп*Tг.max+Tг.min#40
σ=47499,9+46030127,8*307,52+295,10=1,21кгм3.
Потери нефти при «малом дыхании» резервуара с установленными дыхательными клапанами рассчитаем по формуле (2)
Gмд=1,21*206,47=250,74 кг.
Ответ:
Gмд=250,74 кг.
Задать вопрос
на новый заказ в Автор24.
