Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций
..pdfдаменты под стенку, рекомендованные в типовых разработках, представляют собой тонкую монолитную или сборно-монолитную кольцевую плиту шириной 1 м и толщиной не более 20 см. Такая конструкция фундамента обеспечивает устойчивость только прифундаментного слоя (подсыпки), практически не увеличивая жесткости узла сопряжения днища со стенкой, и не влияет на не равномерность осадки основания резервуара.
Неравномерная осадка основания и фундамента и вызванное этим искажение геометрической формы днища и стенки резерву ара являются проблемой, требующей решения.
Вертикальные стальные резервуары являются сложными ин женерными сооружениями, чрезвычайно чувствительными к не равномерным осадкам оснований, которые вызывают перекосы, крен и изменение формы резервуара. При превышении допусков они становятся непригодными для эксплуатации и требуют выпол нения работ по реконструкции.
В ОАО "Гипротрубопровод" был разработан новый проект свайно-монолитного фундамента, представленный на рис. 2.36. Этот тип основания, как показала практика эксплуатации в тече ние 3 лет двух резервуаров, наилучшим образом противостоит всем несовершенствам нестабильных грунтов этой площадки.
Предотвращение образования и удаление уже образовавшихся нефтеосадков из резервуаров
Практика эксплуатации резервуаров типа РВС объемом 10000 — 50000 м3 показала малую эффективность работы действу ющих систем размыва донных отложений нефти, принцип дей ствия которых основан на веерном струйном нефтяном потоке че рез стационарно установленные головки. При этом средний уро вень отложения парафина составил 0,7 —1,2 м или 6 — 18 % от рабо чего объема резервуара. Проблема снижения полезного объема резервуара является весьма актуальной.
Основными причинами низкой эффективности систем раз мыва являются:
применение устаревших малоэффективных систем с фикси рованной шириной щели размывающей головки диаметром 150 — 300 мм, установленных, как правило, по три на резервуарах вме стимостью 10000 м3;
отсутствие на некоторых НПС системы внутрипарковой пере-
102
осадков в резервуарах с понтонами, так как замер осадка осуще ствляется только через замерный люк, установленный на направ ляющей трубе, и отражает уровень осадка только в этой трубе.
Низкая эффективность работы размывающей системы приво дит с одной стороны к значительным материальным затратам на очистку резервуаров, снижению полезной емкости, а с другой сто роны — создает условия зарождения и развития язвенной корро зии элементов днища и стенки резервуара.
С учетом отечественного и зарубежного опыта эксплуатации резервуаров для хранения нефти в целях гомогенизации нефте продуктов, а также предотвращения образования донных отложе ний в них рекомендовано применение мешалок.
Для перемешивания больших объемов в настоящее время предлагаются мешалки типа "погруженное сопло", а также лопаст ные мешалки в диффузоре. На практике обычно применяют лопа стные мешалки с боковым вводом.
При насыщении придонной области резервуара нефтеосадками количество мешалок на резервуар и их мощность следует уточнять.
Требуемую скорость движения нефти в придонном слое дос тигают установкой на резервуар специальным образом необходи мого количества мешалок оптимальной мощности.
В связи с большой емкостью резервуаров для хранения нефти (от 10 до 50 тыс. м3) для реализации эффективного перемешивания требуются мешалки большой мощности (12 кВт и более) со специ ально спрофилированными винтами.
Мешалки такого типа разработаны в рамках программы кон версии ГРЦ "КБ им. академика В. П. Макеева", изготовлены по ко операции с оборонными предприятиями и успешно применяются с 1998 г. на нефтеперерабатывающих предприятиях Башкортоста на при изготовлении мазута и моторных масел (рис. 2.37).
Аналогичную проблему с применением турбулентных лопаст ных мешалок решают в ОАО "Центрсибнефтепровод" (г. Томск), предлагая достаточно эффективную систему размыва донных осадков, основанную на эффекте затопленной струи (рис. 2.38).
За рубежом оборудованием резервуаров для хранения нефти мешалками с целью предупреждения накапливания донных отло жений занимается фирма "PREMATECHIC" (Германия). Эта фирма устанавливает мешалки на резервуары емкостью до 100000 м3.
104
2.5.УЧЕТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
2.5.1.Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов
Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов (далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подраз деляют на прямые и косвенные.
Реализация прямых методов заключается в определении мас сы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков, расходомеров с интеграторами.
Косвенные методы, в свою очередь, подразделяют на объем но-массовый и гидростатический.
Объемно-массовый метод. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема (V) и плотности (р) продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по темпера туре и давлению), определению массы брутто продукта как произ ведения значений этих величин и последующего вычисления мас сы нетто продукта по формуле
Мбр = Vp(Ppf, |
(2.12) |
где Мбр — масса брутто продукта, т; Vpt — объем продукта, м3;
ppt — плотность продукта, приведенная к условиям измере ния объема, т/м3.
Плотность продукта измеряют или поточными плотномерами, реализованными на различных физических принципах, или арео метрами для нефти и нефтепродуктов в условиях аналитической лаборатории по объединенной (среднесменной) пробе, отобран ной, например, автоматическим пробоотборником, с последую щим ее перемешиванием перед измерением плотности. Темпера туру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема измеряют соответственно термометрами и манометрами.
Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рас считывают их массу. Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти в соответствии с действующими стандартами, техническими условиями (ТУ) и другими нормативными документами.
106
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам анализов объединенной (средне сменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории.
Массу нетто нефти (нефтепродукта) при учетно-расчетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта
мн = м бр - мб. |
(2.13) |
На магистральных нефтепроводах, имеющих узлы учета неф ти (УУН), оборудованные преобразователями расхода, поточными преобразователями плотности и блоками измерения параметров качества (БИК) и (или) системы измерения количества и качества нефти (СИКН), массу нетто нефти определяют по формуле
Мн = МЦ ~ Мб' |
(2.14) |
где Mg’ — масса брутто нефти, зарегистрированная на цифро печатающем устройстве (ЦПУ), а при его отказе опре деленная по показателям центрального блока обра ботки информации (ЦБОИ), т;
Мб — масса балласта, т, определенная по формуле
w |
+ w |
7Vffi = м ‘гбр мп |
(2.15) |
|
100 |
Wm — массовая доля механических примесей в нефти, %; WB — массовая доля воды в нефти, %;
Wxc — массовая доля хлористых солей в нефти, %.
В зависимости от способа измерения объема продукта объем но-массовый метод подразделяют на динамический и статиче
ский.
Динамический метод применяют при измерении массы про дукта непосредственно на потоке в нефте- и нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобра зователями расхода с интеграторами.
Статический метод применяют при измерении массы продук та в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).
107
Объем продукта в резервуарах определяют с помощью граду ированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической из мерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.
Гидростатический метод. При применении гидростатическо го метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части ре зервуара на уровне, относительно которого производят измере ния, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения. При этом формула для определения массы продукта М имеет вид:
|
_ Р^ср Щр ) |
(2. 16) |
|
g |
|
где |
р — гидростатическое давление продукта в резервуаре |
относительно уровня отсчета, Па; Нр — расчетный уровень наполнения, или уровень, относи
тельно которого производят измерение, м;
Fcp(Hp) — средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц на резервуар;
g — ускорение свободного падения.
Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять по двум вариантам:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции (используя вышеизложенный метод);
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сече ния части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, делен ное на местное ускорение силы тяжести.
Измерение гидростатического давления столба продукта про изводят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта.
Для определения средней площади сечения части резервуара с помощью металлической измерительной рулетки, метроштока или уровнемера измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычи сляют соответствующие этимуровням средние площади сечения.
108
2.5.2. Погрешности измерений
Различают истинные значения физических величин и их эмпирические оценки — результаты измерений.
Истинные значения физических величин — это значения, идеальным образом отражающие свойства данного объекта как в количественном, так и в качественном отношении. Они являют ся той абсолютной истиной, к которой мы стремимся, пытаясь вы разить ее в виде числовых значений.
Результаты измерений являются продуктами нашего позна ния. Представляя собой приближенные оценки значений вели чин, найденных путем измерения, они зависят не только от этих оценок, но еще и от методов измерения, технических средств, с помощью которых проводятся измерения, и свойств органов чувств наблюдателя, осуществляющего измерения.
Отклонение результатов измерения х от истинного значения Q измеряемой величины называется погрешностью измерения:
А = х — О.
Но поскольку истинное значение О измеряемой величины не известно, приходится в формулу вместо истинного значения под ставлять так называемое действительное значение.
Под действительным значением физической величины пони мают ее значение, найденное экспериментально и настолько при ближающееся к истинному, что для данной цели оно может быть использовано вместо него.
Погрешности измерений в отношении характера и причин их появления делят на систематические и случайные. Кроме того, в процессе измерения могут появиться очень большие (грубые) погрешности и могут быть допущены промахи. И те, и другие, как правило, отбрасывают и при обработке результатов измерений не учитывают.
Систематическими называют погрешности измерений, оста ющиеся постоянными или изменяющиеся по определенному зако ну при повторных измерениях одной и той же величины. Они мо гут быть изучены, и тогда результат измерения может быть уточ нен либо путем внесения поправок (если значения этих погрешно стей определены), либо путем применения таких способов изме рения, которые дают возможность исключить влияние системати-
109
ческих погрешностей без их определения. Результаты измерения тем ближе к истинному значению измеряемой величины, чем мень ше оставшиеся неисключенными систематические погрешности.
Случайными называют погрешности измерений, изменяю щиеся случайным образом при повторных измерениях одной
итой же величины. Действительно, производя со всей тщательно стью повторные измерения, обнаруживают нерегулярные рас хождения результатов измерений, обычно в последних двух —трех значащих цифрах. Случайные погрешности не могут быть исклю чены из результатов измерений подобно систематическим по грешностям. Однако при проведении повторных измерений одной
итой же величины методы математической статистики позволяют несколько уточнить результат измерения, так как для искомого значения измеряемой величины можно найти более узкий довери тельный интервал, чем при проведении одного измерения.
Промахами и грубыми погрешностями называют погрешно сти измерений, существенно превышающие оправдываемые объ ективными условиями измерений систематические или случай ные погрешности. Как правило, результаты измерений, содержа щие промах, не принимаются во внимание. Причинами промахов обычно являются ошибки наблюдателя. Причинами грубых по грешностей могут являться неисправность измерительной аппара туры, резкое изменение условий измерений и другие случайные
воздействия. Обнаружить промах бывает не всегда легко, особен но при единичном измерении. Кроме того, результат промаха ока зывается иногда таким, что бывает трудно решить, является ли это промахом или большой случайной погрешностью.
Таким образом, мы имеем два типа погрешностей измерения: а) случайные (в том числе грубые погрешности и промахи), из меняющиеся случайным образом при повторных измерениях од
ной и той же величины; б) систематические погрешности, остающиеся постоянными
или закономерно изменяющиеся при повторных измерениях.
В процессе измерения оба вида погрешностей проявляются одновременно, и погрешность измерения можно представить в виде их композиции:
Л = 5 + 0,
где 6 — случайная; 0 — систематическая погрешности.
110