Основные сведения и расчеты систем хранения товарных нефтей и нефтепродуктов

А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, М. 3. Зарифянова









ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ И РАСЧЕТЫ СИСТЕМ ХРАНЕНИЯ ТОВАРНЫХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ



Учебное пособие














Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 665.71/.765:621.43
ББК 39.71
     Ш25

Рецензенты:
к. т. н., заведующий лабораторией химического анализа ПАО «Газпром добыча Ямбург» (г. Ямбург) Снигирев Святослав Владимирович;
д. т. н., профессор кафедры «Технология основного органического и нефтехимического синтеза» (ТООНС) Казанского национального исследовательского технологического университета (г. Казань), член-корреспондент Академии наук Республики Татарстан
Хуснутдинов Исмагил Шакирович




      Шарифуллин, А. В.
Ш25        Основные сведения и расчеты систем хранения товарных нефтей и
      нефтепродуктов : учебное пособие / А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, М. 3. Зарифянова. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 200 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-1537-8

            Изложены основные сведения о нефтебазах: классификации, информация о составе сооружений, применяемом оборудовании, методах эксплуатации. Рассмотрены вопросы замера количества и контроля качества нефтепродуктов, мероприятия по сокращению их потерь, а также методы защиты резервуаров от коррозии. Подробно рассмотрены резервуары, а также их основное оборудование. Предложены расчеты основных физико-химических свойств нефтепродуктов и технико-технологические расчеты по подбору основного и вспомогательного оборудования нефтебаз.
            Для студентов, обучающихся по направлениям: 21.03.01 «Нефтегазовое дело», по укрупненным группам направлений подготовки 18.00.00 «Химическая технология», а также 23.03.03.06 «Сервис транспортных и транспортно-технологических машин и оборудования (нефтепродуктообеспечение и газоснабжение)». Представляет интерес для инженерно-технических работников нефтяной и нефтехимической отрасли.

                                                         УДК 665.71/.765:621.43
                                                         ББК 39.71







ISBN 978-5-9729-1537-8

   © Шарифуллин А. В., Байбекова Л. Р., Зарифянова М. 3., 2023
   © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
                         © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

СОДЕРЖАНИЕ


Введение............................................................7
1.  Расчет основных физико-химических характеристик нефтепродуктов......................................................8
1.1. Плотность нефти и нефтепродуктов...............................8
1.1.1. Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры..........8
1.1.2. Зависимость плотности нефтепродуктов от давления............10
1.1.3. Зависимость плотности нефтепродуктов при одновременном отклонении температуры и давления от номинальных значений...........11
1.2. Вязкость нефти и нефтепродуктов................................11
1.2.1. Зависимость вязкости нефтепродукта от температуры...........11
1.3. Испаряемость нефти и нефтепродуктов............................12
1.3.1. Расчёт массы насыщенных паров нефтепродукта в резервуаре....13
1.4. Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов...............14
2.  Общие сведения о системах хранения, приема-отпуска нефти и нефтепродуктов...................................................16
2.1. Основные объекты и операции на нефтебазах.....................16
2.2. Классификация нефтебаз........................................19
2.3. Планировка нефтебазы. Выбор площадки..........................20
2.4. Прием и отпуск нефтепродуктов в железнодорожных цистернах.....27
2.5. Виды слива-налива нефти и нефтепродуктов......................40
2.6. Хранение нефти и нефтепродуктов в таре........................42
2.7. Раздаточные устройства нефтебаз...............................43
2.8. Размещение резервуарных парков нефтебаз.......................46
2.8.1. Расчет высоты обвалования...................................47
3.  Резервуарный парк..............................................50
3.1. Состав расчета резервуарного парка............................50
3.2. Определение емкости резервуарного парка нефтебазы.............50
3.3. Расчет полезной вместимости резервуарных парков распределительной нефтебазы и выбор резервуаров......................................53
3.3.1. Расчет емкости (объема) резервуарного парка по бензину марки АИ-92-К5.....................................................55
3.4. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов................56
3.4.1. Общие сведения о резервуарах................................56
3.4.2. Классификация резервуаров...................................59
3.5. Стали, применяемые при строительстве емкостей и металлических конструкций нефтебаз...............................................62
3.6. Вертикальные металлические цилиндрические резервуары. Классификация......................................................65
3.7. Сфероидальные резервуары......................................71
3.8. Резервуары с плавающей крышей.................................75
3.9. Резервуары с «дышащими» крышами...............................81
3.10. Резервуары с газокомпенсатором...............................82

3

3.11. Заглубление металлических резервуаров........................83
3.12. Основания и фундаменты металлических резервуаров.............84
3.13. Горизонтальные цилиндрические резервуары (цистерны)..........87
4. Обслуживание резерваров.........................................88
4.1. Газовая обвязка металлических резервуаров.....................88
4.2. Защита от коррозии металлических резервуаров..................89
4.3. Мероприятия по сохранению качества хранимых нефтепродуктов в металлических резервуарах........................................89
4.3.1. Отделение подтоварной воды и ее слив из резервуара..........90
4.3.2. Мероприятия по учету хранимых нефтепродуктов. Калибровка резервуаров.............................................90
5. Неметаллические резервуары......................................92
6. Расчет вертикального стального цилиндрического резервуара типа РВС-5000 со стационарной крышей для хранения газойля...............99
6.1. Определение расчетной температуры газойля в регионе хранения..99
6.2. Определение расчетной вязкости газойля в условиях хранения....99
6.3. Определение плотности газойля при температурах хранения......100
6.4. Определение давления насыщенных паров (ДНП) газойля...........101
6.5. Определение оптимальной геометрической высоты резервуара......101
6.6. Расчет количества поясов и высоты цилиндрической части резервуара.........................................................102
6.7. Расчет радиуса и диаметра резервуара типа РВС-5000............ 103
6.8. Расчет минимальной толщины поясов стенки резервуара (без гидроиспытаний)..............................................103
6.9. Расчет толщины поясов........................................104
6.10. Расчет днища резервуара.....................................105
6.11. Расчет плавающей крыши резервуара...........................107
7. Расчет потерь нефтепродукта из резервуара при его хранении.....109
7.1. Расчет потерь газойля из резервуара от «больших дыханий» .....109
7.2. Расчёт потерь газойля из резервуара от «малых дыханий» .......110
8. Расчет резервуара на устойчивость к воздействию различных нагрузок...........................................................115
8.1. Постоянные и временные нагрузки на резервуар.................115
8.2. Расчет конструктивных элементов резервуара на прочность.......115
8.3. Расчет конструктивных элементов резервуара на устойчивость....118
9. Основное эксплуатационное оборудование резервуаров типа РВС.....120
9.1. Общие сведения...............................................120
9.2. Люки.........................................................121
9.3. Патрубки.....................................................124
9.4. Хлопушка и механизм ее управления............................126
9.5. Сифонный кран................................................127
9.6. Дыхательная арматура.........................................128
9.6.1. Подбора дыхательных клапанов для стального резервуара типа РВС..........................................................129

4

9.7. Подогревательная аппаратура..................................130
9.7.1. Подогреватели секционные...................................130
9.7.2. Внутренние подогреватели (местные) ........................132
9.8. Придонный очистной люк.......................................132
9.9. Огневые предохранители.......................................133
9.9.1. Огнепреградители...........................................133
9.10. Пламепреградители...........................................135
9.11. Предохранитель огневой жидкостный...........................136
9.12. Мембрана предохранительная разрывная........................136
9.13. Газоотделитель..............................................137
9.14. Пробоотборники..............................................138
9.15. Подъёмная труба.............................................140
10.  Перекачка нефти и нефтепродуктов на нефтебазах...............141
10.1. Насосные станции нефтебаз...................................141
10.2. Выбор насосов и двигателей..................................143
10.3. Выбор насосного оборудования для заполнения (опорожнения) резервуара........................................................145
10.4. Гидравлический расчет для подбора насосов...................148
10.4.1. Общие сведения о гидравлическом режиме....................148
10.4.2. Гидравлический расчет и подбор насоса для технологического трубопровода, соединяющего ж/д эстакаду с резервуаром..............150
10.4.2.1. Выбор насоса для перекачки..............................154
10.4.3. Гидравлический расчет и подбор насоса для перекачки нефти между резервуарами................................................155
10.4.4. Гидравлический расчет и подбор насоса для перекачки мазута Т-40 из ж/д цистерн в резервуар........................................157
10.5. Выбор насоса. Схемы подсоединения...........................160
10.6. Расчет основных параметров нефтяного насоса нефтебазы.......162
10.6.1. Расчёт основных параметров центробежного насоса...........163
10.6.2. Пересчёт характеристик центробежных насосов с воды на вязкую нефть...................................................164
10.6.3. Расчёт необходимого давления на входе в насос при перекачке нефтепродуктов....................................................165
11.  Трубопроводы нефтебаз........................................166
11.1. Назначение и классификация трубопроводов....................166
11.2. Элементы трубопроводных коммуникаций........................166
11.3. Эксплуатация трубопроводов..................................171
11.4. Опоры трубопроводов.........................................175
11.5. Гибкие прорезиненные рукава.................................177
11.6. Защита трубопроводов от коррозии............................178
12.  Расчет объема нефтепродукта, хранимого в вертикальном цилиндрическом резервуаре со сферическим днищем и плоской крышей по высоте взлива (налива) h........................................179
12.1. Пример расчета...............................................181

5

13. Расчет железнодорожной эстакады нефтебазы.................183
13.1. Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности..............................................183
13.2. Расчет времени слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн.......................................................185
13.3. Расчет времени слива наибольшей грузоподъемности........189
13.4. Определение максимального расхода в коллекторе..........189
13.5. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны................................................191
13.6. Расчет количества железнодорожных цистерн для вывоза нефтепродуктов................................................192
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............................................194

6

ВВЕДЕНИЕ


    Современные предприятия нефтепродуктообеспечения (нефтебазы и парки хранения-отгрузки) - это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтепродуктами (нефти).
    В состав нефтебаз входят комплекс технологических зданий, сооружений и устройств, из которых преобладающее значение имеет резервуарный парк, который должен быть достаточен для осуществления основных мероприятий, обеспечивающих нормальную эксплуатацию.
    Резервуарные парки нефтебаз играют очень важную роль. Основное их назначение - выполнение роли буфера между поставщиком и получателем, компенсирующего неравномерности поставок и потребления нефтепродуктов. К числу других функций резервуарных парков относятся: создание запасов на случай возникновения сбоев в транспортной цепи, доведение качества нефтепродуктов до требуемого уровня, их учет.
    Повышение эффективности работы нефтебаз достигается не только за счет улучшения технико-экономических показателей используемого оборудования, но и за счет внедрения новой техники и технологий.
    Выросшие требования к качеству нефтепродуктов предопределяют и условия работы предприятий нефтепродуктообеспечения, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений. Выросшие требования к эксплуатационному персоналу обусловливают необходимость повышения теоретического уровня специалистов, т. е. их знания современных технологий и приемов, позволяющих добиться максимальной эффективности при минимуме риска нанести ущерб обслуживающем персоналу и природе.

7

1. Расчет основных физико-химических характеристик нефтепродуктов

    Расчеты в области хранения нефти и нефтепродуктов связаны, прежде всего, с изменением их физико-химических свойств, из которых наиболее важными является плотность, вязкость, испаряемость и теплофизические параметры.
    Плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов существенно изменяются под действием температуры и давления. Однако эти изменения не всегда носят прямолинейный характер. Поэтому в некоторых случаях расчет носит итерационный характер (используется метод приближения).

1.1. Плотность нефти и нефтепродуктов

    Плотность большинства товарных нефтей и нефтепродуктов изменяется в диапазоне 700-1200 кг/м³. Для расчетов плотность нефти и нефтепродуктов стандартизована и нормируется при 20 °C.

1.1.1. Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры

    Для большинства товарных нефтепродуктов нормируется плотность при 20 °C. В реальных технологических процессах температура нефтепродуктов изменяется в широких пределах. Изменение плотности нефти и нефтепродуктов вследствие изменения температуры определяется по формуле Менделеева (1.1).
Р⁽t) = Р: Ф + %'⁽²⁰ - t⁾],                (1.1)
где pₜ - плотность нефтепродукта при температуре t (кг/м³);
р₂₀ - плотность нефтепродукта при температуре 20 °C, (кг/м³);
£(1/°C)- коэффициент объемного расширения. Значение коэффициента £ представлены в таблице 1.1.

Т а б л и ц а 1.1

Значения коэффициента объемного расширения

Плотность р, (кг / м3) £(1/°C) 
       700-719         0,001225
       720-739         0,001183
       740-759         0,001118
       760-779         0,001054
       780-799         0,000995
       800-819         0,000937
       820-839         0,000882
       840-859         0,000831
       860-880         0,000782

8

     Пример 1. Плотность бензина р₂₀ при температуре 20 °C равна 745,0 кг/м³. Определить плотность этого же бензина при температуре 10 °C.
     Расчет. Используя формулу (1.1) и таблицу 1.1, находим:
р₁₀ = 745 - [1 + 0,001118- (20 -10)] = 745 • 1,01118 = 753,3 кг / м³.
     Если известна плотность р1 нефтепродукта при температуре T1, то плотность р₂ того же нефтепродукта при температуре T₂ рассчитывается по формуле (1.2):
Р2 = А-[1 + ... • (20 -12) - 4Х • (20 -11)],     (1.2)
в которой 41 и 4₂ - коэффициенты объемного расширения нефтепродукта при плотностях р1 и р₂, соответственно.
     Пример 2. Плотность р1 дизельного топлива при температуре 7 °C равна 855,0 кг/ м³. Какая плотность р₂ этого же дизельного топлива будет при температуре 15 °C ?
     Расчет. Полагая сначала, что плотность р₂ дизельного топлива при температуре 15 °C попадает в тот же диапазон плотностей, что и р1, получаем:
р₂ = 855 -[1 + 0,000831 - (20 -15) - 0,000831 - (20 - 7)] = 849,3 кг/м³.
     Поскольку плотность 849,3 кг/м³, действительно, попадает в диапазон плотностей, в котором коэффициент 42 равен 0,000831, то это означает, что его значение выбрано правильно и 849,3 есть искомая плотность дизельного топлива при температуре 15 °C . В противном случае следовало бы расчет произвести заново с коэффициентом 42, соответствующим рассчитанному значению плотности р₂.
     Пример 3. Плотность р1 автобензина при температуре 25 ° С равна 774,0 кг/м³. Какая плотность р₂ этого же автобензина будет при температуре 6 °C ?
     Расчет. Полагая сначала, что плотность р₂ автобензина при температуре 6 °C попадает в тот же диапазон плотностей, что и р1, получаем:
р2 = 774-[1 + 0,001054-(20-6)-0,001054-(20-25)] = 789,0 кг/м³,
р₂² = 789-[1 + 0,000995-(20 - 6) - 0,000995-(20 - 25)] = 803,91 кг / м³,
р₂³ = 803,91 -[1 + 0,000937 - (20 - 6) - 0,000937 - (20 - 25)] = 818,22 кг / м³.
     Поскольку плотность 818,22 кг/м³, действительно, попадает в диапазон плотностей, в котором коэффициент 42 равен 0,000937, то это означает, что его значение выбрано правильно и 818,22 есть искомая плотность дизельного топлива при температуре 6 °C . В противном случае следовало бы расчет произвести заново с коэффициентом 42, соответствующим рассчитанному значению плотности р₂.

9

1.1.2. Зависимость плотности нефтепродуктов от давления


    Несмотря на то, что нефтепродукты являются практически не сжижаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. При увеличении давления плотность нефтепродукта возрастает, а при уменьшении давления - убывает. Изменения плотности малы по сравнению с ее номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать при осуществлении приемо-сдаточных операций и при инвентаризациях в условиях транспорта нефтепродуктов по трубопроводам.
    Зависимость плотности р нефтепродукта при постоянной температуре от давления p представляется формулой (1.3).
Р(Р) = Ро '[1 ⁺ р'⁽Р - Р0)],                (1.3)
где Р (1/Па) - коэффициент сжимаемости нефтепродукта;
р₀ - плотность нефтепродукта при атмосферном давлении.
    Используется также модуль упругости нефтепродукта K (Па), который равен 1/Р. Тогда формула (1.3) приобретает вид:
Р⁽Р) = Ро '[1 ⁺ ⁽Р ⁻Ро)/K].                 (1.4)
    Средние значения модуля упругости для нефтепродуктов такие:
    K ~ 1,0 -109 Па - для бензинов;
    K ~ 1,4 -10⁹ Па - для керосинов;
    K ® 1,5 -10⁹ Па - для дизельных топлив и нефтей.
    Пример 1. Плотность р1 дизельного топлива при давлении 0,1 МПа равна 840,0 кг/м³. Какая его плотность р₂ при давлении 3,5 МПа и той же самой температуре ?
    Расчет. Использование формулы (1.4) дает:
р₂ = 840-[1 + 3,4-106/(1,5-109)] = 841,9 кг/м³.
    Пример 2. Плотность р1 автобензина при давлении 0,1 МПа равна 735,0 кг/м³. Какая плотность автобензина р₂ при давлении 5,0 МПа и той же самой температуре?
    Расчет. Формула (1.4) дает:
р₂ = 735-[1 + 4,9-10⁶ /(1,0-10⁹)] = 738,6 кг/м³.
    Пример 3. Плотность р1 автобензина при давлении 0,1 МПа равна 735,0 кг/м³. Какая плотность автобензина р₂ при давлении 6,6 МПа и той же самой температуре?
    Расчет. Формула (1.4) дает:
р₂ = 735 -[1 + (6,6 - 0,1) -10⁶ /(1,0-10⁹)] = 739,78 кг/м³.

10

1.1.3. Зависимость плотности нефтепродуктов при одновременном отклонении температуры и давления от номинальных значений

     В практике транспортировки жидких нефтепродуктов имеет место одновременное изменение температуры и давления, так как это взаимосвязанные величины (закон Кайперона - Менделеева). Для практических расчетов используют следующую формулу (1.5):
р(t) = р₀-[1 + $■ (10 -1) - (p 0 - p)/K ],     (1.5)
где р₀ - плотность нефтепродукта при номинальных значениях to и p₀. В качестве номинальных для расчетов принимают температуру 20 °C и давление 0,1 МПа.

1.2. Вязкость нефти и нефтепродуктов

1.2.1. Зависимость вязкости нефтепродукта от температуры

     Для расчета кинематической вязкости V(t) нефтепродукта в различных значениях его температуры можно использовать формулу Рейнольдса - Филонова (1.6).
v( t) = v 0 - exp (- %■( t -10 )),        (1.6)
где v₀;( cCm,...1 cCm=10⁻⁶ м²/ с) — кинематическая вязкость нефтепродукта при температуре t₀; %(1/°C) - опытный коэффициент.
     Для того, чтобы воспользоваться формулой (1.6), необходимо знать либо коэффициент %, либо вязкость v1 нефтепродукта еще при одной температуре t1. Тогда коэффициент % находится по формуле % = ln(v₀/vₓ)/(tх-t₀).
     Выражение exp(x) = ex означает экспоненциальную зависимость (функцию) от x основание натуральных логарифмов e к 2,71828. Например, exp(-2,5) = e²"' к 2,7182s⁻²,⁵ к 0,0821. Выражение ln x (натуральный логарифм) означает обратную, логарифмическую функцию от х, в которой основанием логарифма служит число е; при этом существует тождество: lnx = lgx/lge, где 1gx -десятичный логарифм.
     Пример 1. Кинематическая вязкость дизельного топлива v₀ при температуре 15 °C равна 9,0 cCm. Какова вязкость v1 этого топлива при температуре 5 °C ? Коэффициент % принять 0,02.
     Расчет. Расчет по формуле (1.6) дает:

    V1 = 9 ■ exp(-0,02 ■ (5 -15)) к 11 (cCm).

     Пример 2. Кинематическая вязкость бензина v₀ при температуре 8 °C равна 0,70 cCm, а при температуре 20 °C v1 = 0,50 cCm. Какова вязкость бензина при температуре 12 °C ?

11

     Расчет. Расчет по формуле (1.6) дает:
V = 0,7 • exp(-%•( t - 8)). Коэффициент х = ln(0,7/0,5)/(20 - 8) = 0,028, поэтому
V = 0,7 • exp(-0,028 • (12 - 8)) = 0,63(cCm).


1.3. Испаряемость нефти и нефтепродуктов


    Испаряемость нефтей и нефтепродуктов определяется наличием в них «светлых» фракций. Для оценки испаряемости нефти и нефтепродуктов чаще всего используется давление насыщенных паров (ДНП). Кроме того, ДНП является важным показателем безопасности при транспортировке и хранении нефти. ДНП - это абсолютное давление, при котором жидкая и паровая фаза находятся в термодинамическом равновесии в замкнутом объеме при заданной температуре. Кроме того, ДНП оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, значение потерь от испарения и т. п. Использование ДНП позволяет рассчитать потери нефтепродуктов от испарения при их хранении и транспортировке.
    Для стабильных жидкостей Ps < 1,0 атм (0,1 МПа); для нестабильных (содержащих «светлые» фракции) - больше атмосферного давления. Нормальное атмосферное давление составляет 0,1013 МПа.
    При определении ДНП для чистых углеводородов при заданной температуре можно воспользоваться термодинамическим уравнением Клапейрона -Клазиуса (1.7):

                               дPₛ

r
'исп

д T T ■ (Vₙ - Уж)’
где Гисп - молярная энтальпия испарения, Дж/(моль • град);
Vn, Vж - мольные объемы, соответственно, пара и жидкости, м³/моль.
    Интегрируя уравнение (1.7), приходим к соотношению: lg( Ps (T )) = A ₊ B/T,

(1.7)

(1.8)

где A и B - постоянные коэффициенты, которые можно найти, если известны два значения ДНП при двух температурах.
    Из-за сложного состава нефти и нефтепродуктов рассчитать ДНП теоретически затруднительно, поэтому на практике его определяют экспериментально: например, если известны значения ДНП при двух температурах (экстраполяционный метод), то по аналогии с использованием формулы Вальтера коэффициенты A и B в формуле (1.8) найдутся следующим образом:

;

(1.9)


b = ™ T1 - T2


(1.10)

12

    Зная указанные коэффициенты, можно рассчитать значение ДНП в диапазоне температур [ Т1; Т2]. Кроме того, ДНП (в Па) может быть найдено по одной из следующих эмпирических зависимостей:

- для нефтей                                                 
           P = Pa - expl 10,53-11 - Тнк||;            (1.11)
S        a        а 1      -        1           Т 1 1       
- для автомобильных бензинов                                
Ps ~ 57 000 - exp(-0,0327 - (Тнк - Т));               (1.12)
- для авиационных бензинов                                  
Ps ~ 65 000 - exp(-0,0303 - (Тнк - Т));               (1.13)
- для деэтанизированного газового конденсата                
8,59 - 981                                                  
                   Ps = 10     Т ;                    (1.14)
- для стабильного газового конденсата                       
                                           2,55 - 978       
                                      Ps = 10     Т , (1.15)

где Тнк — температура начала кипения, К.

1.3.1. Расчёт массы насыщенных паров нефтепродукта в резервуаре


    Пример. Определим массу насыщенных паров нефтепродуктов в резервуаре, где хранится 10 тонн бензина с плотностью 867 кг/м³ при температуре 10 ° С и атмосферном давлении.
    Расчет. Объем насыщенных паров бензина в резервуаре рассчитывается по формуле (1.16):
V = (V - V )- т м³                        (1 16)
. п. грез уж) тн. п., м ,                 k¹.¹W
где V,ез - объем резервуара, м³;
Vж - объем горючей жидкости в резервуаре, м³;
тнп - объемная доля насыщенного пара горючей жидкости (в долях от единицы).
    Объем горючей жидкости в резервуаре:

</

тж

р'ж
ж •^ж

170000 кг з
--------— ® 196 м , 867 кг/м³

(1.17)



где Шж - масса жидкости в резервуаре, кг;
Рж - плотность бензина при температуре 10 °C - 867 кг/м³.
    Давление насыщенного пара (ДНП) бензина при температуре 10 °C:

1   1                           13/7,5/8
Л. —                  4,14457---------------
р = 100-10 Са⁺Т = 100-10                         ⁻⁵⁰,5⁰⁷+2⁸³ да 1,6 кПа,
                      н. it.

(1.18)

где А, В, Са - константы уравнения Антуана, равные, соответственно, 4,14457, 1377,578 и -50,507 (находится из справочных данных).

13

    Объёмная доля насыщенных паров бензина при 10 °C:

Фн.п.

— = ¹,⁶ кПа * 0,022 Ро    98,6 кПа

(1.19)

где Ро - атмосферное давление (по условию равно 98,6 кПа). Следовательно, в данных условиях:
                   V = = (200 м³-196 м³)• 0,016«0,06 м³.
                    П . fl.1           I


(1.20)

    Молярный объём при температуре 10 °C (283 К) и давлении 101 кПа по формуле Менделеева - Клапейрона:

V’
м

22,4 • Ро ■ Т Т • Р'

22,4 •101,3кПа • 283К
273 К 401 кПа

= 23,3 м³/кмоль.

(1.21)

    Масса насыщенных паров нефтепродукта в резервуаре:

mᵤ =⁼ —• М =-------4—-----92 кг/кмоль = 0,3 кг,     (1.22)
                   V'м    23,3 м³ /кмоль
где Ун.п. - объём насыщенных паров жидкости, м³;
У'м - молярный объём при заданных условиях, м³/кмоль.


1.4. Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов


    Перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным определяет теплопроводность нефтей и нефтепродуктов, которая численно выражается через коэффициент теплопроводности Хн. Этот коэффициент для нефтей (нефтепродуктов) находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м • К), нередко при расчётах используется среднее значение /.п = 0,13 Вт/(м • К).
    В диапазоне температур 273-473 К коэффициент Хн можно рассчитать по формуле Крего - Смита:
лп =¹⁵⁶⁶ -(1 - 0,00047 • Т).               (1.23)
                             р293
    Теплоёмкость нефти - это количество теплоты, которое необходимо ей сообщить для изменения её температуры на 1 К. Под удельной теплоёмкостью ср понимают теплоёмкость, отнесённую к единице массы, для большинства нефтей она лежит в пределах 1500-2500 Дж/(кг • К), часто при расчётах пользуются средним значением ср = 2100 Дж/(кг • К).
    Удельная теплоёмкость зависит от температуры и может быть рассчитана по формуле Крего:
ср = ^i⁵⁶ ^(762 - 3,39 • T).               (1.24)
                             V р293
    Зависимость (1.24) справедлива для температур 273-673 К.

14