Определение характерных уровней взлива

При эксплуатации резервуаров различают следующие характерные уровни нефти (нефтепродукта) в них (рисунок ниже):

• минимально допустимый [H_min];
• максимально допустимый [H_mах];
• нормативный нижний Нн;
• нормативный верхний Н_в.

Характерные уровни нефти в резервуарах

Минимально допустимым называется уровень, даль­нейшее снижение которого ограничивается либо воронкообразованием и кавитацией насосов, либо необходимо­стью полного затопления струи при приеме нефти в ре­зервуар, либо высотой стоек при наличии понтона или плавающей крыши.

Максимально допустимым является уровень, даль­нейшее повышение которого ограничивается температур­ным расширением нефти и конструктивными особеннос­тями резервуаров: для РВС высотой от днища до мес­та врезки пеногенератора, для РВСП - то же за минусом высоты понтона, для РВСПК - разностью высот стенки и плавающей крыши.

Нормативным нижним называется уровень нефти (нефтепродукта), необходимый для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, достаточно­го для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, останов­ки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров) или для переключения на откачку нефти (нефтепродук­та) с одной группы резервуаров на другую.

Под нормативным верхним понимается уровень не­фти (нефтепродукта), обеспечивающий создание запаса емкости, достаточного для приема нефти из трубопрово­да на время оперативных действий (передачи соответству­ющих оперативных распоряжений или согласований, остановка перекачки) или переключения приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Соотношения между указанными характерными уров­нями показаны на рисунке. Максимально допустимый уровень нефти (нефтепродукта) в резервуарах принима­ется на 100 мм меньшим, чем расстояние от днища (в рай­оне уторного уголка) до ограничивающего сечения ре­зервуара: для РВС и РВСП - это нижняя образующая пеногенератора, для РВСПК - верх стенки.

Высота в 100 мм определяет запас емкости на темпе­ратуру расширения нефти (нефтепродукта).

Минимально допустимый уровень нефти (нефтепро­дукта) в резервуаре со стационарной крышей рассчи­тывается из условия недопустимости прорыва воздуха в приемо-раздаточный патрубок резервуара при воронкообразовании

[H_min] = H_прп + Н_кр

где H_прп - расстояние от днища резервуара до оси приемо-раздаточного патрубка (ПРП); Н_кр - критиче­ская высота уровня жидкости над ПРП, при которой начинается устойчивое истечение с образованием во­ронки.

Необходимо подчеркнуть, что при выбранной вели­чине [H_min] должно обеспечиваться условие бескавитационной работы подпорных насосов, т.е. величина распола­гаемого напора на входе в них должна превышать сумму допустимого кавитационного запаса Δh_кз и напора P_S/ρg, соответствующего давлению насыщенных паров нефти (нефтепродукта).

Составим уравнение Бернулли для предельного слу­чая начала кавитации (рисунок ниже)

где Z_p, Z_н - нивелирные отметки соответственно днища резервуара и оси всасывающего патрубка насоса; Р_г1 - давление в газовом пространстве резервуара при его опорожнении, P_г1 = Р_а - Р_кв; Р_а - атмосферное давле­ние; Р_кв - уставка клапана вакуума дыхательной ар­матуры; W - скорость нефти (нефтепродукта) на входе в насос; h_р-н - потери напора в трубопроводе между резервуарами и насосом.

Расчетная схема к определению условий бескавитационной работы подпорных насосов