Основы проектирования. Методическая разработка

При проектировании или обследовании обвалования могут быть два варианта счета:

1)Определение требуемой площади обвалованного участка с минимально допустимой высотой стенки;

2)Определение требуемой высоты ограждения при заданной площади обвалованного участка.

Расчетные формулы для обоих вариантов можно получить из основной формулы:

где: hогр ∆hогр 1,5 0,2 1,3 м;

Пример. Рассчитать площадь резервуарного парка, состоящего из следующих резервуаров со стационарной крышей: одного резервуара емкостью V=5000м3 и трех резервуаров емкостью по 2000м3 (рис. 16).

Решение. Площадь обвалованного участка, т.е. резервуарного парка определяем по формуле:

31

Рисунок 16. Резервуарный парк

9.3 Определение высоты ограждения резервуарного парка Пример. Определить высоту ограждения для резервуарного парка,

состоящего из одного резервуара емкостью 10000м3 и трех резервуаров емкостью 5000м3 каждый.(рис. 17)

Рисунок 17. Резервуарный парк

32

Решение. Высоту ограждения резервуарного парка определяем по формуле:

Тип резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов принимается в соответствии с требованиями ГОСТ1510.

Максимальная безопасная скорость налива продукта в порожний резервуар не должна превышать 1 м/с. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

Подземные железобетонные резервуары, согласно ГОСТ 1510, могут проектироваться только для хранения темных нефтепродуктов.

При прокладке трубопроводов через обвалование резервуарного парка, в месте прохождения труб должна обеспечиваться герметичность обвалования. Узлы задвижек следует располагать с внешней стороны обвалования (ограждающей стены) групп резервуаров.

33

10. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОЛЕЗНОЙ ЁМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

10.1.Основные положения

Внастоящей задаче применяются следующие термины с

соответствующими определениями:

Товарная нефть - нефть грузоотправителей, предназначенная для транспортировки конечным грузополучателям и использования на собственные нужды.

КПТ - камера системы пенотушения. ПРП - приемо-раздаточный патрубок.

Hконстр. - расстояние, определяемое типом и конструкцией резервуара. Объем по строительному номиналу (Vстр) - объем, определяемый

высотой стенки резервуара.

Потенциальная полезная ёмкость резервуара (Vпп) - объем, определяемый разностью объемов максимально допустимого и минимально допустимого уровней.

Полезный объем резервуара (Vп) - объем, равный разности между объемом нормативного уровня верхнего и объемом нормативного уровня нижнего.

Технологический остаток - (Vто) - объем нефти, который включает в себя минимально допустимый остаток (Vмин.доп), определяемый минимально допустимымуровнем(Hминдоп), итехнологическийзапас(Vтз).

Нормативный уровень аварийный (На) - уровень, необходимый для создания емкости аварийного сброса нефти, предназначенной для: а)

защиты участка нефтепровода и технологических трубопроводов НПС от превышения давления; б) освобождения поврежденного участка трубопровода от нефти при аварии на линейной части; в) сброса давления из участков нефтепровода.

Минимально допустимый уровень (Нмин.доп) - уровень, дальнейшее снижение которого ограничивается воронкообразованием и кавитацией насосов, необходимостью полного затопления струи при приёме нефти в резервуар, высотой стоек при наличии понтона или плавающей крыши.

Максимально допустимый уровень (Нмакс.доп) - уровень взлива, дальнейшее повышение которого ограничивается температурным расширением нефти и конструктивными особенностями резервуаров: а) для РВС со стационарной крышей и понтоном - высотой от днища до врезки пенокамеры, с учетом высоты понтона; б) для РВС с плавающей крышей - разностью высот стенки резервуара и плавающей крыши; в) для ЖБР - высотой от днища до плит перекрытия.

Нормативный уровень нижний (Нн) - уровень нефти, необходимый для

34

устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, достаточного для оперативных действий или для переключения на откачку нефти с одной группы резервуаров на другую.

Нормативный уровень верхний (Нв) - уровень нефти, необходимый для создания запаса емкости, достаточной для приема нефти из трубопровода на время оперативных действий по отключению резервуаров или переключению приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Воронкообразование - вращательное движение частиц жидкости с образованием воронки при ее истечении из резервуара через приемораздаточный патрубок.

Схема технологического процесса перекачки нефти «через резервуары» (режим «прием-сдача») - поочередный прием нефти в один или группу резервуаров, при этом подача нефти на следующую станцию осуществляется из другого резервуара (или другой группы резервуаров).

Схема технологического процесса перекачки нефти с «подключенными резервуарами»(транзитные резервуары) – движение нефти из нефтепровода в нефтепровод с подключением резервуарного парка к приемной линии насосной. Применяют для компенсации производительностей предыдущего и последующего участков нефтепровода.

Эксплуатационный участок магистрального нефтепровода - участок нефтепровода между двумя перекачивающими станциями с резервуарными парками, работающий в едином гидравлическом режиме.

10.2 Методика расчета потенциальной полезной емкости резервуарного парка

1- высота стенки резервуара;

2- максимально допустимый уровень взлива;

3- минимально допустимый уровень взлива;

4- высота, определяющая потенциальную

полезную емкость.

Рисунок 18 Расчётная схема

10.2.1. Расчет максимального допустимого уровня взлива

Максимально допустимый уровень в резервуаре определяется по формуле:

35

где Нконстр - расстояние, определяемое типом и конструкцией ре зервуара: а) для РВС со стационарной крышей и с понтоном - от днища (в районе

уторного уголка) до нижней образующей пенокамеры; б) для резервуаров РВС с плавающей крышей - от днища (в районе

уторного уголка) до верха стенки; в) для ЖБР - от днища до плит перекрытия.

Расстояние, определяющее запас емкости на температурное расширение нефти, принимается равным 100 мм.

Для ЖБР и РВС со стационарной крышей 100мм отмеряются от зеркала нефти.

Для РВС с понтоном 100мм отмеряются от нижней образующей пенокамеры до верха короба понтона и вычитается высота понтона, с учетом его погружения.

Для РВС с плавающей крышей 100мм отмеряются от верха стенки до короба крыши и вычитается высота плавающей крыши, с учетом ее погружения.

10.2.2 Расчет минимально допустимого уровня взлива

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

Врезервуаре с плавающей крышей или понтоном величина минимально допустимого уровня определяется высотой стоек и расстоянием 30см от днища резервуара до низа опорных стоек.

Врезервуаре с понтоном, опорные стойки которого установлены на днище, минимально допустимый уровень определяется высотой опорных стоек и расстоянием на 30см выше них.

Минимальный уровень по воронкообразованию определяется в зависимости от конструктивного расположения приемо-раздаточного патрубка (ПРП), его диаметра и производительности опорожнения резервуара, которая зависит от производительности напорного участка нефтепровода при схеме перекачки «через резервуары» и максимальной разности производительностей приемного и напорного участков при схеме перекачки с «подключенными резервуарами».

Величина Нмин доп определяются по формуле

где Нкркритическая высота уровня жидкости в резервуаре, при которой

36

начинается устойчивое истечение с воронкой, м; А - расстояние от днища резервуара до оси приемо-раздаточного патрубка, м; значения А определяются по паспорту резервуара.

[ф.23]

где Re = Vdn/ν - критерий Рейнольдса; dn - диаметр приемо-раздаточ ного патрубка, м; V-скорость в одном приемо-раздаточном патрубке, м/с. (Определяется по максимальной производительности заполнения – опо рожнения резервуара Q, м3/с.) ν - кинематическая вязкость при макси мальной температуре перекачиваемой жидкости, м2/с; φ - угол среза приемораздаточного патрубка, рад.

Максимально допустимые скорости представлены в таблице 1

Таблица 14.

Значения максимально допустимых скоростей истечения нефти из резервуаров емкостью от 5000 м3 и более

(исходя из условий обеспечения электростатической безопасности)

При наличии в резервуаре «хлопушки» с горизонтально или максимально поднятой крышкой угол среза ПРП следует принимать равным φ=30град. В приложении М [1] представлены результаты расчета Нкр в зависимости от диаметра и угла среза ПРП, производительности опорожнения и вязкости перекачиваемой жидкости. Диапазон изменения параметров:

d = 0,1 ÷ 0,7 м;

φ = 30, 90, 120 (соответственно 0,5236; 1,5708; 2,0944 рад.); Q = 100 ÷ 7000 м3/ч;

ν = 0,5 10-6 ÷ 30 ·10-6 м2/с.

Для резервуаров с донным отводом жидкости минимально допустимый уровень Нмин. доп. определяется по приложению Л [5].

Расчетная производительность заполнения (опорожнения) резервуара определяется по максимально возможной производительности участка нефтепровода, с учетом:

- фактически установленных на резервуаре предохранительных и

37

дыхательных клапанов, вентиляционных патрубков, огневых предохранителей;

-ограничений скорости движения нефти с целью обеспечения электростатической безопасности (табл.1);

-ограничения скорости движения нефти установленной проектом (исполнительной документацией) для резервуара, понтона или плавающей крыши;

-ограничения производительности заполнения (опорожнения)

-резервуара, из-за объединения в группу.

10.2.3. Расчет потенциальной полезной емкости резервуарного парка

Потенциальная полезная емкость резервуара (Vпп) определяется по формуле:

где F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2.

Потенциальная полезная емкость резервуарного парка (Vпп.рп) определяется как сумма потенциальных полезных емкостей резервуаров парка НПС:

[ф.25]

где n - количество резервуаров в парке.

10.3. Методика расчета полезной емкости резервуарного парка с учетом нормативных ограничений

10.3.1. Расчет запаса аварийного объема

Общий запас аварийной емкости (Va.рп) не должен превышать двухчасовую пропускную способность подводящего нефтепровода. Объем аварийной емкости резервуарного парка является нормативным ограничением по аварийному запасу и рассчитывается по формуле:

где Q (м3/ч) определяется из расчета производительности нефтепровода на максимальном режиме работы по установленному оборудованию.

10.3.2. Расчет запаса объема резервуарного парка по нормативному уровню нижнему

Для резервуарного парка указанный запас емкости (Vн.рп) равен сумме всех объемов (Vн) в резервуарах парка и является нормативным

38

ограничением по нижнему уровню. Объем резервуарного парка по нормативному уровню нижнему должен быть рассчитан на хранение технологического запаса нефти. Объем резервуарного парка по нормативному уровню нижнему определяется по формуле:

[ф.27]

где Vнi = (Нн – Нмин.доп) F; F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2; n - количество резервуаров в парке; Нн-нормативный уровень нижний.

Уровень (Нн) для резервуара определяется по формуле:

[ф.28]

гдеQ - максимально допустимая производительность опорожнения резервуара, м3/ч; t - время, необходимое для оперативных действий, принимается равным 0,5 часа; F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2.

10.3.3. Расчет запаса объема резервуарного парка по нормативному уровню верхнему

Для резервуарного парка указанный запас емкости (Vв.рп.) равен сумме всех объемов (Vв) в резервуарах парка и является нормативным ограничением по верхнему уровню.

[ф.29]

где Vвi = (Нмакс.доп - Нв)·F, F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2; n - количество резервуаров в парке, (Vа.рп); (Нв) – нормативный уровень верхний.

Уровень (Нв) для резервуара определяется по формуле:

[ф.30]

где Q - максимально допустимая производительность заполнения резервуара, м3/ч; t - время, необходимое для оперативных действий, принимается равным 0,5 часа; F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2.

10.3.4. Расчет полезной емкости резервуарного парка с учетом нормативных ограничений

Полезная емкость резервуарного парка с учетом нормативных ограничений - это емкость резервуарного парка, которую можно использовать при проведении товарных операций при приеме,

39

транспортировке и отгрузке нефти.

Полезная емкость резервуарного парка определяется как разность между потенциальной полезной емкостью резервуарного парка (Vпп.рп) и нормативными ограничениями:

1 высота стенки резервуара;

2 - максимально допустимый уровень взлива;

3 - минимально допустимый уровень взлива;

4- высота, определяющая потенциаль ную полезную емкость;

5- нормативный объем аварийный;

6- нормативный уровень нижний;

7- нормативный уровень верхний;

8- высота, определяющая полезную емкость резервуара

Рисунок 19 Расчетная схема

Полезная емкость резервуарного парка определяется по формуле:

Для резервуаров, в которых хранится технологический запас (Vтз), вместо (Vн.рп) в данную формулу ставится (Vтз), при условии, (Vтз) больше или равно (Vн.рп).

Для резервуарных парков, резервуары которых расположены на разных геодезических отметках, разрабатывается операционная карта, по которой технологические переключения исключают (сокращают) потери полезной емкости из-за разницы отметок днищ резервуаров.

10.4. Расчёт коэффициента полезной ёмкости

Коэффициент полезной емкости (К) определяется отношением полезной емкости резервуарного парка (Vп.рп) к объему резервуарного парка по строительному номиналу (Vстр):

[ф.32]

40