Уровень взлива – это… Что такое Уровень взлива?

Читайте статью «Определение характерных уровней взлива» в категории «Хранение и транспортировка нефтепродуктов». Роспайп производит компенсаторы для трубопроводов с доставкой по России

Содержание

Характерные уровни нефти в резервуарах

1 - 0075

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

[Hmin] = Hпрп + Нкр

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

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

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

1 - 0076

где Zp, Zн – нивелирные отметки соответственно днища резервуара и оси всасывающего патрубка насоса; Рг1 – давление в газовом пространстве резервуара при его опорожнении, Pг1 = Ра – Ркв; Ра – атмосферное давле­ние; Ркв – уставка клапана вакуума дыхательной ар­матуры; W – скорость нефти (нефтепродукта) на входе в насос; hр-н – потери напора в трубопроводе между резервуарами и насосом.

Словари и энциклопедии на Академике

 
  • Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
  • Толкования
  • Переводы
  • Книги

Исходные данные к курсовойработе

Тип резервуара РВС-5000;

коэффициентоборачиваемости nоб=11 ц/г;

тип дыхательного клапанаНКДМ – 150;

количество дыхательныхклапанов Nк  = 2;

диаметрприемно-раздаточного устройства de = 360 мм;

максимальная температуравоздуха Tmax = 305 K;

минимальная температуравоздуха Tmin = 293 K;

температура началакипения нефти Tнк = 319 K;

производительностьзакачки Qзак = 600 м3/час;

начальная высота взливапри закачке H3 = 5 м;

конечная высота взливапри закачке H4 = 9 м;

производительностьоткачки Qот  = 400 м3/час;

начальная высота взливапри откачке Hн = 7 м;

конечная высота взливапри закачке H2 = 5 м.

В качестве примера определим потери нефтиот “большого дыхания” из резервуара РВС-5000, расположенного вгороде Уфе (географическая широта Y = 54°48`).Закачка нефти в резервуар осуществляется с производительностью Qзак = 600 м3/часот высоты взлива H3 = 5м до H4 = 9м. Закачке предшествовала откачка нефти в этот же день с высоты взлива Hн = 7 м до H2 = 5 с производительностьюQот =  400м3/час и простой резервуара в течении 6 часов. Резервуароснащен двумя дыхательными клапанами НКДМ-150 иприемо-раздаточным устройством с внутренним диаметром de= 360 мм. Установка клапана вакуума Pукв =196 Па. Вязкость нефти принять равной ν = 0.00033м2/с.

Дляудобства дальнейших вычислений в среде Mathematica вводим исходные данные в видетаблицы.

                                             Таблица 1

image031.png


Примервыполнения расчета

Вцелях планирования мероприятий по сокращению величины потерь от испарения, вчастности при “большом дыхании”, исследуем расчетными методамивлияние различных факторов.

1. Определение коэффициента оборачиваемости.

Ориентировочное значениекоэффициента оборачиваемости принимаем из таблицы 1 (см. Прил. 1).

Согласно таблице 1 (см.Прил. 1) среднее значение коэффициента оборачиваемости nоб для трубопроводных нефтебаз принимаем равным 11 циклам вгод.

2.Определение продолжительности закачки и откачки нефти.

Продолжительности закачкии откачки нефти определяют соответственно по формулам:

image032.png

image033.png

где Fн – площадь поверхности испарения нефти, м2;

∆Hот и ∆Hзак – изменение уровня нефти в резервуаре соответственно приоткачке и закачке, м;

Qот и Qзак –  производительность соответственно откачки и закачки, м3/час.

Геометрические размерырезервуара определяют по таблице 1 (см. Прил. 2).

Например, для резервуараРВС – 5000 согласно таблице 1 (см. Прил. 2): диаметр Dр =22.8 м; высота Hр = 11.92 м; высота конической кровли Hк = 0.57 м; геометрический объем Vр  = 4866 м3.

Вводим полученные данныев среду Mathematica.

image034.png

Площадь поверхностинефти:

image035.png

408.281

Таким образом, Fн = 408.281 м2.

Изменение уровня нефти врезервуаре при откачке нефти:

image036.png

2

Таким образом, ∆Hот  = 2 м.

Продолжительность откачкинефти:

image037.png

2.04141

Таким образом, τот= 2.04 ч.

Изменение уровня нефти врезервуаре при закачке нефти:

image038.png

4

Таким образом, ∆Hзак = 4 м.

Продолжительность закачкинефти:

image039.png

2.72188

Таким образом, τзак= 2.72 ч.

4. Определение средней высоты газового пространства (ГП)резервуара при закачке и откачке нефти.

Высоту ГП резервуара соответственно при откачке изакачке нефти определяют по формулам:

image042.png

image043.png

где Hр – высота стенки резервуара, м;

Hк – высотаконуса крыши резервуара, м.

ВысотаГП резервуара при откачке:

image044.png

6.11

Такимобразом, Hг от =6.11 м.

ВысотаГП резервуара при закачке:

image045.png

5.11

Такимобразом, Hг зак =5.11 м.

Рейтинг
( 1 оценка, среднее 5 из 5 )
Загрузка ...