2. Методика расчета потенциальной полезной емкости резервуарного парка

Рис. 1
1 - высота стенки резервуара
2 - максимально допустимый уровень взлива
3 - минимально допустимый уровень взлива
4 - высота, определяющая потенциальную полезную емкость

2.1. Расчет максимального допустимого уровня взлива

2.1.1. Максимально допустимый уровень в резервуаре определяется по формуле:

Н_{макс доп} = Н_констр - 100 мм,

где Н_констр - расстояние, определяемое типом и конструкцией резервуара:

• для РВС со стационарной крышей и с понтоном - от днища (в районе уторного уголка) до нижней образующей пенокамеры;
• для резервуаров РВС с плавающей крышей - от днища (в районе уторного уголка) до верха стенки;
• для ЖБР - от днища до плит перекрытия.

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

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

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

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

2.2. Расчет минимально допустимого уровня взлива

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

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

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

2.2.4. 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 Н_{мин доп} определяются по формуле

Н_{мин доп} = Н_кр + А,

где Н_кр - критическая высота уровня жидкости в резервуаре, при которой начинается устойчивое истечение с воронкой, м;

А - расстояние от днища резервуара до оси приемо-раздаточного патрубка, м; значения А определяются по паспорту резервуара.

где Re = V · dn / ν - критерий Рейнольдса;

d_n - диаметр приемо-раздаточного патрубка, м;

V - скорость в одном приемо-раздаточном патрубке, м/с.

Определяется по максимальной производительности заполнения - опорожнения резервуара Q, м³/с. Максимально допустимые скорости представлены в
приложении 1;

ν - кинематическая вязкость при максимальной температуре перекачиваемой жидкости, м²/с;

φ - угол среза приемо-раздаточного патрубка, рад.

2.2.5. При наличии в резервуаре «хлопушки» с горизонтально или максимально поднятой крышкой угол среза ПРП следует принимать равным φ = 30
град.

2.2.6. В приложении 1 представлены результаты расчета Н_кр 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 Н_мин доп определяется по приложению 2.

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

• фактически установленных на резервуаре предохранительных и дыхательных клапанов, вентиляционных патрубков, огневых предохранителей;
• ограничений скорости движения нефти с целью обеспечения электростатической безопасности (приложение 3);
• ограничения скорости движения нефти установленной проектом (исполнительной документацией) для резервуара, понтона или плавающей крыши;
• ограничения производительности заполнения (опорожнения) резервуара, из-за объединения в группу.

2.3. Расчет потенциальной полезной емкости резервуарного парка

2.3.1. Потенциальная полезная емкость резервуара (Vпп) определяется по формуле:

V_пп = (Н_{макс доп} - Н_{мин доп}) · F,

где F - площадь зеркала нефти в резервуаре, м².

2.3.2. Потенциальная полезная емкость резервуарного парка (V_{пп рп}) определяется как сумма потенциальных полезных емкостей резервуаров парка НПС:

где n - количество резервуаров в парке.