Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПТиефть

РУК0В0ДЩ1Й ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИШХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСТАТКОВ НВЭТИ В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ УПРАВЛЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ ГЛАВТРАНСНВ&ТИ

РД 39-0147103-393-87

1987

Министерство нефтяной промышленности ВКШШТнефть

УТВЕРЕДЕН

начальником Главного технического управления ЫШ1 Г.И.Григоращенко

I сентября 1987 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫХ И ТЕХН0Л01ИЧЕСКИХ ОСТАТКОВ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ УПРАВЛЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ ГЛАВТРАНСНШИ

РД 39-0I47TO3-393-87

1987

10

сотной отметки насосной Z над уровнем моря» равен

h_a=(ro,33-o,ooiz}&.    (И)

где рд - плотность воды, кг/м³;

JO - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³.

2.4.4. Гидравлические потери в подходящем нефтепроводе определяются в соответствии с РД 39-30-39-78/4/ В случае отсутствия данных по диаметрам и длинам участков трубопроводов гидравлические потери можно приближенно определять по форцуле:

А'    ⁽¹⁷⁾

где    -    потери на трение на участке    от резервуарного парка

до подпорной насосной

А - 0Л&.£. 2*,    (18)

^пь ’ Re °^,is d Яд

где С £/Cf - соответственно длина и диаметр участка трубопровода от резервуарного парка до насосной, м;

U - скорость течения жидкости в рассматриваемом участке трубопровода, м/с;

А'_ы - коэффициент, учитывающий гидравлические потери в местных сопротивлениях в подводящем нефтепроводе (табл. I).

Таблица I.

Значение коэффициента К у Относительная длина участка fa    : К _w

менее 200    4,0

200}600    2,0

600т1200    J.4

более WOO    1,2

II

2.5.    Величина минимально допустимого уровня по воронксобра-

зованню    g    определяется    условием    недопустимости    прохвата

воздуха в зависимости от конструктивного расположения приемного патрубка ( приложение 8 ).

Для резервуаров с донным отводом жидкости (типа ЖБР) она определяется непосредственно из графика.

Для наземных резервуаров типа РВС к ШБР с боковым сливом она определяется как сумма величины И_кр , взятой из графика, и А расстояния от днища резервуара до оси приемо-раздаточного патрубка.

2.6. Полученные величины ^mlnK и ^min 8    сравнивается е целью выявления определяющего фактора и наибольшую из них принимают в качестве эксплуатационной величины минимально допустимого уровня. При эксплуатации резервуаров с пантонами или плавающими крышами высота минимально допустимого остатка устанавливается согласно п. 2.3.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УРОВНЯ

3.1. Технологический уровень - уровень, определяющий величину технологического остатка нефти в резервуаре и определяемый по формуле

гтл

-    площадь зеркала нефти в С -см резервуаре;

-    производительность перекачки, м³/с;

-    время, необходимое для ликвидации отказов на насос* ныл станциях с резервуарными парками (при наличии достаточной емкости принимается равным двум часам }

12

Z:r_f*Z_Ji + T₃+Z_4f+?f+Zs '

где Z_t - время сообщения о полной остановке участка нефтепровода;

-    время установления причин простоя;

Zj - время ликвидации причин простоя;

-    время для подготовки к запуску (открытие задвижек);

-    время,необходимое для сообщения о готовности к пуску;

-    время, необходимое для пуска и вывода участка на режим. Ориентировочные значения составляющих времени ликвидации

отказов приведены в приложении 9.

3,2. Ори определении технологического уровня следует учесть, что на каедой КП С с резервуарным парком необходимо предусмотреть наличие свободной емкости для приема нефти из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепровода / 5 /, т.е. должно соблюдать* ся условие

где М/тюх ~^{максимально} допустимая высота заполнения резервуара нефтью.

3.3, Для резервуаров работающих в режиме прием-откачка и товарных парков величина технологического остатка определяется с учетом времени заполнения резервуара, отстоя нефти, ее доподго-товхи, проведения анализов проб нефти, переключения резервуаров.

Й приложениях 10, II приводятся примеры, связанные с определением технологических остатков нефти в резервуарных парках насосных станций участка нефтепровода.

тз

4. ОПРВДЕЯЕШ ВЕЛИЧИНЫ ТОВАР(НС£МйРЧЖЖХ ЗАПАСОВ НВИИ

4Л.Поставка нефти потребителям осуществляется тремя основными видами транспорта: магнстраяьшмй нефтепроводами» железной дорогой * речными н морскими наливными судами.

Для бесперебойной работы всей транспортной системы необходимо на конечных пунктах сдачи нефти потребителям иметь определенный товаро-коммерческий запас*

4,2* Морение и речные перевалочные базы должны располагать товаро-коммерческим запасом_чпозволяющим осуществлять налив одного судна в полном объеме и в срок* При расчете товаро-коммерческого запаса необходимо учитывать следующие основные факторы: объемы перевалки нефтей* ассортимент нефтей, грузоподъемность нефтеналивных судов, ритмичность подачи судов под погрузку, характер перевалочного процесса (непрерывный в течение года, с межнавигациок-ным перерывом и т.п.) и др.

4.3. Резервуарный парк пункта налива в железнодорожные рис-терны должен располагать товаро-коммерческим запасом,позволяющим осуществлять налив одного маршрута в полном объеме.в установленные сроки.

4.4. Резервуарный парк конечного пункта нефтепровода ( при сдаче нефти НИЗ, на экспорт) должен располагать товаро-коммерческим запасом, позволяющим осуществлять приемо-сдаточные операции согласно договорам обязательствам (необходимо предусмотреть и время для восстановления качества нефти в случае несоответствия ее ГОСТам). Ориентировочно товаро-коммерческий запас должен обеспечить непрерывную поставку нефти потребителям в течение восьми часов.

14

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативно-технических документов, применявшие в методических указаниях

1.    РД 39-0147103-385-87. Правила технической эксплуатации резервуаре» магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНШСПТнефть,1987.

2.    Проект й ХО-Ф I4I8-I-KM, - Ы.: ЦНИИпроектстальконструю-шя, 1980.

3.    ГОСТ 1756-52* [ст СЭВ 3654-82 ], Топливо моторное. Методы определения давления насыщенных парс». - Переизд. Янв. J984

с изм. 1.2. - Взамен ГОСТ 1756-52; 06.05.83 до 01.01.92. - М.: Изд-во стандартов. 1984.

УДК 662.6.001.4:621.43:006.354. Группа Б1Э СССР.

4.    РД 39-30-39-78. Методика гидравлического расчета подводящих нефтепроводе» подпорных насосов НПС с резервуарными парками. - Уфа: ВНШСПТнефть, 1978.

5.    РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводсв. - М.: Ведра, 1979.

6.    РД 39-0147103-349-86. Руководство по разработке типового состава разделов "показатели надежности" в проектной документации на магистральные нефтепроводы. - Уда: ВНШСПТнефть.

1586.

Приложение I.

дааяенне насыщенных паров нефтей

Приложение 2

Основные данные подпорных нефтяных насосов

Вертикальные насосы

НПЕ 12500-60 1250 60 1500 2,2 - - НПВ 2500-60 2500 80 1500 3,2 - - НПВ 3600-90 3600 90 1500 4,0 - - НПВ 15000-120 5000 120 1500 5,0 - Шнекоцентробекные насосы НМЛ 2500-74 2500 74 1000 3,0 - Ь - НМЛ 3600-78 3600 78 1000 3,0 - - НЫЛ 5000-IT5 5000 115 1000 3,5 - - Центробежные горизонтальные насосы 12ВДсН 1000 24 960 - 5,0 460 900 18 960 - 6,0 400 ВОО 23 960 - 6,0 400 14НДсН 1260 37 960 - 5,0 540 1080 35 960 - 5,0 510 900 42 960 - 5,0 480 18ЦДсН 1980 34 730 * 4,3 700 I6C0 38 730 - 5,0 700 2СЦДсН 2300 34 730 - 4,8 765 2700 39 730 - 4,8 765 32ВД-Зх1 3000 76 735 • 3,9 935 24НДсН 4000 69 590 - 5,5 1100

17

Приложение 3.

Г|зафики определения коэффициента кавитационного запаса иентробежнж насосов при работе на холодной воде

ТБ

Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления о? числа Рейнольдса

19

Приложение 5 С/орость в ?^#еждоггаточных каналах насосов

Марка насоса    :Отноеитеяь-:Число обо-: Тип насоса

:ная ско~ гротов рото:

м/с об/мин :

НМЛ 3600-78/2500-74 28,9 980 горизонтального типа* шнекоцентробежный , двухстороннего всасывания НШ 5000-Т15 31,5 980 НПЗ 2500-80 30,0 1500 вертикального типа, шнекоцентробежный, двухстороннего всасывания НПВ 3600-90 35,2 1500 НТО 5000-115 38,5 1500 НМ 12500-195 60,0 3000 горизонтального типа, центробежный, двухстороннего всасывания "Вортингтон" гьОЬ см/2 22,3 900 вертикального типа, центробежный, двухсто-

роннего всасывания.

Настоящие Методические указание вводятся взамен РД 39-30-599-81. Изложенные в РД рекомендации по определению технологических и минимально допустимых остатке» нефти в резервуарных парках Управлений магистральными нефтепроводами базируются на результатах исследований по кавитации нефтяных насосов, гидравлики подводящих коммуникаций насосных станций, воронкообразования в резервуарах. В новой редакции РД учтены замечания и предложения Управлений МН, последовавшие в результате накопленного опыта при применении РД 39-30-599-81.

Настоящий руководящий документ разраоотан Ш.И. Рахматуллиным,

А.С.Пеговым, И.С.Беркутовым (ВНИИСПТнефть), Н.А.Сафоновым, М.А.Ти-гашовым (Объединенное диспетчерское управление Главтракснефти).

РУКОВОДИ^ ДОКУМЕНТ Методические указания по определению минимально допустимых и технологических остатков нефти в резервуарных парках насосных станций управлений магистральными нефтепроводами Главтранснефти РД 39-0I47I03-393-6?

Вводится взамен РД 39-30-599-81

Срок введения установлен е 01.11.87 г»

Срок действия до 01Л 1.92 г.

Настоящие методические указания предназначены для определения технологических и минимально допустимых остатков нефти в резервуарных парках управлений магистральными нефтепроводами Глав-транс нефти.

1. ОБЩИЕ П0й(ШШЯ

X Л. Минимально допустишй остаток - остаток* определяемый уровнем нефти в резервуарах* уменьшение которого приведет к изменению режима работы магистрального нефтепровода и насосно-силовых агрегатов насосных станций* связанного с сокращением проектного объема перекачки.

Технологический остаток - остаток, позволяющий вести откачку до минимально допустимого уровня из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепровода или в течение времени* необходимого для ликвидации простоев* связанных с отказами оборудования и средств автоматики и КИП (например* срабатывание автоматики по максимальному и минимальному давлению перекачки) и с аварийным отключением насосных станций с резервуарными парками (при наличии достаточной резервуарной емкости).

4

1.2.    Усло&ные обозначения

h_a- напор, определяешь атмосферным давлением, м.ст.ж.;

P_s - давление наеденных паров перекачиваемой жидкости, м.ст.и.;

% - заглубление подпертого насоса (разность нивелирных отметок днища резервуара и оси входного патрубка насоса), м ;

-    гидравлические потерт напора на участке резервуарный парк - подпорная насосная, ы.ст.ж;

Cf - диаметр трубопровода, м ; f) - диаметр резервуаров, м ; f -длина трубопровода, м ;

2 - отметка насосной от уровня моря, м ;

-    минимально допустимый уровень нефти в резервуаре, м ; Ggpj - проектная производительность нефтепровода, млн.т/год ;

Q - остаток нефти в натуральном выражении, т ;

/У_г - технологический уровень нефти в резервуаре, м :

У - средняя скорость потока, м/с;

р

р - ускорение силы тяжести, м/с ;

-    коэффициент кинематической вязкости жидкости, м^/с; р - плотность жидкости, кг/м³;

Q - проектный расход перекачиваемой жидкости, ы³/с;

-    критический кавитационный запас насоса, м.ст.ж.;

7*    - температура перекачиваемой жидкости, град К ;

/2    - число оборотов ротора насоса, об/мин;

П? - количество работающих резервуаров в резервуарном парке

нпс.

1.3.    Проектный расход перекачиваемой жидкости Q и³/с олреде-

ляется путем пересчете, проектной производительности нефтепровода, задаваемой в млн,т/год» по соотношению

5

Q . 33t2?-£^/rQA

^U f>

1.4. Остатки нефти в натуральном выражении ( тоннах ) для насосной станции определяются по формуле

т

Q ш кг³ I Ы/>,    <    2    )

где W - объем остатка нефти в резервуаре.

Величина Ы в м³ определяется по градуировочной характеристике резервуара для высоты Н, характерной для определяемого остатка.

6

2. ОПРВДШШЕ НИНШАЛЬНО ДШУШМОГО УРОВНЯ НЕГИ В РЕЗЕРВУАРЕ

2 Л. Исходные данные

Для выполнения расчетов» связаншх с определением остатков неф?*, необходимы следующие исходше данные:

технологическая схема системы "резервуарный парк-лодводя-цие нефтепроводы-подпорные насосы" с указанием геометрических размеров (диаметров и длин) участков трубопроводов, включая диаметр приемо-раздаточного патрубка резервуара

данные о физических свойствах нефти, закачиваемой в трубопровод при максимальной температуре на рассматриваемом участке (плотность, вязкость» удельный вес, давление насыщенных паров);

техническая характеристика подпорных насосов (подача, допустимый кавитационный запас, диаметр входного патрубка, число оборотов ротора, наружный диаметр входной кромки центробежного насоса или шнека для шнекоцентробежного насоса).

2.2* Величина минимально допустимого уровня при откачке нефти из резервуаров определяется из условий обеспечения бескавитационной работы подпорных насосов    )    или прохвата воздуха при

ьоронкообразозании    )•

2.3.    При наличии в резервуаре понтона или плавающей крыши величина минимально допустимого уровня рассчитывается только го каяитация, но принимается не менее 210 см. / I, 2 /.

2.4.    Величину минимально допустимого уровня по кавитации для

какого резервуара/// .    \    определяют    исходя    из    заданной    (проект-

7

кой) производительности нефтепровода по формуле:

2.4.1. Давление насыщенных паров определяется по формуле:

4 = h*[f,558+0,0063fT-Z73)],    М)

где 4 " давление насыщенных паров нефти при соотношении объемов пара и жидкости 4:1 и температуре, равной максимальной температуре перекачиваемой нефти.

Выбор максимальной температуры определяет остаток нефти, обеспечивающий устойчивую работу нефтепровода во всем диапазоне возможных температур нефти на данном участке. Методика определения hf соответствует ГОСТ 1756-52 /3/ с учетом следующих отклонений:

температура водяной бани поддерживается равной максимальной температуре перекачиваемой нефти;

поправка А Р на изменение давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере вычисляется по формуле:

аР*    ~Pr8)(Ta-JJ _ fp_r .p_raj_f    (5)

^Т6

где Т - максимальная температура перекачиваемой нефти, град К;

Т_в - исходная температура воздуха в воздушной камере, град К;

Р_т> - давление насыщенных паров воды при температуре I и Т» соответственно;

Р_а - атмосферное давление.

Вводится поправка, учитывающая растворение воздуха Л Р_л которая в среднем принимается равной 50 мм рт.ст. С учетом факте-

hf~ h_s+ лР * а Р* >

где h_s ~ "неисправленное давление ласыщенных паров” по показаниям манометра.

Для некоторых нефтей можно ориентировочно пользоваться графиком h_s ^S£(T)    ( приложение I).

2.4.2. Допустимый кавитационный запас центробежных подпорных насосов определяется по формуле

^доп Кар' (^л hgcr ^6од~^^^А    ^    ^

где    паспортное значение допустимого кавитацион

ного запаса, подученное для вода при заданном режиме, м.вод.ст. (приложение 2);

К - коэффициент запаса согласно ГОСТ 6134-71 (приложение 3);

(ffyj - поправка на влияние вязкости жидкости,

(fh X Ъ&п.'    ,    с?)

*    *9

- коэффициент гидравлического сопротивления на входе в насос находится по графику (приложение 4) в зависимости от числа Рейнольдса.

О - Ъ

Ке--— *- >    (8)

где dg_x - диаметр входного патрубка насоса, м;

я* - скорость течения во входном патрубке насоса, м/с; Термодинамическая поправка    определяется    из зависимос

ти

6двАН_к/> =    '

где 8 - критерий тепловой кавитации.