МИНИСТЕРСТВО нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК - ПОДПОРНЫЕ НАСОСЫ РД39-30-140-79

Уфа -1979

Министерство нефтяном промышленности

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПО (ЖОРУ ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (ВЯИИСПТнефть)

УТВЕРЖДЕНА

Первый Зам.Министра нефтяной промышленности В.И. КРЕМНЕВЫМ

"5* февраля 1979 г.

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИЙ СИСТЕМЫ РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК-ПОДПОРННЕ НАСОСЫ РД-39-30-140-79

1979

Стр.10 РД 39-30-140-79    g

где

- высота взлива в рез^вуаре I и 2 при откачке с одинаковым расходом    'ур    \

t/ - скорость потока на участке АБ диаметром d *

Разница уровней йН тем больше, чем больше расстояние между резервуарами, что приводит к нарушение рациональной технологии перекачки (малая оборачиваемость дальнего резервуара, уменьшение полезной емкости, возможность его "запирания"). Поэтому:    I)    при    откачке    из    двух    или    более резервуаров

одновременно необходимо, как правило, подключать в работу соседние резервуары, объединив их в группу; 2) контроль по минимальному взливУ    вести по резервуару,    ближайшему

к подпорной насосной*

4* ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИБРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПОДПОРНЫХ НАСОСОВ

бкепериментально с помощь» виорометра определяют уровни виброперемещений для подшипников насосов, на основании чего строят зависимости вибрации (размаха вибронеремешений) от величины взлива для разной производительности перекачки 2А *

® §(^8$п) (рис.2) и критической по вибрации высоты взлива от₄производительности перекачки "Z-fW (рис.Э). Величина критических виброперемещений приведены в таблице 2 в зависимости от оборотов ротора насоса.

Таблица 2

Допускаемые виброперемещения для подшипников подпорных

насосов

Г1, об/мин • 375-750 | 750-1000 | 1000-1500 | 1 14)0-3000 ] [ зосо 2Акр, мм 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04

СтрЛ2 РД-39-30-140-79

Указанные замеры вибраций производят для задней и передней подшипниковых опор насоса. Полученные графики прилагаются к технологической карте по каждой НПО.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ В8ЛИВ0В

5.1. На случай аварийной остановки нефтеперекачивающей станции, снабженной резервуарными парками, НПС должна иметь свободные резервуарные емкости для возможности приема нефти с предыдущей станции или (для головных) с нефтепромысла.

Свободные емкости определяется в зависимости от производительности перекачки Q и времени t , необходимом для переклочешя соответствующих задвижек. В этом случае максимальную величину взлива определяют по формуле:

^нтт^‘ ^н'-Щ; •    ®>

где К_с - коэффициент, учитывающий условия расположения станции. Для сейсмических районов ов принимается равным 0,95 * для остальных районов - 1,0 ;

- проектная высота налива, равная высоте стенка резервуара; ври наличии пенокамеры - высота от днища резервуара до нижней точки врезки пенокамеры;

Для резервуаров с понтонами величина принимается заниженной на величину₉необходимую для размещения понтона (приложение 7).

t - время, определяемое индивидуально по каждой НПО, необходимое для открытия задвижки с целью непосредственного сообщения предыдущей НПС с последующей и для закрытия задвижки, отсекающей рассматриваемую НПС или время для открытия задвижки у свободного резервуара и закрытия задвижки у приемного резервуара, сек;

РД 39-30-1ад-79 0тр13

fO - диаметр резервуара, н ;

П - число одновременно подмоченных на прием резервуаров;

Q - производительность перкачки, м^/оек.

6. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

6.1 Минимально допустимое давление я& входе в подпорный насос, максимальный эксплуатационный валив я минимально допустимый валив нефти по каждому ре зе рву ару долины заноситься в технологическую карту на основании расчетов, сделанных в соответствии с настоящей инструкцией,

6.2.    Указанные параметры определяет для различных температур перекачиваемой жидкости и производительности перкачки.

6.3.    Отроят сводный график располагаемых и допустимых кавитационных запасов, на который наносят зову критических по вибрации взливов (рис.А).

Orp.l* РД-39*Э0~М0-79

Рие.Ц СробнмельньИ хорошеришит/ bhpocn.u t\hdan.

РД 39-30-140-79 Стр.15

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативно-технических документов, используемых в инструкции

1.    Методика гидравлического расчета подводящих нефтепроводов подпорных насосов НПС с резервуарными парками РД 39-30-39-78, ВНИИСПТнефть, 1978.

2.    Методика гидравлического расчета иагиотрадьных нефтепроводов, ВНИИСПТнефть, 1976.

3.    ГОСТ 6134-71. Насосы динамические.

0¥р.1б РД-Э9-Э0-1ад-79

Приложение/

Упругость пороВ нер/пед

6.    Ромошеинсноя

7.    Ус/пь- бом/хсноя S, Маш/шмслая 9. Сургу/лиоя

ю. ПеВитВогсзоя

Orp.je РД-39-30-140-79

Приложение 3 Зависимости термоЗинамг'/иес/гоЗ /юлраёни от ЗаЗленш насыщенных оароЗ

Приложение 4

Зависимость критерия телловои кавитации от оовлемш ласьщелтх паров трекаииваемаЗ жидкости

Настоящая инструкция предназначена для ИТР диспетчерских и оперативных служб НПО дан определения технологических параметров системы резервуарный парк - подпорные насосы:

-    минимального давления ва входе в ваоос;

-    минимальных взливов нефти в резервуарах;

-    вибрационных характеристик подпорных насосов;

-    верхних эксплуатационных взливов нефти в подключенных резервуарах.

Инструкция разработана институтом ВНИЙОТТнефть.

Авторский коллектив: д.т.н.Колпаков Л.Г., рук.темы, к.т.н.Рахматуллин Ш.И.,рук.темы, с.н.с. Беркутов И.С. .ответственный исполнитель.

Приложение $

Зависимость меррифенто гидравлического сопротивление от числа Рейнольдса

товодвдиа ДОКУМЕНТ

Инструкция по определенна параметров эксплуатации системы резервуарный парк - подпорные насосы

РД 39 - 30^{1 2}1#0-79

Сгр.4 РД-Э9-30-140-79

вости перекачке.

1.5. Условные обозначения h_s - давление заонданвых паров перекачиваемой нефти, н.ст.н.; Т - температура перекачиваемой нефти, град.К; дЬ&л~ допустимый кавитационный запас, и.ст.ж.;

V - скорость потока, м/сек; d - диаметр, Hi

£ - ускорение силы тяжести, м/сек2 ;

У - кинематическая вязкость жидкости, м2/сек;

3 - заглубление подпорного насоса, м;

К,- гидравлические потери в нефтепроводе, м;

А - коэффициент гидравлического сопротивления;

£ - коэффициент местного сопротивления;

Н - высота уровня нефти в резервуаре, м;

Q - расход перекачиваемой жидкости, И³/сек;

П - число резервуаров

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ШШМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ^- НА ВХОДЕ В ПОДПОРНЫЙ НАСОС

2.1. Давление насыщенных паров следует принимать па данным лабораторных исследований при соотношения паровой в жидкой фаз близком к нулю.

^Давление насыщенных паров, умеренное по методу Рейда h₉ (V*/_V«^s4:f>. пересчитывается по формуле

KS58 +0,063( Т-273)],    (I)

Г

где - температура перекачиваемой жидкости, град.К.

Для чистых нефтей ориентировочно можно пользоваться графиком зависимости

(приложение I).

Стр.6 РД 39-30-140-79

тационного запаса, то последний определяют по формуле

2.3. Для вертикальных подпорных насосов кавитационный запас может быть задан по воде на входе в стакан* В этом случае необходимо сделать пересчет кавитационного запаса по перекачиваемой жидкости. При этом следует учитывать режим течения жидкости во входном патрубке стакана

- для автомодельной области {Ре    )

- для неавтомодельной области { Ре ^3,3‘fO* )

(^л Ькр)не<р^,1:(&Ькр}€о0а'(Sfe"

где (дЬ-хр1неф - критический кавитационный запас на входе в стакан вертикального насоса при работе на нефти, м*ст.ж.

~ ^{то же П}Р^Й Р^а(*оте ^т воде, м.вод.ет. коэффициент сопротивления на входе в верхний патрубок вертикального насоса при Ь fiji

то же в автомодельной области* 3,0.

2*4. Минимальное давление на входе в насос подсчитывают в зависимости от подачи насоса для различных температур перекачиваемой жидкости:    2

да

2*5. Полученные результаты прилагаются к технологической карте по каждой НПО, сводя в таблицу по форме

PI 39-3Q-I40-79 Стр.7

3„, ОПРЕДНЯЕШЕ ВЕЛИЧИНЕ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО ВШИВА ШШ В РЕЗЕРВУАРАХ

3.1.    Величина ,-минимально допустимого взлива ограничивается возникновением кавитации, вызванной недостаточным заглублением подпорных насосов, большими гидравлическими потерями в подводя-щ% нефтепроводах подпорных ваеосов или появлением воронки на свободной поверхности нефти в резервуаре. При наличии в резервуаре понтона величина минимально допустимого взлива рассчитывается только но кавитации, но принимается не менее высоты нижнего положения понтона Спо существующим конструкциям - 1,8м).

3.2.    Величину минимально допустимого взлива нефти по кавя-

ft шШ

тации для каждого резервуара ft к    определяют при разной

производительности перекачки, т.е. при работе одного, двух и т.д. Подпорных насосов, а также для случаев откачки нефти из одного, двух в более резервуаров по формуле:

НГ=* ^доп ~hcrnw ~~£+f7_s +h ^ где Hantrt - напор, определяемый атмосферным давлением в зависимости от абсолотной отметки насосной от уровня моря согласно таблице I.

Таблица I.

Зависимость атмосферного давления от высотного расположения местности

Высота J    ’    •    !    * над ,о    |    100    I    200    |    300    ;    400 уровнем моря, » ’    1    *    !    •

!    !    !    !    ! 500 1    600    I    800    (1000    {1500    {2000 Г    !    !    I    I A    I    I    t    »    •    t flarrtfi.' ,М»9    «!Е_. ? ? ' ' , ,гогос, ,9930 ,    ■ ! ! ! ,9160 ,    ,8160 I ^    ,8620    , ,9600 , ,9700, ,9400

---

Стр.8 РД 39-30-140-79

§ - плотность нефти, кг/м⁹;

% - заглубление насосов,определяемой нивелированием, как разница нивелирных отметок днища резервуара и оси входного патрубка подпорного насоса, м;

bw~ гидравлические потери в подводящем нефтепроводе, м

(II)

Коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима течения жидкости, для трубопроводов    500мм    опре

деляют по Формуле [2]

Д 0,3164

1.3, Критический уровень взлива, соответствующий началу образования воронки нап сливным отверстием^определяется по формуле;

х,х,.    ^да:

где А - расстояние от днища резервуара до оси приемораздаточного патрубка, м ; для железобетонных резервуаров А «* О;

ff - скорость течения жидкости в приемо-раздаточном патрубке, м/оек ;

РД 39-30-140-79 0rp,9

К - коэффициент , учитывающий естественную закрутку потока» Kj » 1,2

коэффициент, учитывающий влияние дна на поджатие потока,    - 2,2

3.4.    Полученные величины    и    Н$ор    сравнивают,

с целью выявления определяющего фактора и наибольшую из них принимают в качестве эксплуатационной величины минимально допустимого взлнва.

3.5.    В случае, если величина минимального взлива определяется воронкообразованием, то необходимо иметь в виду следующее.

В процессе откачки нефти из двух или нескольких резервуаров (рисЛ), имеющих в начальный момент разные уровни взлиаов.

Рис Л. Схема обвязки резервуарно--насосного оборудования

а, следовательно, и разный расход нефти, происходит постепенная стабилизация режима, характеризующаяся выравниванием расходов из каждого резервуара. При этом уровень взлива в дальнем (*1) резервуаре будет выше на величину, компенсирующую дополнительные гидравлические потери на участке АВ и равен

*^Л Н»    (1«)

1

Приказом Министерства нефтяной промышленности № TI# от 22 февраля 1979 г.    Срок    введения    установлен с 25.0#²

Срок действия до    1982 г

I. ОЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I#t# Настоящая инструкция предназначена для определения следующих технологических параметров системы резервуарный парк - подпорная насосная на действующих НПС:

2

минимального давления на входе в подпорный насос; минимальных взлнвов нефти в резервуарах;

-    вибрационных характеристик подпорных насосов;

-    верхних эксплуатационных взлнвов нефти в резервуарах.

{«£, Минимальные - такие минимально возможные взливы нефти в

резервуарах, уменьшение которых приводит к срыву работы подпорных насосов.

1.3. Верхние эксплуатационные взливы - такие взливы нефти в резервуарах, в которых предусматривается наличие свободного объема, необходимого для приема нефти с предыдущей станции в аварийной ситуации.

1²4, Технологические параметры определяются из условия обеспечения бескавитационной работы подпорных насосов для различных температур перекачиваемой жидкости в зависимости от производитель-