CC BY
44
УДК 622.692
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10310
ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СХЕМЫ «ЧЕРЕЗ РЕЗЕРВУАРЫ» С УЧЕТОМ ЯВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКА
SAFETY ASSESSMENT OF THE TANK FARM OF OIL PUMP STATIONS OPERATION WHEN USING THE "THROUGH TANKS" METHOD TAKING INTO ACCOUNT CROSSFLOW
М.М. Гареев, Р.Р. Габдинуров
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7478-3739, E-mail: m_gareev49@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-0115-8681, E-mail: r.r.gabdinurov@mail.ru
Резюме: Определена производительность закачки/откачки нефти в резервуары различных объемов с учетом перетока из одного резервуара в другой при переключении задвижек. Рассмотрены требования нормативных документов к производительности налива в резервуары. В результате сравнения проектной и фактической закачки/откачки с учетом перетока получены выводы о превышении допустимой производительности закачки и откачки в резервуары. Произведена оценка пропускной способности дыхательной арматуры, скорости движения понтона и скорости потока через приемо-раздаточные патрубки с учетом перетока. На основании полученных данных обоснована необходимость учета явления перетока при проектировании резервуаров и разработке технологических карт эксплуатации резервуаров. Предложена принципиальная конструкция обвязки резервуаров, предотвращающая переток нефти/нефтепродукта при переключении резервуаров.
Ключевые слова: нефтеперекачивающие станции, переток, резервуары, дыхательная арматура.
Для цитирования: Гареев М.М., Габдинуров Р.Р. Оценка безопасности эксплуатации резервуарного парка нефтеперекачивающих станций при использовании схемы «через резервуары» с учетом явления перетока // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 3. С. 54-63.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10310
Безопасная эксплуатация резервуаров является ключевым моментом при эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ на опасном производственном объекте [1]. В настоящее время все большее распространение получают резервуары, имеющие высоту стенки 18 м. Использование резервуаров большей высоты позволяет увеличить объем хранилища, повысить эффективность эксплуатации резервуарных парков, использовать меньшую площадь для сооружения резервуаров. В свою очередь, увеличение высоты налива продукта требует увеличения толщины стенки нижних поясов, повышения требований к фундаментам, увеличения устойчивости к ветровой нагрузке, повышения прочности конструкций для восприятия увеличенного гидростатического давления и т.д.
Mursalim M. Gareev, Ruslan R. Gabdinurov
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7478-3739,
E-mail: m_gareev49@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-0115-8681,
E-mail: r.r.gabdinurov@mail.ru
Abstract: The rate of oil charging / discharging in the tanks of different volume capacity was determined, taking into account the crossflow from tank to tank when shifting gate valves. The requirements of regulatory documents for the rate of charging into tanks are considered. As result, of comparing the design and actual charging / discharging, taking into account the crossflow, conclusions were drawn about the excess of the permissible charging / discharging in the tanks. Pressure vent valves throughput capacity, the speed of floating roofs movement and the speed of the flow through the nozzles were assessed, taking into account the crossflow. By calculations result, the need to take into account the crossflow in the design of tanks and the development of technological chart of the operation of tanks farm, was substantiated. A conceptual design of tank connections, which prevents the crossflow of oil /fuel when switching tanks, is proposed.
Keywords: oil pump station, crossflow, tanks for oil and oil product, pressure vent valves.
For citation: Gareev M.M., Gabdinurov R.R. SAFETY ASSESSMENT OF THE TANK FARM OF OIL PUMP STATIONS OPERATION WHEN USING THE "THROUGH TANKS" METHOD TAKING INTO ACCOUNT CROSSFLOW. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 3, pp. 54-63.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10310
При эксплуатации магистральных нефтепроводов возможно использование нескольких систем перекачки [2]:
1) «через резервуар»;
2) «с подключенным резервуаром»;
3) «из насоса в насос».
При использовании схемы «через резервуар» с последовательным переключением от одного резервуара к другому сначала полностью открывается задвижка на следующий по схеме резервуар и только после полного открытия запорной арматуры перекрывается задвижка на первоначальный резервуар. Одновременное автоматическое открытие и закрытие задвижек возможно только в случае наличия защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре [3]. При
одновременно открытых задвижках на двух резервуарах при наличии разности уровней взлива возникает явление перетока жидкости из полного резервуара в порожний. Принципиальная схема изображена на рис. 1.
Данное явление было изучено в работах [4-7], были получены формулы для расчета производительностей налива в резервуарах с учетом явления перетока жидкости.
Производительность трубопроводов при откачке с учетом явления перетока будет соответствовать уравнению материального баланса
qi = q2 + qo.
(i)
Для определения производительностей q1 и q2 напишем уравнение Бернулли для ответвлений между сечениями 0-0, I-I и 0-0, II-II:
2g
2g
P - P
• <3 • t.
V
0-1
—^ + Z = — pg 2g
+ р + Z0 + h pg
тр1'
P + P
Pa кд + Z2 =
pg
vl„
2g
P
+-0 + Zo - V'
pg
(2)
(3)
где V|_| ~ 0 и VII_II « 0 - скорость изменения уровня нефти в резервуарах, м/с; Ра- атмосферное давление, Па; Ркв и Ркд - предел срабатывания дыхательного клапана соответственно на вакуум и давление, Па; Z1 и Z2 - нивелирная высота уровня продукта в первом и втором резервуаре соответственно, м; Z0 - нивелирная высота середины сечения 0-0, м; Р0 - пьезометрическое давление в середине сечения 0-0, Па; hтр1 и hтр2 - потери напора в ответвлениях 1 и 2 соответственно, м; г - плотность нефти, кг/м3.
Из уравнений (2) и (3) для схемы обвязки на рис. 1 имеем
(Х2~Г + IÍ2 - 1) +^2 - Zq
U'
q2
2gF22
q2 П l11 _i_l l12F12l (+ A12'
P
кд _ z z
--_ Z1 - z(
pg
0 ■
F
P^
2gF2
'd-
11
dF
12 12
+ZC11 + 1^2-41+1)-3 (4) F
12
pg
q±
qo
d2 qo
b + b2 -a(b-
+ 2дркд
qQ2
-Рк
-b1 + lb2 -a(b-^ + 2дРкД
Р
qo2
yqo
где
a = b + b
b_
2 d2
■ZC2 -1
F22
b1 _
11 du
I F l I12F 11
■ Л12-2
d12F12
-ZC11+ZC12 F21+1
Fi
12
F121
(5)
(6)
(7)
(8) (9)
Для случая закачки в резервуары условие материального баланса будет определяться уравнением
q2 = qз + q1. (10)
Решив систему уравнений (4) и (10) относительно производительностей q1 и q2 получим:
dz
qs
qs
Ь + 4 Ib? -a(b1 - + 2дРкД
-Рк
qs2
yq|
-b + lb2 - a(b - + 2дРкд + Ркв)
qs2
yq2
(11)
(12)
где I - коэффициент гидравлического сопротивления; I, d, F - длина, диаметр и площадь сечения трубопровода; ЕХ -местные сопротивления.
Первая цифра индекса означает номер ответвления, вторая - номер участка.
Решим (4) с учетом (1) относительно производительно-стей q1 и q2 получим:
Формулы (5), (6), (11) и (12) были подтверждены экспериментально [4]. По результатам работы [4] в 1985 году в формулу (13) [8] для расчета максимально допустимой производительности налива была введена поправка (0,85), учитывающая явление перетока.
®МАКС.ДОП = 0,85^0кЛ' (13)
где Т,0Кл - суммарная пропускная способность дыхательных клапанов установленных на резервуаре, м3/ч.
В настоящее время интенсивность перетока, с увеличением высоты и емкости резервуара, значительно
+
|Рис. 1. Расчетная схема обвязки резервуаров: а - откачка нефти (нефтепродуктов) в магистральный трубопровод; б - закачивание нефти (нефтепродуктов) из магистрального трубопровода; qv q2 - производительность соответственно в ответвлениях трубопроводов 1 и 2; q0, q3 - производительность соответственно откачки и закачки на магистрали трубопровода
возрастает, что требует повторного рассмотрения вопроса безопасности эксплуатации резервуаров с учетом явления перетока. Так, в действующих [1, 8-12] нормативных документах, не обозначена необходимость учета явления перетока, данный вопрос был затронут лишь в отмененном стандарте [13].
Планировка резервуарного парка определяется из совместного анализа документов [9, 14, 15], исходя из объема резервуаров, свойств хранимого продукта, конструкции их крыш. Принципиальная схема расстановки резервуаров представлена на рис. 2.
Для оценки влияния перетока на производительность заполнения (опорожнения) резервуаров выполним расчет для нескольких типовых схем НПС [15] табл. 1, 2.
Исходные данные для расчета приведены в табл. 3. Для резервуаров с понтоном минимальное расстояние между стенками резервуаров, расположенных в одной группе, составляет 0,650рез. Принимая расположение приемо-раз-даточных патрубков (ПРП) на центральной оси резервуаров, длину трубопровода /11 можно принять равной 1,650 .
Результаты расчета откачки и закачки при переключении резервуаров с учетом явления перетока представлены в табл. 4, 5.
По результатам расчетов в действующих резервуарах производительность перетока при откачке может превышать проектную производительность нефтепровода в 4,29 раза, а при закачке - в 4,97 раза. При этом наибольшее превышение производительности наблюдается в резервуарах объемом 10 000 м3, так как для них отношение высоты налива к диаметру резервуара будет максимальным. Превышение производительности закачки над откачкой с учетом перетока объясняется особенностью гидравлической схемы расчета, так как для схемы закачки
Рис. 2. План-схема расположения резервуаров в группах и парке в целом: 1 - резервуары в группе; 2 - осевая линия ограждения; 1С -минимальное расстояние между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе; D - диаметр резервуара; 1Г - минимальное расстояние между стенками резервуаров, расположенных в соседних группах; 10 - расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутреннего откоса обвалования или ограждающей стенки
I
Таблица 1
Количество резервуаров на НПС
Dy Тип резервуара Dpea, м Количество Емкость резервуарного парка, тыс. м3
700 РВС 10000 28,5 4 40
800 РВС 10000 28,5 4 40
1000 РВС 20000 40,0 4 80
1200 РВС 20000 40,0 6 120
Таблица 2
Пропускная способность нефтепровода
Dy Производительность, Часовая млн т/год производительность, т/ч Производительность. м3/ч (при 850 кг/м3)
700 19 2262 2661
800 27 3214 3782
1000 50 5952 7000
1200 78 9286 10924
I
Таблица 3
Параметры обвязки резервуарного парка
Тип резервуара °рез' м 111, м /12, м /2, м d11, м d12, м d2, м É11 É12 Х2
РВС 5000 20,92 34,518 10 10 0,7 0,5 0,5 0,95 2 1,5
РВС10000 28,5 47,025 10 10 0,8 0,7 0,7 0,71 2 1,5
РВС 20000 39,9 65,835 10 10 1,0 0,7 0,7 0,95 2 1,5
I
Таблица 4
Результаты расчета откачки с учетом перетока
Тип резервуара Чмт, м3/ч АН, м ^ц, м ^12, м ^2, м q1, м3/ч 02,м3/ч q1/qMT
РВС 5000 2661 13 0,0197 0,0192 0,0211 6088 3427 2,28
РВС10000 2661 15 0,0179 0,0178 0,0185 11429 8767 4,29
РВС10000 3782 15 0,0179 0,0178 0,0189 11567 7785 3,06
РВС 20000 7000 15 0,0178 0,0174 0,0196 13338 6339 1,91
РВС 20000 10924 15 0,0177 0,0174 0,0223 13655 2731 1,25
Таблица 5
Результаты расчета закачки с учетом перетока
Тип резервуара Чмт, м3/ч АН, м Х11, м ^12, М А^, М м3/ч 92,м3/ч Ч1/Чмт
РВС 5000 2661 13 0,0205 0,0199 0,0187 4932 7593 2,85
РВС 10000 2661 15 0,0182 0,0180 0,0174 10566 13227 4,97
РВС 10000 3782 15 0,0182 0,0181 0,0173 10341 14123 3,73
РВС 20000 7000 15 0,0186 0,0180 0,0168 10559 17559 2,51
РВС 20000 10924 15 0,0191 0,0184 0,0165 9317 20241 1,85
общие потери напора в трубопроводе 1 меньше, чем для схемы откачки.
При оценке влияния вязкости на рис. 3 следует отметить, что с изменением вязкости, интенсивность перетока снижается незначительно, следовательно, превышение проектной производительности трубопровода будет наблюдаться для резервуаров, предназначенных для всех типов нефти и нефтепродуктов.
Анализ зависимости интенсивности перетока от разностей уровня налива представлен на рис. 4.
Разность уровней налива в резервуарах вносит очень существенное влияние на производительность трубопроводов с учетом перетока, особенно для трубопроводов меньших диаметров.
Увеличение расстояния между резервуарами способствует уменьшению интенсивности перетока в результате увеличения потерь напора по длине трубопровода (рис. 5).
При увеличении Qмт (рис. 6) резко уменьшается отношение Qзп/Qмт, в первую очередь за счет увеличения значения
знаменателя. Оценим зависимость производительности закачки(откачки) с учетом перетока от производительности трубопровода.
Из анализа зависимости на Qзп от Qмт на рис. 7 следует отметить, что производительность закачки/откачки с учетом перетока при изменении производительности нефтепровода увеличивается чем дальше, тем меньше, достигая пика в точке Qзп = Qмт, при этом значении переток из одного резервуара в другой отсутствует даже при открытых задвижках. Далее при дальнейшем увеличении производительности нефтепровода наблюдается откачка/закачка одновременно в оба резервуара, при этом Qмт будет превышать ^(0)п-
Приведем результаты расчета отношения производительности откачки/закачки продукта в резервуар РВС 10 000 м3 с учетом явления перетока при qмт = 2661, снизим разность уровней взлива до 12 м, увеличим расстояние /11 до 150 м. По результатам расчета, получено q1/qo = 3,35; q2/qз = 4,10.
■ Рис. 3. Зависимость Qз/Qмт от вязкости продукта
5,1
5,08
5,06
5,04
н
э СУ 5,02
с 5
С/
4,98
4,96
4,94
4,92
Цу 700 я0= -2661 м3А юс Ъ 15м
10
20
30
, сСт
40
50
Рис. 5. Зависимость Qзп/Qмт от расстояния между резервуарами
Расстояние Ы1,м
.........Ду700, Q = 2661 м3/ч---Ду800, Q = 3782 м3/ч
---Ду1000, Q = 7000 м3/ч-Ду1200, Q = 10924 м3/ч
60
I
Рис. 4. Зависимость Qз/Qмт от разностей уровня налива в резервуарах
с Ч
-В 3
6 8 10 ДН.м
12 14
.........Ду700, 0 = 2661 м3/ч —Ду800, 0 = 3782 м3/ч
---Ду1000, 0 = 7000 м3/ч-Ду1200, 0 = 10924 м3/ч
■ Рис. 6. Зависимость Qз/Qмт от Qмт
& в
м'/ча
Увеличение расстояния и уменьшение разностей уровней налива дает существенный, но недостаточный эффект.
При большой производительности налива/откачки возможны следующие нежелательные последствия:
1) превышение предельно допустимого давления (вакуума) для резервуаров, работающих под давлением;
2) превышение скорости движения понтона (плавающей крыши);
3) возникновение заряда статического электричества на приемо-раздаточных патрубках при превышении скорости движения жидкости.
Для оценки влияния явления перетока на образование предельно допустимого давления и скорости движения понтона выполним расчет пропускной способности дыхательной арматуры и допустимых скоростей закачки/откачки согласно [9]. Пропускная способность клапанов по внутреннему давлению определяется по формуле
Q = 2,71М1 + 0,026 и, (14)
I Рис. 7
30000 25000 20000
а
Зависимость Б1зп от Ямт
10000
15000 20000 (2МТ, м'/час
25000 30000 35000
Таблица 6
Результаты расчета проектной производительности дыхательных клапанов и вентиляционных патрубков
где 2,71 - коэффициент, учитывающий свойства закачиваемого продукта при закачке в резервуар продуктов с высокой температурой и высоким давлением насыщенных паров; М1 - производительность залива продукта в резервуар, м3/ч; 0,026 - поправка на изменение объема паров нефтепродукта в резервуаре от повышения температуры окружающего воздуха, ч-1; У - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м3.
Пропускная способность клапанов по вакууму согласно [9] определяется по формуле
РВС %т, м3/ч О, м нсг м V, м3 Окл ПОф. 14, м3/ч Окл по,ф. 15, м3/ч Окл поф. 16, м3/ч
5000 2661 20,92 15 5156 7345 3795 2764
10000 2661 28,5 18 11483 7510 5187 2891
10000 3782 28,5 18 11483 10548 6308 4012
20000 7000 39,9 18 22507 19555 11951 7450
20000 10924 39,9 18 22507 30189 15875 11374
Q = М2 + 0,022 У,
(15)
где М2 - производительность слива продукта из резервуара, м3/ч; 0,22 - поправка на изменение объема паров
Тип и количество предохранительных клапанов
Общая пропускная способность дыхательных клапанов/ вентиляционных патрубков (с учетом предохранительных клапанов) м3/ч
I Таблица 7
Подбор дыхательной арматуры для резервуаров
Расчетное Тип и количество
Тип q, значение дыхательных клапанов
резервуара м3/ч 0КЛ/0,85 (вентиляционных
м3/ч патрубков)
РВС 5000 2661 8641 3 шт. КДС - 3000/500 3 шт. КДС - 3000/500 9000 (18000)
РВСП 5000 4465 1шт. ПВ - 350 - 4500*
2шт. ПВ - 250
РВС10000 2661 8835 3 шт. КДС - 3000/500 3 шт. КДС - 3000/500 9000 (18000)
РВСП 10000 6102 2шт. ПВ - 350 1шт. ПВ - 300 - 6400*
РВС 10000 3782 12409 4 шт. КДС - 3000/500 4 шт. КДС - 3000/500 13500 (27000)
+ КДС - 1500/150 + КДС - 1500/150
РВСП 10000 7421 3 шт. ПВ - 350 - 7500*
РВС 20000 7000 23006 8 шт. КДС - 3000/500 8 шт. КДС 3000/500 24000 (48000)
РВСП 20000 14060 4шт. ПВ - 500 1шт. ПВ - 50 14150*
РВС 20000 10924 35516 12 шт. КДС - 3000/500 12 шт. КДС - 3000/500 36000 (72000)
РВСП 20000 18676 8ПВ - 350 20000*
*Пропускная способность вентиляционных патрубков указана при разряжении 250 Па.
Таблица 8
Результаты расчета максимально допустимой производительности откачки/закачки
РВС Чш, м3/ч 0, м ®мак с.доп. РВС м3/ч ®макс.доп. РВСП, м3/ч ®макс.доп. РВСПК, м3/ч 0о(я), м3/ч Чз(п), м3/ч
5000 2661 20,9 7650 1204 1374 6088 7593
10000 2661 28,5 7650 2234 2550 11429 13227
10000 3782 28,5 10582 2234 2550 11567 14123
20000 7000 39,9 20400 4378 4999 13338 17559
20000 10924 39,9 30600 4378 4999 13655 20241
Согласно [8], максимально допустимая производительность заполнения/ опорожнения каждого резервуара в группе рассчитывается:
а) для РВС без понтона по формуле (13);
б) для РВС с понтоном (РВСП):
Q„
21502,
(17)
где D - внутренний диаметр резервуара, м;
в) для РВС с плавающей крышей (РВСПК):
I
Q„
(18)
Таблица 9
Коэффициенты для учета перетока при расчете дыхательной арматуры
Dy Производительность м3/ч (при 850 кг/м3) Тип резервуара 0о(я), м3/ч Чз(п) , м3/ч Коэффициент для формулы (13)
700 2661 РВС 5000 6088 7593 0,35
700 2661 РВС10000 11429 13227 0,20
800 3782 РВС10000 11567 14123 0,26
1000 7000 РВС 20000 13338 17559 0,39
1200 10924 РВС 20000 13655 20241 0,53
нефтепродукта в резервуаре от повышения температуры окружающего воздуха, ч-1.
Пропускная способность вентиляционных патрубков определяется как наибольшее значение определяемое по формулам 15 или 16:
Q = М1 + 0,02^ (16)
Выполним расчет по указанным выше формулам. Для расчета примем М1 = М2 = qмт, Размеры резервуаров примем согласно [9]. Принимается следующее допущение: полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, равен объему цилиндрической части резервуара без учета объема, занимаемого внутренним оборудованием. Результаты расчета приведены в табл. 6.
Так как для условий производимого расчета значения, полученные по (15), превышают значения, полученные по (16), пропускная способность дыхательных патрубков для РВСП будет определяться значениями по (15).
Выполним подбор дыхательной арматуры для полученных значений. Учтем, что расход газовоздушной смеси через все дыхательные клапаны резервуара не должен превышать 85% их максимальной пропускной способности, установленной разработчиком или изготовителем клапанов. Количество предохранительных клапанов должно приниматься равным количеству дыхательных клапанов. Пропускная способность предохранительных клапанов должна быть равнозначной пропускной способности дыхательных клапанов [16].
Результаты подбора сведены в табл. 7.
Выполним расчет максимальной производительности закачки/откачки для различных типоразмеров резервуаров. Сравним полученные значения с производительностью с учетом перетока. Результаты расчета представлены в табл. 8.
Анализ пропускной способности дыхательной арматуры резервуаров РВСП и РВСПК показывает, что для всех типоразмеров резервуаров наблюдается превышение производительности закачки/откачки пропускной способности вентиляционных патрубков, что недопустимо. Для резервуаров РВС 10 000 м3 пропускной способности дыхательных клапанов недостаточно: возможно срабатывание предохранительных клапанов, что является нештатной ситуацией. Поправки и коэффициент, указанные в формулах (14) и (15) при расчете дыхательной арматуры, не учитывают явление перетока, тем самым при подборе дыхательной арматуры без учета процесса перетока повышается вероятность возникновения предельно допустимого давления для резервуаров любых объемов, представленных в расчете.
Для учета процесса перетока при расчете дыхательных клапанов предлагается изменить коэффициент 0,85 в формуле (13) на значения, рассчитанные с учетом явления перетока для трубопроводов различных диаметров, указанные в табл. 9. Также для формулы (14) рекомендуется использовать поправки на учет процесса испарения продукта, указанные в работе [17].
Максимально допустимая производительность откачки/ закачки для резервуаров РВСП и РВСПК меньше значений производительности магистрального нефтепровода. В этом случае в соответствии с [8] расчетная производительность принимается равной производительности заполнения/опорожнения резервуара, имеющего минимальную производительность в группе. Таким образом, следует руководствоваться ограничением скорости движения понтона (плавающей крыши (ПК)) и пропускной способностью дыхательных патрубков. Допустимая скорость движения понтонов ПК для резервуаров объемом до 30 000 м3 составляет 6 м/ч [9-11, 16].
Выполним расчет производительности заполнения/опорожнения резервуара для скорости движения понтона (ПК) Vп = 6 м/час по формуле
Q,
макс.доп.
■ Vп.
(19)
Оценим допустимую производительность закачки/откачки по скорости движения понтона и производительности вентиляционных патрубков, выполним сравнение с производительностью с учетом перетока. Результаты расчета указаны в табл. 10.
По результатам расчета видно, что в некоторых случаях недопустимо закачивать продукт из магистрального нефтепровода одновременно только в один резервуар типа РВСПК даже без учета явления перетока. Следует производить закачку одновременно более чем в один резервуар, а с учетом явления перетока скорость закачки/ откачки превышает допустимую в несколько раз. При этом возможно образование предельно допустимого давления в газовом пространстве резервуара. Так как резервуары типа РВСП не оснащаются предохранительными клапанами, может возникнуть разрыв, либо деформация оболочки резервуара в результате превышения допустимого давления (вакуума), что влечет за собой аварийную ситуацию. Выполним оценку скорости движения понтона ПК с учетом явления перетока. Результаты расчета представлены в табл. 11
По результатам расчетов с учетом явления перетока наблюдается значительное превышение скорости движения понтонов, ПК в резервуарах, что может привести к заклиниванию или затоплению понтонов, ПК и аварийному выводу резервуара из эксплуатации. Поэтомупри разработке технологических карт эксплуатации резервуаров следует учитывать явление перетока и осуществлять откачку/закачку одновременно в несколько резервуаров.
Оценим скорость истечения нефти (нефтепродуктов) через приемо-раздаточные патрубки (ПРП). Максимальная скорость истечения нефти ограничивается значениями в соответствии с табл. 12 [8], либо с учетом свойств хранимого продукта.
Резервуары объемом 5000 и 10 000 м3 оснащаются двумя технологическими линиями, завершающимися ПРП, для резервуаров объемом 20 000 м3 каждая технологическая линия перед входом в резервуар разделяется на две, каждая из которых, в свою очередь, завершается ПРП. При работе НПС по схеме «через резервуары» одна технологическая линия используется для закачки, другая для откачки, таким образом одновременно работает только половина общего количества ПРП. Количество ПРП и максимально допустимая пропускная способность ПРП указаны в табл. 13.
Таблица 10
Максимально допустимая производительность заполнения/опорожнения резервуаров с понтоном(ПК)
РВСП цмт, м3/ч О, м ?ф), м3/ч ?з(п), м3/ч ?ф), м3/ч Чз(п), м3/ч
5000 2661 20,9 2450 4500 6088 7593
10000 2661 28,5 3828 6400 11429 13227
10000 3782 28,5 3828 7500 11567 14123
20000 7000 39,9 7502 14150 13338 17559
20000 10924 39,9 7502 20000 13655 20241
Таблица 11 Результаты расчета скорости движения понтонов
Тип резервуара q2, м3/ч Орез, м Грез, м2 V,, м/ч
РВСП 5000 7593 20,92 344 22
РВСП10000 14123 28,5 638 22
РВСП 20000 20241 39,9 1250 14
Таблица 12
Максимальная допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности
Диаметр ПРП, мм Максимально допустимая скорость истечения, через 1 ПРП при полном затоплении струи нефти (нефтепродуктов), м/с Максимально допустимая производительность истечения через 1 ПРП при полном затоплении струи нефти (нефтепродуктов), м3/ч
200 10,9 1232
300 10,3 2620
500 9,4 6641
600 9,1 9258
700
12186
При сравнении пропускной способности ПРП с производительностью закачки/откачки с учетом перетока для резервуаров объемом 5000 и 10 000 м3 наблюдается превышение допустимой производительности, что может повлечь образование заряда статического электричества выше допустимых значений и привести к аварийной ситуации.
С целью предотвращения возникновения явления перетока предлагается внести дополнения в принципиальную схему обвязки резервуара в соответствии с рис. 8.
При наливе в резервуар 1 открыты задвижка 1.2 и обратный клапан 1.4, задвижка 1.1 закрыта. В процессе переключения налива с резервуара 1 на резервуар 2 открывается задвижка 2.2 и обратный клапан 2.4 под давлением продукта. При возникновении явления перетока сменяется направления тока на клапане 1.4, клапан закрывается, тем самым предотвращая явление перетока, далее закрывается задвижка 1.2, процесс переключения завершается.
При опорожнении резервуара 2 открыты задвижка 2.1 и обратный клапан 2.3, задвижка 2.2 закрыта. При переключении откачки с резервуара 2 на резервуар 1 открывается
Таблица 13
Сравнение максимально допустимой производительности ПРП с производительностью нефтепровода с учетом перетока
Dy Производительность м3/ч (при 850 кг/м3) Тип резервуара Количество и диаметр ПРП Общая максимально допустимая производительность ПРП*, м3/ч ?ф), м3/ч ?ф) , м3/ч
700 2661 РВС 5000 2 шт. 530мм 6641 6088 7593
700 2661 РВС10000 2 шт. 720мм 12186 11429 13227
800 3782 РВС10000 2 шт. 720 мм 12186 11567 14123
1000 7000 РВС 20000 4 шт. 720 мм 24372 13338 17559
1200 10924 РВС 20000 4 шт. 720 мм 24372 13655 20241
*При работе по схеме «через резервуары» используется только половина от общего количества ПРП.
I
Рис. 8. Принципальная схема обвязки резервуаров для предотвращения возникновения перетока при переключении резервуаров
задвижка 1.1 и клапан 1.3. При возникновении явления перетока сменяется направление тока на клапане 2.3 и клапан закрывается, предотвращая переток.
В результате отсутствия явления перетока повышается безопасность эксплуатации резервуаров, обеспечивается использование до 100% полезной емкости, так как при переключении часть продукта не перетекает в другой резервуар, упрощается процесс учета поступившего продукта.
Выводы
1. При подборе дыхательной арматуры по действующим методикам возможно превышение предельно допустимой производительности дыхательных клапанов в процессе переключения резервуаров за счет явления перетока нефти или нефтепродуктов из резервуара в резервуар.
2. В связи с тем, что в настоящее время наблюдается строительство резервуаров высотой 18 м, коэффициент
0,85, используемый при подборе дыхательной арматуры, учитывающий явление перетока, предлагается изменить:
- для резервуаров РВС 5000 м3 трубопроводов Dy700 принять 0,35.
- для резервуаров РВС 10 000 м3 трубопроводов Dy700 принять 0,20.
- для резервуаров РВС 10 000 м3 трубопроводов Dy800 принять 0,26.
- для резервуаров РВС 20 000 м3 трубопроводов йуЮОО принять 0,39.
- для резервуаров РВС 20 000 м3 трубопроводов Dy1200 принять 0,53.
3. Для резервуаров типа РВСП и РВСПК в результате перетока при переключении задвижек значительно превышается допустимая скорость движения понтона, ПК, что может привести к заклиниванию, перекосу или потоплению понтона, ПК.
4. Скорость закачки/откачки продукта с учетом перетока превышает допустимые значения закачки для ПРП, что может привести к образованию недопустимого заряда статического электричества.
5. При разработке технологических карт эксплуатации резервуаров необходимо учитывать явление перетока, переключение закачки/откачки осуществлять на два и более резервуаров одновременно.
6. Для резервуаров всех типов предлагается внедрение новой принципиальной схемы обвязки резервуаров, предотвращающей переток при переключении задвижек.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов. URL: http://docs.cntd.ru/ document/420382388 (дата обращения 12.10.2020).
2. Мастобаев Б.Н., Нечваль А.М., Гареев М.М. и др. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов: справ. пособие: в 2 т. / под общ. ред. Ю.В. Лисина. М.: Недра, 2017. Т. 1. 494 с.
3. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. М.: Недра, 1988. 270 с.
4. Гареев М.М. Расчет производительности и дыхательной арматруры нефтяных резервуаров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1976. № 12. С. 34.
5. Гареев М.М., Гареев Р.М. Возможность образования предельно допустимого вакуума в газовом пространстве переключаемых резервуаров с учетом явления перетока жидкости // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2010. № 1. С. 22-26.
6. Гареев Р.М. Оценка возможности образования предельно-допустимого избыточного давления в газовом пространстве в процессе переключения резервуаров // Тез. докл. 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 30-32.
7. Хафизова И.С., Гареев М.М. Новая методика расчета дыхательного оборудования резервуаров с учетом явления перетока во время переключения / Мат. XI Межд. науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт -2016», Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. С. 160-161.
8. 0Р-23.020.00-КТН-079-14 Расчет емкости (полезной) для товарных операций и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки. М.: Транснефть, 2014. 34 с.
9. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования. URL: http://docs.cntd.ru/document/1200138636 (дата обращения 12.10.2020).
10. СТ0-СА-03-002-2009 Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. URL: http://docs.cntd.ru/document/471813418 (дата обращения 12.10.2020).
11. Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов URL: http://docs.cntd.ru/ document/1200107651 (дата обращения 12.10.2020).
12. ГОСТ Р 58623-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные. Правила технической эксплуатации. URL: http://docs.cntd.ru/ document/1200169168 (дата обращения (20.10.2020).
13. РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз. URL: https://meganorm.ru/Index1/9/9896.htm (дата обращения (20.10.2020).
14. СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности. URL: http://docs. cntd.ru/document/1200108948 (дата обращения (20.10.2020).
15. 0ТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 (Кн. 1, 2) Типовые технические решения (ТТР) по проектированию. Нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком в системы магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть». М.: Транснефть, 2007. 76 с.
16. РД 23.020.00-КТН-018-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 1000 - 50 000 м3. Нормы проектирования. М.: Транснефть, 2013. 118 с.
17. Габдинуров Р.Р., Гареев М.М. Оценка влияния испаряемости нефти и нефтепродуктов на образование предельно допустимого избыточного давления в газовом пространстве в процессе переключения резервуаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 2. С. 5-11. D0I:10.24411/0131-4270-2020-10201
REFERENCES
1. Pravila promyshlennoy bezopasnosti skladov nefti i nefteproduktov (Rules of industrial safety of warehouses of oil and oil products) Available at: http://docs.cntd.ru/document/420382388 (accessed 12 October 2020).
2. Mastobayev B.N., Nechval' A.M., Gareyev M.M. Truboprovodnyy transport nefti i nefteproduktov [Pipeline transport of oil and petroleum products]. Moscow, Nedra Publ., 2017. Vol.1. 494 p.
3. Pravila tekhnicheskoy ekspluatatsiirezervuaroviinstruktsiipo ikh remontu [Rules of technical operation of tanks and instructions for their repair]. Moscow, Nedra Publ., 1988. 270 p.
4. Gareyev M.M. Calculation of productivity and pressure vent valves of oil tanks. Transport i khraneniye nefti i nefteproduktov, 1976, no. 1 2, p. 34 (In Russian).
5. Gareyev M.M., Gareyev R.M. The possibility of forming a maximum permissible vacuum in the gas space of switchable tanks taking into account the phenomenon of liquid flow. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2010, no. 1, pp. 22-26 (In Russian).
6. Gareyev R.M. Otsenka vozmozhnosti obrazovaniya predel'no-dopustimogo izbytochnogo davleniya v gazovom prostranstve v protsesse pereklyucheniya rezervuarov [Evaluation of the possibility of forming a maximum permissible excess pressure in the gas space during the process of switching tanks]. Trudy 62-y nauchno-tekhnicheskoy konferentsiistudentov, aspiranotovimolodykh uchenykh UGNTU [Proc. of the 62nd scientific and technical conference of students, postgraduates and young scientists USPTU]. Ufa, 2011, pp. 30-32.
7. Khafizova I.S., Gareyev M.M. Novaya metodika rascheta dykhatel'nogo oborudovaniya rezervuarov s uchetom yavleniya peretoka vo vremya pereklyucheniya [New method of calculating respiratory equipment tanks taking into account the flow phenomena during switching]. Trudy XI Mezhd. nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport -2016» [Proc. of the XI Int. scientific.-pract. conf. "Pipeline transport - 2016"]. Ufa, 2016, pp.160-161.
8. OR-23.020.00-KTN-079-14 Raschetyemkosti (poleznoy) dlya tovarnykh operatsiy i razrabotki tekhnologicheskikh kart na rezervuary i rezervuarnyye parki [0R-23.020.00-KTN-079-14 A calculation of the capacity (utility) for commodity operations and development of process maps for tanks and tank farms]. Moscow, Transneft' Publ., 2014. 34 p.
9. GOST 31385-2016 Rezervuary vertikal'nyye tsilindricheskiye stal'nyye dlya nefti i nefteproduktov. Obshchiye tekhnicheskiye (State Standard 31385-2016. Vertical cylindrical steel tanks for oil and oil-products. General specifications) Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200138636 (accessed 12 October 2020).
10. STO-SA-03-002-2009 Pravila proyektirovaniya, izgotovleniya i montazha vertikal'nykh tsilindricheskikh stal'nykh rezervuarov dlya nefti i nefteproduktov (ST0-SA-03-002-2009 Rules for the design, manufacture and installation of vertical cylindrical steel tanks for oil and petroleum products) Availanle at: http://docs.cntd.ru/document/471813418 (accessed 12 October 2020).
11. Rukovodstvo po bezopasnosti dlya neftebaz i skladov nefteproduktov (Safety guide for oil depots and petroleum product depots) Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200107651 (accessed 12 October 2020).
12. GOST R 58623-2019 Magistral'nyy truboprovodnyy transport nefti i nefteproduktov. Rezervuary vertikal'nyye tsilindricheskiye stal'nyye. Pravila tekhnicheskoy ekspluatatsii (State Standard R 58623-2019. Trunk pipeline transport of oil and oil products. Vertical cylindrical steel tanks. Rules of technical operation) Available at: http://docs.cntd.ru/ document/1200169168 (accessed 20 October 2020).
13. RD 153-39.4-078-01 Pravila tekhnicheskoy ekspluatatsii rezervuarov magistral'nykh nefteprovodov i neftebaz (RD 153-39. 4-078-01 Rules of technical operation of tanks of main oil pipelines and oil depots) Available at: https:// meganorm.ru/Index1/9/9896.htm (accessed 20 October 2020).
14. SP 155.13130.2014 Skladynetinefteproduktov. Trebovaniyapozharnoybezopasnosti(SP 155.13130.2014 Warehouses of oil and petroleum products. Fire safety requirements) Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200108948 (accessed 20 October 2020).
15. OTT-16.01-74.20.11-KTN-059-1-05 (Kn.1.2) Tipovyye tekhnicheskiye resheniya (TTR) po proyektirovaniyu. Nefteperekachivayushchiye stantsii s rezervuarnym parkom v sistemy magistral'nykh nefteprovodov OAO AK «Transneft'» [0TT-16.01-74.20.11-KTN-059-1-05 (Book 1.2) Standard technical solutions for design. Oil pumping stations with a tank farm in the systems of main oil pipelines of AK Transneft JSC]. Moscow, Transneft' Publ., 2007. 76 p.
16. RD 23.020.00-KTN-018-14Magistral'nyy truboprovodnyy transport nefti i nefteproduktov. Rezervuary stal'nyye vertikal'nyye dlya khraneniya nefti i nefteproduktov ob"yemom 1000 - 50000 m3. Normy proyektirovaniya [RD 23.020.00-KTN-018-14 Main pipeline transport of oil and petroleum products. Vertical steel tanks for the storage of oil and petroleum products with a volume of 1000 - 50000 m3. Design standards]. Moscow, Transneft' Publ., 2013. 118 p.
17. Gabdinurov R.R., Gareyev M.M. Evaluation of the effect of oil and oil products evaporation on the formation of the maximum permissible excess pressure in the gas space during tank switching. Transport ikhraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2020, no. 2, pp. 5-11 (In Russian). doi:10.24411/0131-4270-2020-10201
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Гареев Мурсалим Мухутдинович, д.т.н., проф., заместитель завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Габдинуров Руслан Рамилевич, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Mursalim M. Gareev, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Deputy Head of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Ruslan R. Gabdinurov, Postgraduate Student of the Department of Transportation and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological.
