При експлуатації резервуарів розрізняють такі характерні рівні нафти (нафтопродукту) в них (малюнок нижче):
- мінімально допустимий [Hmin];
- максимально допустимий [Hmах];
- нормативний нижній Нн;
- нормативний верхній Нв.
Характерні рівні нафти в резервуарах
Мінімально допустимим називається рівень, подальше зниження якого обмежується або воронкоутворення і кавитацией насосів, або необхідністю повного затоплення струменя при прийманні нафти в резервуар, або висотою стійок при наявності понтона або плаваючою даху.
Максимально допустимою є рівень, подальше підвищення якого обмежується температурним розширенням нафти і конструктивними особливостями резервуарів: для РВС висотою від днища до місця врізки пеногенератора, для РВСП - то ж за мінусом висоти понтона, для РВСПК - різницею висот стінки і плаваючою даху.
Нормативним нижнім називається рівень нафти (нафтопродукту), необхідний для стійкої роботи відкачують агрегатів протягом часу, достатнього для оперативних дій (передачі відповідних оперативних розпоряджень або погоджень, зупинки відкачують агрегатів і відключення резервуарів) або для перемикання на відкачку нафти (нафтопродукту) з однієї групи резервуарів на іншу.
Під нормативним верхнім розуміється рівень нафти (нафтопродукту), що забезпечує створення запасу ємності, достатнього для прийому нафти з трубопроводу на час оперативних дій (передачі відповідних оперативних розпоряджень або погоджень, зупинка перекачування) або перемикання прийому нафти з однієї групи резервуарів на іншу.
Співвідношення між зазначеними характерними рівнями показані на малюнку. Максимально допустимий рівень нафти (нафтопродукту) в резервуарах приймають на 100 мм меншим, ніж відстань від днища (в районі уторного куточка) до обмежує перетину резервуара: для РВС і РВСП - це нижня утворює пеногенератора, для РВСПК - верх стінки.
Висота в 100 мм визначає запас ємності на температуру розширення нафти (нафтопродукту).
Мінімально допустимий рівень нафти (нафтопродукту) в резервуарі зі стаціонарною дахом розраховується з умови неприпустимість прориву повітря в приймально-роздавальний патрубок резервуара при воронкоутворення
де Hпрп - відстань від днища резервуара до осі приймально-роздавального патрубка (ПРП); Нкр - критична висота рівня рідини над ПРП, при якій починається стійке витікання з утворенням воронки.
Необхідно підкреслити, що при обраної величиною [Hmin] має забезпечуватися умова бескавитационной роботи підпірних насосів, тобто величина наявного напору на вході в них повинна перевищувати суму допустимого кавитационного запасу δhкз і напору PS / ρg, відповідного тиску насичених парів нафти (нафтопродукту).
Складемо рівняння Бернуллі для граничного випадку початку кавітації (малюнок нижче)
де Zp. Zн - нівелірні позначки відповідно днища резервуара і осі всмоктувального патрубка насоса; Рг1 - тиск в газовому просторі резервуара при його спорожнення, Pг1 = Ра - РКВ; Ра - атмосферний тиск; РКВ - уставка клапана вакууму дихальної арматури; W - швидкість нафти (нафтопродукту) на вході в насос; hр-н - втрати напору в трубопроводі між резервуарами і насосом.
Розрахункова схема до визначення умов бескавитационной роботи підпірних насосів
