Версия для печати

Приложение И. Типовые формы технологических карт эксплуатации резервуаров

Форма № 1

«УТВЕРЖДАЮ»

Главный инженер

________   ______________

(подпись)                    (И. О. Фамилия)

«_____» __________ ________ г.

(число)               (месяц)             (год)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА эксплуатации резервуаров

по _____________________

Вариант «А» - схема технологического процесса перекачки нефти «с подключенными резервуарами»; при остановке перекачки на приемном или напорном участке нефтепроводов перекачка осуществляется соответственно из резервуаров или в резервуары НПС

_________________________________

(наименование организации)

_________________________________

(наименование НПС)

_________________________________

(наименование нефтепровода)

Форма № 2

«УТВЕРЖДАЮ»

Главный инженер

________   ______________

(подпись)                    (И. О. Фамилия)

«_____» __________ ________ г.

(число)               (месяц)             (год)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА эксплуатации резервуаров

по _____________________

Вариант «Б» - схема технологического процесса перекачки нефти «через резервуары» с периодическим приемом нефти из нефтепроводов в резервуары и периодическим наливом ее из резервуаров в транспортные средства или откачки в нефтепровод

Вариант «В» - схема технологического процесса перекачки нефти «через резервуары» с приемом и откачкой нефти по раздельным группам резервуаров, при возможном перетоке нефти в процессе переключения с одной группы резервуаров на другую

_________________________________

(наименование организации)

_________________________________

(наименование НПС)

_________________________________

(наименование нефтепровода)

Форма № 2, продолжение

Рекомендации по составлению технологических карт эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз

И.1 Общие положения

Приведенные в Приложении формы технологических карт эксплуатации резервуаров являются рекомендательными и позволяют организации эксплуатирующей резервуарные парки при составлении технологических карт исключать или дополнять в них отдельные показатели, графы.

В Приложении рассмотрены две формы технологических карт, соответствующие наиболее распространенным вариантам работы резервуарных парков или их отдельных технологических групп в схемах технологического процесса перекачки нефти.

И.2 Пояснения по заполнению отдельных граф приведенных форм технологических карт.

И.2.1 Формы 1, 2, графа 4. Предельный установленный уровень заполнения резервуара.

Предельный установленный уровень заполнения резервуара - максимальный уровень возможного заполнения резервуара, определяемый проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

В соответствии с п. 6.11 СНиП 2.09.03 «Сооружение промышленных предприятий»:

- в резервуарах со стационарной крышей минимальное расстояние от низа врезки пенокамер до максимального уровня жидкости следует определять с учетом температурного расширения нефти и принимать не менее 100 мм;

- расстояние от верха стенки резервуара с плавающей крышей или опорного кольца в резервуаре с понтоном до максимального уровня жидкости следует принимать не менее 0,6 м.

И.2.2 Формы 1, 2, графы 5 - 7. Приемо-раздаточные патрубки (ПРП)

Если на резервуарах смонтировано более одного ПРП и по ним осуществляются или могут осуществляться раздельный прием и откачка нефти, необходимо привести раздельные характеристики приемных и раздаточных патрубков.

Максимально допустимая производительность истечения нефти через один патрубок определяется при:

- приеме нефти в резервуар - по максимально допустимой скорости истечения нефти в резервуар с обеспечением электростатической безопасности (ПТЭ резервуаров, таблица 3);

- откачке нефти из резервуара - по условиям обеспечения бескавитационной работы насосов.

И.2.3 Формы 1, 2, графа 8. Допустимое рабочее давление на крышу резервуаров.

Допустимое рабочее давление на крышу резервуаров определяется проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

И.2.4 Формы 1, 2, графы 9 - 12.

Дыхательные и предохранительные клапаны резервуаров регулируются на давление (избыточное и вакуум), исходя из допустимого рабочего давления на крышу резервуара.

Дыхательные и предохранительные клапаны резервуаров одной технологической группы должны быть отрегулированы на соответствующие одинаковые избыточное давление и вакуум, не превышающие величину избыточного давления и вакуума любого резервуара этой группы.

Сопротивление вентиляционных патрубков при их паспортной пропускной способности не должно превышать допустимое рабочее давление и вакуум, установленные для крыши резервуаров.

Пропускная способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями ограничивается пропускной способностью огневых предохранителей.

Суммарная пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов, вентиляционных патрубков в каждой технологической группе должна обеспечить безаварийную работу резервуаров при избыточном давлении и вакууме во всех ситуациях, включая аварийные.

И.2.5 Формы 1, 2, графа 13. Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши.

Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого до максимально допустимого уровня при приеме и откачке нефти из резервуара определяется проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 2,5 м/с.

И.2.6 Формы 1, 2, графа 14. Максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуара.

Максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров ограничивается пропускной способностью дыхательной арматуры, допустимой производительностью истечения нефти через приемо-раздаточные патрубки, максимально допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши.

За максимально допустимую производительность заполнения и опорожнения резервуара принимается меньшая из производительностей, рассчитанная по вышеуказанным ограничительным показателям.

Максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров определяется в соответствии с действующей нормативной документацией по проектированию и устройству вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Допустимая производительность заполнения резервуаров по пропускной способности дыхательной арматуры может отличаться от производительности опорожнения резервуаров.

Организация, эксплуатирующая резервуарные парки, может ограничиться одним показателем допустимой производительности, необходимо принять за допустимую производительность меньшую из них.

И.2.7 Формы 1, 2, графа 15. Максимально допустимая скорость изменения уровня нефти в резервуаре по допустимой производительности заполнения и опорожнения.

Максимально допустимая скорость изменения уровня нефти в резервуаре по допустимой производительности его заполнения и опорожнения приводится для удобства оперативного контроля за производительностью.

И.2.8 Форма 2. графа 16, вариант «В». Максимальная производительность перетока нефти из резервуаров в резервуары.

При схеме перекачки нефти «через резервуары» с приемом и откачкой нефти по раздельным группам резервуаров возможен переток нефти в процессе переключения с одной группы резервуаров на другую.

Максимальная производительность перетока нефти из резервуаров в резервуары, при расположении их на одном уровне, может иметь место при максимально возможной разнице уровней нефти в них и минимальном расстоянии между этими резервуарами. При разных уровнях расположения резервуаров максимальная производительность перетока нефти зависит от разности уровней резервуаров, нефти, гидравлического сопротивления технологических трубопроводов между резервуарами.

И.2.9 Форма 1, графа 16; форма 2, графы 17 - 18. Количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу.

Минимальное количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу, определяется из условия:

- допустимости превышения производительности заполнения - опорожнения резервуаров с учетом возможного перетока нефти;

- обеспечения технологического процесса перекачки нефти (при ожидаемой максимальной производительности приема или откачки нефти) в течение времени, принятого для определения допустимых уровней или технологического и максимального рабочего уровней.

В технологической карте эксплуатации резервуаров должно быть отражено минимально необходимое количество резервуаров. При подключении в технологическую группу большего количества резервуаров целесообразно в технологической карте или в отдельном приложении отразить все возможные варианты.

Основным показателем при определении максимальной допустимой производительности заполнения или опорожнения резервуара, а также уровней нефти в резервуарах, является ожидаемая максимальная производительность транспортировки (прием, откачка, налив в транспортные средства) нефти, выбираемая каждым предприятием, исходя из конкретных условий.

Ожидаемая максимальная производительность транспортировки нефти зависит от назначения, состояния нефтепроводов, вероятной их загрузки по ожидаемой добыче нефти и т.п. и может быть равна:

- проектной, для новых нефтепроводов:

- возможной, по максимально допустимому рабочему давлению исходя из технического состояния нефтепроводов;

- ожидаемой, по планам на текущий и последующие годы.

Во всех случаях за ожидаемую производительность должна приниматься максимально возможная часовая производительность, достигаемая при перекачке или наливе нефти, по выбранной максимальной производительности транспортировки нефти.

При схеме перекачки нефти с «подключенными резервуарами» (форма 1, вариант «А»), когда все резервуары НПС подключены в работу или насосная работает с одной группой резервуаров, количество резервуаров должно обеспечить максимальную производительность как приема, так и откачки нефти при остановках, соответственно, напорного или приемного участков нефтепроводов.

При схеме перекачки нефти «через резервуары» любая подключаемая группа резервуаров должна обеспечить максимальную производительность приема и откачки нефти с учетом возможного перетока нефти.

Если для приема и откачки нефти выделяются одни и те же группы резервуаров, за минимальное количество резервуаров в группах берется их наибольшее потребное количество, необходимое для приема или откачки нефти.

И.2.10 Форма 1, графы 17 - 22; форма 2, графы 19 - 23 Уровни и объемы нефти в резервуарах:

а) Допустимые уровни нефти в резервуарах (форма 1, графы 17 - 18, форма 2, графы 19 - 20).

Минимально допустимый уровень нефти для резервуаров типа РВС и ЖБР определяется как сумма большего из расчетных уровней по воронкообразованию, кавитации насосов или полному затоплению струи при приеме нефти в резервуары и дополнительного уровня, необходимого для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, необходимого для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, остановки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров (форма 1, вариант «А»; форма 2, вариант «Б») или для переключения на откачку нефти с одной группы резервуаров на другую (форма 2, вариант «В»).

Минимально допустимые уровни нефти в резервуаре определяются по формуле:

                                            (И.1)

где H_p.min - наибольший из расчетных уровней по воронкообразованию и кавитации насосов, полному затоплению струи, м;

Q - максимально допустимая производительность опорожнения резервуара, м³/ч;

t - время, необходимое для оперативных действий, ч;

S - площадь зеркала нефти в резервуаре, м²

Минимально допустимые уровни нефти для резервуаров типа РВСП, РВСПК, ЖБРПК определяются из условия нахождение понтона (плавающей крыши) на плаву.

Максимально допустимый уровень нефти в резервуаре определяется как разница между предельным установленным уровнем заполнения резервуара и уровнем необходимым для создания запаса емкости достаточной для приема нефти из трубопровода во время оперативных действий по отключению резервуаров (передача соответствующих оперативных распоряжений и согласований, остановка перекачки и сброс давления с приемного участка нефтепровода, отключение резервуаров) или переключению приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Максимально допустимые уровни нефти в резервуаре определяются по формуле:

                                             (И.2)

где:

Н_0max - предельный установленный уровень заполнения резервуара (форма 1, 2, графа 4), м;

Q - максимально допустимая производительность заполнения резервуара, м³/ч;

t - время, необходимое для оперативных действий, ч;

S - площадь зеркала нефти в резервуаре, м².

б) Технологический (минимальный рабочий) уровень нефти в резервуарах (форма 1, графы 19 - 20; форма 2, графа 21).

Технологический уровень определяется уровнем, необходимым для продолжения откачки нефти из резервуаров технологической группы без изменения режима перекачки до минимально допустимого в течение времени, достаточного для выявления причин и ликвидации отказа перекачивающей насосной на приемном участке нефтепровода, а также вывода этого участка на рабочий режим перекачки. Время, необходимое для выявления причин и ликвидации отказов, определяется в соответствии.

При работе по схеме «через резервуары» технологический уровень может быть равен минимально допустимому.

в) Максимальный рабочий уровень нефти в резервуарах (форма 1. графы 19 - 22; форма 2, графы 21 - 23).

Максимальный рабочий уровень нефти в резервуарах технологической группы должен быть ниже максимально допустимого уровня на величину, достаточную для обеспечения приема дополнительного объема нефти при внеплановых прекращениях откачки нефти.

Создаваемый резерв свободной емкости в резервуарах необходим для:

- приема нефти при остановке перекачки по напорному участку на время, необходимое для выяснения причин и ликвидации отказа НПС, а также вывода этого участка на рабочий режим перекачки.

- приема нефти при прекращении связи с приемным участком нефтепровода и диспетчером предприятия или его структурного подразделения в течение установленного времени:

- стока нефти в резервуары с приемного (особенно горного) участка при остановке перекачки:

- сброса нефти в резервуары с аварийного участка нефтепровода.

Резервирование в каждом резервуарном парке или технологической группе части общей емкости для приема, сброса нефти должно предусматриваться из расчета не менее 2-х часовой ожидаемой максимальной производительности нефтепроводов на приемном участке.

При невозможности резервирования емкости для 2-х часового приема нефти необходимо определить возможный объем резервирования и рассчитать время, необходимое для заполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью. Это время следует принимать за основу для остановки перекачки нефти по приемному участку при прекращении связи.

При схеме перекачки «через резервуары» необходимый резерв свободной емкости может быть распределен между технологическими группами резервуаров при приеме и откачке нефти. В этом случае уменьшается резерв свободной емкости и повышается максимальный рабочий уровень во всех технологических группах резервуаров.

<< назад / в начало / вперед >>

13 Декабря 2011 г.