что такое взлив в резервуаре

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Измерение взлива нефтепродуктов в вертикальных резервуарах производят с помощью уровнемеров. [3]

Все измерения высоты взлива нефтепродукта и слоя подтоварной воды должны производиться точно. Контрольные замеры нефтепродуктов, хранящихся на нефтебазах, должны производиться не реже двух раз в месяц. Оперативный замер следует делать ежесуточно. Замеры могут производиться только после отстоя в нефтепродукте воды и грязи, во всяком случае не во время закачки или выкачки его. [5]

Для измерения высоты взлива нефтепродукта в каждой емкости должны быть установлены постоянные точки замера и определены высотные трафареты. Высота взлива нефтепродукта во всех случаях должна замеряться при установившемся уровне, спокойном зеркале и отсутствии слоя пены на поверхности продукта; при этом замер в каждой емкости должен производиться не менее двух раз с точностью до 1 мм. [7]

Данные замеров ( общего взлива нефтепродукта и воды и отдельно воды) суммируют и делят на общее число замеров. Получают средние высоты взливов нефтепродукта с водой и отдельно воды. По судовой таблице подсчитывают их объемное содержание в барже. Из первой величины исключают вторую и определяют объемное содержание в барже чистого нефтепродукта. [8]

В зависимости от высоты взлива нефтепродукта в резервуаре меняются геометрическая форма ГП и выражение для площади поверхности нефтепродукта РПов. [10]

К зависит от высоты взлива нефтепродукта Я и внутреннего диаметра цистерны D. Каждому отношению Н: D соответствует определенное значение К. [11]

В зависимости от высоты взлива нефтепродукта в резервуаре меняются геометрическая форма ГП и выражение для площади поверхности нефтепродукта FUos. [13]

К зависит от высоты взлива нефтепродукта Н и внутреннего диаметра цистерны D. Каждому отношению HID соответствует определенное значение К. [14]

К зависит от высоты взлива нефтепродукта Н и внутреннего диаметра цистерны D. Каждому отношению Н: D соответствует определенное значение К. Так как D является величиной постоянной для данной цистерны, то определяется только Я. [15]

Источник

Взлив и слив продукта

Приёмо-раздаточные устройства ПРУ

Система равномерной подачи М-250

Труба подъемная ТПСП

Труба подъёмная ТП

Система компенсации нагрузок от приемо-раздаточных патрубков на стенку резервуара СКНР

Рукава маслобензостойкие МБС

Кран сифонный КС

Блок роликовый БР для управления лебёдкой

Шарнир поворотный ШСп

Шарниры чугунные ШЧ и стальные ШС

Лебедка ручная ЛР-1000

Затвор дисковый поворотный ЗД

Процесс эксплуатации резервуаров для жидких продуктов в основном подразумевает слив и налив продукта. К оборудованию для операций по взливу и сливу продукта относят не только устройства, через которые производятся процессы приема и раздачи нефтепродуктов, но и систему управления данным процессом, средства подогрева, а также вспомогательные устройства.

Хлопушки

Хлопушки предотвращают потерю нефти и продукта из резервуара в случаях аварий. Они открываются под напором нефтепродукта со стороны технологического трубопровода и закрываются при окончании перекачки под весом крышки хлопушки и давления жидкости в резервуаре.Управляемые хлопушки ставят на приемо-раздаточные патрубки внутри резервуаров.

Приемо-раздаточные устройства

Через приемо-раздаточные устройства ПРУ осуществляется взлив и слив нефтепродуктов и авиатоплива в стальные вертикальные резервуары РВС. ПРУ предотвращают потери продукта в случае аварии на трубопроводе или поломке запорных устройств.

При хранении расслаиваемого продукта в резервуаре на его дне накапливается осадок, который затрудняет проведение товарных операций, требует затрат на зачистку, а коррозийная активность осадка уменьшает срок службы первого пояса и самого дна резервуара. Гидромеханическое воздействие струи при закачке продукта от приемо-раздаточного устройства снижает высоту осадка и уменьшает его вредоносное воздействие.
Расположение ПРУ как можно ниже ко дну резервуара позволяет сократить необорачиваемый объем нефтепродукта и уменьшает уровень несливаемого остатка.

Так как резервуар в обязательном порядке должен быть оснащен запорным устройством на случай повреждения трубопровода между корневой задвижкой и резервуаром или самой корневой задвижки, то выпускаемые ПРУ в настоящее время снабжаются запорной арматурой. В составе ПРУ поворотные заслонки расположены внутри и снаружи.

Плавающее заборное устройство и подъемная труба

Для откачки топлива высокого качества и масел, забор производят из верхних слоев резервуара. Для этого используют Плавающее Заборное устройство (ПЗУ).

Подвижная часть ПЗУ состоит из несущего поплавка и трубы. Поплавок состоит из 4 бочек, что помогает предотвратить потопляемость трубы при разгерметизации одной из них.
Неподвижная часть состоит из ложемента на днище резервуара, который фиксирует нижнее положение трубы выше уровня потоварной воды в резервуаре. Это предотвращает забор подтоварной воды и соприкосновение с ней частей ПЗУ, что увеличивает срок службы конструкции.

Шарнир трубный (ШТ) предназначен для подвижного соединения подъемной трубы или плавающего заборного утройства ПЗУ с приемораздаточным патрубком внутри резервуара.

Средства подогрева

Средства для подогрева резервуаров применяются с целью слива и налива высоковязких и застывающих нефтепродуктов с необходимой скоростью.

Фильтры

Фильтры сливные предназначены для грубой очистки нефтепродуктов от механических примесей при сливе из резервуара.

Ограничитель налива

Ограничитель налива ОН-80А прекращает основной поток топлива в процессе слива продукта из автоцистерны в резервуар АЗС, когда уровень топлива в резервуаре достигает необходимой величины.

Клапан приемный КП

Клапаны приемные КП монтируются на заборную трубу горизонтального цилиндрического резервуара для забора нефтепродуктов из резервуаров АЗС и нефтебаз.

Узел рециркуляции паров

Узел рециркуляции паров герметично соединяет линии рециркуляции резервуаров АЗС с автоцистерной, и служит для рециркуляции паров топлива по замкнутому контуру в процессе сливо-наливных операций на АЗС и нефтехранилищах.

Узел подключения рециркуляции паров УРП-1 герметично соединяет паровые объемы резервуара и автоцистерны, а также производит автоматическое перекрытие линии рециркуляции паров при расстыковке.

Не нашли нужное оборудование в каталоге? Оставьте нам заявку. У нас есть всё! Перейти к заявке »

Фотогалерея

Отгрузка 48 шт Патрубков вентиляционных ПВР-П в Томск

Отгрузка 30 шт Фильтров ФС с ответными фланцами в Москву

Отгрузка 15 шт Отбойников сетчатых в Йошкар-Олу

Источник

ОР 13.01-60.30.00-КТН-003-1-01 «Регламент расчета полезной емкости резервуарного парка и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

РЕГЛАМЕНТ
РАСЧЕТА ПОЛЕЗНОЙ ЕМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА И РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ НА РЕЗЕРВУАРЫ И РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ

Утвержден 17 апреля 2001 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Область применения

1.1.2. Настоящий регламент распространяется на резервуары и резервуарн ы е парки для нефти в системе ОАО А К «Транснефть».

1.1.3. Регламентом определяется методика расчета потенциальной полезной емкости резервуаров и резервуарн ы х парков каждой НП С и ОАО МН в целом.

1.1. 5. Регламент определяет порядок разработки технологических карт резервуаров и резервуарных парков и обеспечения ими рабочих мест товарных операторов НПС (ЛПДС), диспетчерских служб РНУ, ОАО МН.

1.1.6 Регламент разработан на основании:

— «Методики определения нормативов технологических остатков нефти в резервуарных парках ОАО «АК «Транснефть» от 2.03.2001 года.

— РД «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов», введенные в действие приказом ОАО «АК «Транснефть» № 25 от 12.03.2001 года.

— РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

— ВНТП 2-86 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов».

1.2. Термины и определения

1.2.1. В настоящем Регламенте применяются следующие термины с соответствующими определениями:

— защиты участка нефтепровода и технологических трубопроводов НПС от превышения давления;

— освобождения поврежденного участка трубопровода от нефти при аварии на линейной части;

— сброса давления из участков нефтепровода.

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПОЛЕЗНОЙ ЕМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

2.1. Расчет максимального допустимого уровня взлива

2.1.2. Расстояние, определяющее запас емкости на температурное расширение нефти, принимается равным 100 мм.

Для ЖБР и РВС со стационарной крышей 100 мм отмеряются от з еркала нефти.

Для РВС с понтоном 100 мм отмеряются от нижней образующей пено к амер ы до верха короба понтона и вычитается высота понтона, с учетом его погружения.

Для РВС с плавающей крышей 100 мм отмеряются от верха стенки до короба крыши и вычитается высота плавающей крыши, с учетом ее погружения.

2.2. Расчет минимально допустимого уровня вз л ива

2.2.1. Минимально допустимый уровень (Н _{мин доп} ) нефти в резервуаре со стационарной крышей рассчитывается, исходя из условия недопустимости прорыва воздуха в приемо-раздаточн ы й патрубок резервуара при в оронкообразовании.

2.2.2. В резервуаре с плавающей крышей или понтоном величина минимально допустимого уровня определяется высотой стоек и расстоянием 30 см от днища резервуара до низа опорных стоек.

2.2.3. В резервуаре с понтоном, опорные стойки которого установлены на днище, минимально допустимый уровень определяется высотой опорных стоек и расстоянием на 30 см выше них.

2.2.4. Минимальный уровень по воронкообразованию определяется в зависимости от конструктивного расположения приемо-раздаточного патрубка ( П РП), его диаметра и производительности опорожнения резервуара, которая зависит от производительности напорного участка нефтепровода при схеме перекачки «через резервуары» и максимальной разности производительностей приемного и напорного участков при схеме перекачки с «подключенными резервуарами».

Величина Н _{мин доп} определяются по формуле

гд е Re = V · d_n / ν — критерий Рейнольдса ;

d_n — диаметр приемо-раздаточного патрубка, м;

V — скорость в одном приемо-раздаточном патрубке, м/с.

2.2.5. При наличии в резервуаре «хлопушки» с горизонтально или максимально поднятой крышкой угол среза ПРП следует принимать равным φ = 30 град.

2.2.6. В приложении 1 представлены результаты расчета Н _кр в зависимости от диаметра и угла среза ПРП, производительности опорожнения и вязкости перекачиваемой жидкости. Диапазон изменения параметров:

Q = 100 ÷ 7000 м 3 /ч;

Для резервуаров с донным отводом жидкости минимально допустимый уровень Н _{мин доп} определяется по приложению 2.

2.2.7. Расчетная производительность заполнения (опорожнения) резервуара определяется по максимально возможной производительности участка нефтепровода, с учетом:

— фактически установленных на резервуаре предохранительных и дыхательных клапанов, вентиляционных патрубков, огневых предохранителей;

— ограничений скорости движения нефти с целью обеспечения электростатической безопасности (приложение 3);

— ограничения скорости движения нефти установленной проектом (исполнительной документацией) для резервуара, понтона или плавающей крыши;

— ограничения производительности заполнения (опорожнения) резервуара, из-за объединения в группу.

2.3. Расчет потенциальной полезной емкости резервуарного парка

2.3.2. Потенциальная полезная емкость резер в уарного парка ( V _{пп рп} ) определяется как сумма потенциальных полезных емкостей резервуаров парка НП С:

3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОЛЕЗНОЙ ЕМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА С УЧЕТОМ НОРМАТИВНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ

3.1. Расчет запаса аварийного объема

3.1.1. Общий запас аварийной емкости ( V _{a рп} ) не должен превышать двухчасовую пропускную способность подводящего нефтепровода. Объем аварийной емкости резервуарного парка является нормативным ограничением по аварийному запасу и рассчитывается по формуле:

г де Q (м 3 /ч) определяется из расчета производительности нефтепровода на максимальном режиме работы по установленному оборудованию.

3.2. Расчет запаса объема резервуарного парка по нормативному уровню нижнему

3.2.1. Для резервуарного парка указанный запас емкости ( V _{н рп} ) равен сумме всех объемов ( V _н ) в резервуарах парка и является нормативным ограничением по нижнему уровню. Объем резервуарного парка по нормативному уровню нижнему должен быть рассчитан на хранение технологического запаса нефти.

3.2.2. Объем резервуарного парка по нормативному уровню нижнему определяется по формуле:

F — площадь зеркала нефти в резервуаре, м 2 ;

3.2.3. Уровень ( Н _н ) для резервуара определяется по формуле:

3.3. Расчет запаса объема резервуарного парка по нормативному уровню верхнему

3.3. 1. Для резервуарного парка указанный запас емкости ( V _{в рп} ) равен сумме всех объемов ( V _в ) в резервуарах парка и является нормативным ограничением по верхнему уровню.

3.3.2. Уровень (Н_в) для резервуара определяется по формуле:

где Q — максимально допустимая производительность заполнения резервуара, м 3 /ч;

t — время, необходимое для оперативных действий, принимается равным 0,5 часа;

3.4. Методика расчета полезной емкости резервуарного парка с учетом нормативных ограничений

3.4.2. Полезная емкость резервуарного парка определяется как разность между потенциальной полезной емкостью резервуарного парка ( V _{пп рп} ) и нормативными ограничениями:

3.4.3. Полезная емкость резервуарного парка определяется по формуле:

3.4.5. Для резервуарн ы х парков, резервуары которых расположены на разных геодезических отметках, разрабатывается операционная карта, по которой технологические переключения исключают (сокращают) потери полезной емкости из-за разницы отметок днищ резервуаров.

4. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОЙ ЕМКОСТИ

5. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ, ВНЕСЕНИЯ В НИХ ИЗМЕНЕНИЙ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИМИ РАБОЧИХ МЕСТ

— номер резервуара по технологической схеме;

— высота трафаретной отметки (абсолютная отметка от окрайки днища резервуара);

— высота врезки пенокамер ы ;

— диаметр приемо-раздаточн ы х патрубков ( П РП), расстояние от днища до оси ПРП, до верхней образующей ПРП, объем взлива до верхней образующей ПРП, максимальная производительность ПРП;

— высота максимально и минимально допустимых уровней взливов нефти, объемы по максимально и минимально допустимым уровням взлива, технологический остаток;

— тип, количество, диаметр, суммарная пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов, вентиляционных патрубков, с учетом установленных огнепреградителей;

— максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши;

— максимально допустимая производительность заполнения (опорожнения) резервуара;

— количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу;

— наличие приборов замера уровня, устройств для размыва донных отложений, газоуравнительной системы.

5.2. Технологические карты (Приложение 5 ) составляются техническими службами НПС (ЛПДС) на основании градуировочн ы х т аблиц, исполнительной документации на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) резервуаров и резервуарн ы х парков и п одписываются руководством НПС (ЛПДС). После составления и подписания технологическая карта направляется на рассмотрение и подписание в РНУ (У М Н).

5.3. Главный инженер РНУ (УМН) проверяет правильность составления и заполнения технологических карт, соответствие их исполнительной документации, подписывает их и направляет в ОАО МН.

5.4. Главный технолог, начальники отдела эксплуата ц ии и товарно-транспортного отдела проверяют соответствие технологических карт нормативным документам, режимам перекачки и эксплуатации нефтепроводов, согласовывают их и представляют на утверждение главному инженеру ОАО МН.

5.5. Утвержденные главным инженером ОАО МН технологические карты направляются на рабочие места персонала, осуществляющего товарно-транспортные операции (операторные НП С, диспетчерские РНУ, ОАО МН), в диспетчерское управление ОАО « А К «Транснефть» и на сервер компьютерной сети в систему « СК УТ ОР » ОАО «АК «Транснефть».

5.6. В случае изменения технологических параметров эксплуатации резервуаров, после капитального ремонта (реконструкции), замены оборудования на резервуаре или в резервуарном парке руководство НП С в срок не более трех дней должно представить измененные технологические карты, с обоснованием изменений в РНУ (УМН).

5.7. Главный инженер и службы РНУ (УМН) в срок не более трех дней проверяют соответствие внесенных изменений исполнительной документации, обоснованность и правильность внесения изменений, подписывают и направляют измененные технологические карты на утверждение в ОАО МН.

5.8. Главный технолог, начальники отдела эксплуатации и товарно-транспортного отдела ОАО МН, в срок не более пяти дней проверяют соответствие изменений, внесенных в технологические карты, нормативным документам, режимам перекачки и эксплуатации нефтепроводов, согласовывают измененные технологические карты и представляют их на утверждение главному инженеру ОАО МН.

5.9. Утвержденные главным инженером ОАО МН измененные технологические карты направляются на рабочие места персонала, осуществляющего товарно-транспортные операции (операторные НПС, диспетчерские РНУ, ОАО МН), в диспетчерское управление ОАО «АК «Транснефть» и на сервер компьютерной сети в систему «СКУТОР» ОАО «АК «Транснефть».

5.10. Сведения о техническом состоянии резервуаров, потенциальной полезной емкости составляются ОАО МН согласно Приложению 4 и передаются по электронной почте на сервер Компании по системе СКУТОР к 20 числу ежемесячно для отдела магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть».

Источник

Контроль и измерение уровня взлива

Уровень взлива это высота открытой поверхности жидкости в резервуаре относительно его основания.

для непрерывного контроля и измерения уровня взлива в различных емкостях, можно применять следующие уровнемеры. Уровнемеры будут непрерывно контролировать уровень взлива в емкости и с помощью выходного сигнала 4-20 мА передавать его на контроллер АСУТП или на любой вторичный прибор, на котором будет отображаться уровень в емкости в режиме реального времени. Для отображения данной информации можно использовать щитовой индикатор или видеографический регистратор.

Уровнемер позволяет контролировать уровень до 23 метров с погрешностью до ±3 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Уровнемер позволяет контролировать уровень до 24 метров с погрешностью до ±5 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Уровнемер позволяет контролировать уровень до 15 метров с погрешностью до ±1 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Уровнемер позволяет контролировать уровень до 25 метров с погрешностью до ±10 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Уровнемер позволяет контролировать уровень до 20 метров с погрешностью до ±10 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Уровнемер позволяет контролировать уровень с погрешностью до ±10 мм, выходной аналоговый сигнал 4-20 мА с поддержкой Hart-протокола.

Для сигнализации о переполнении или опустошении емкостей, можно использовать следующие сигнализаторы уровня. Сигнализатор уровня при достижении определенной точки срабатывания, будет замыкать или размыкать реле, которое будет заведено на механизм, который будет отключать или включать подачу в емкость, или предупреждать звуковым сигналом о достижении уровня взлива.

Длина контактной части до 3 метров, выходной релейный сигнал, можно использовать при давлении до 4 МПа.

Длина контактной части до 3 метров, выходной релейный сигнал до 5 точек контроля, м ожно использовать при давлении до 2,5 МПа.

Выходной релейный сигнал, можно использовать при давлении до 2,5 МПа.

Источник

Определение характерных уровней взлива

При эксплуатации резервуаров различают следующие характерные уровни нефти (нефтепродукта) в них (рисунок ниже):

Характерные уровни нефти в резервуарах

Минимально допустимым называется уровень, даль­нейшее снижение которого ограничивается либо воронкообразованием и кавитацией насосов, либо необходимо­стью полного затопления струи при приеме нефти в ре­зервуар, либо высотой стоек при наличии понтона или плавающей крыши.

Нормативным нижним называется уровень нефти (нефтепродукта), необходимый для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, достаточно­го для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, останов­ки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров) или для переключения на откачку нефти (нефтепродук­та) с одной группы резервуаров на другую.

Под нормативным верхним понимается уровень не­фти (нефтепродукта), обеспечивающий создание запаса емкости, достаточного для приема нефти из трубопрово­да на время оперативных действий (передачи соответству­ющих оперативных распоряжений или согласований, остановка перекачки) или переключения приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Высота в 100 мм определяет запас емкости на темпе­ратуру расширения нефти (нефтепродукта).

Минимально допустимый уровень нефти (нефтепро­дукта) в резервуаре со стационарной крышей рассчи­тывается из условия недопустимости прорыва воздуха в приемо-раздаточный патрубок резервуара при воронкообразовании

Необходимо подчеркнуть, что при выбранной вели­чине [H_min] должно обеспечиваться условие бескавитационной работы подпорных насосов, т.е. величина распола­гаемого напора на входе в них должна превышать сумму допустимого кавитационного запаса Δh_кз и напора P_S/ρg, соответствующего давлению насыщенных паров нефти (нефтепродукта).

Составим уравнение Бернулли для предельного слу­чая начала кавитации (рисунок ниже)

Источник