1. Основное оборудование

перекачивающих станций,

предназначенное для учетных операций

1.1 Резервуары

Резервуары (РВС) бывают горизонтальные железобетонные, заглубленные, вертикально заглубленные.

Основное оборудование РВС – сам резервуар, приёмо-раздаточные патрубки, дыхательная арматура, замерный люк, сифонный кран, понтонно-вентиляционный патрубок в местах дыхательной арматуры, если резервуар с понтоном, хлопуша или другое запорное устройство.

Основные требования и правила эксплуатации резервуаров при осуществлении товаро-транспортных операций [2].

1. Герметичность резервуара, арматуры приёмо-раздаточного патрубка, сифонного крана.

2. Скорость заполнения и опорожнения резервуара должна соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры или вентиляционных патрубков и не должна превышать 80 % от их проектной пропускной способности; при пересчете на линейную скорость последняя не должна превышать 1 м/сек в начальный момент заполнения пустого резервуара и

3-5 м/сек в дальнейшем; контроль за заполнением или откачкой и изменением уровня продукта в резервуаре не реже, чем через каждые 2 часа.

3. Обеспечение минимальных технологически необходимых взливов нефтепродукта при откачке резервуара для безкавитационной работы насосов.

4. Не допускать при откачке опускания понтона на стойки, т.к. это ведет к перекосу понтонов; в случае наличия понтона технологический минимум будет определяться не только работой насосов, но и высотой стоек.

5. Следует различать минимально допустимый или технологический остаток, мёртвый остаток, коммерческий остаток (или товарный остаток);

мёртвый остаток соответствует взливу нефтепродукта нефтепродукта на уровне нижней образующей приёмо-раздаточного патрубка, то, что нельзя откачать основными насосами;

технологический остаток соответствует технологически необходимому взливу, определяемому работой насосных агрегатов;

коммерческий (товарный) остаток – разница между общей массой продукта в резервуаре и технологическим остатком.

6. Контроль за положением внутренней изогнутой части сифонного крана, которая в осенне-зимний период должна находиться в горизонтальном или верхнем положении, чтобы не допустить примерзания патрубка при замерзании подтоварной воды.

7. Контроль за положением и состоянием хлопуши (если она есть в резервуаре), которая при наполненном резервуаре должна быть постоянно закрыта.

8. Контроль за базовой или трафаретной высотой резервуара, т.е. за расстоянием от днища резервуара до верхней образующей замерного люка (см. рис.1.1.); совпадение замеряемой при учетных операциях базовой высоты с её контрольным значением говорит об отсутствии посторонних предметов на днище резервуара при измерении в нём взливов нефтепродукта.

Рис. 1.1.

Контрольные значения базовых высот определяются на каждой ЛПДС комиссионно не реже двух раз в год ( в начале осеннее-зимнего и весенне-летнего сезонов). Комиссия назначается начальником ЛПДС. Значение базовой высоты наносится на кровлю резервуара рядом с замерным люком.

9. Каждый резервуар, используемый для коммерческих операций, должен быть обеспечен калибровочными таблицами, которые определяют объём резервуара на каждый миллиметр высоты.

Определение вместимости резервуаров осуществляют по методикам, утвержденным органами Госстандарта России.

Градуировочные работы выполняют лицензированные организации в порядке, утвержденном Госстандартом РФ, и имеющие лицензии на проведение данных работ.

Выдаваемые данными организациями калибровочные таблицы также должны быть утверждены руководителем территориального органа Госстандарта РФ и руководством (главным инженером) МТП.

При наличии понтона в методике калибровки должны учитывать влияние силы тяжести понтона на объём нефтепродукта в резервуаре. В этом случае жидкость нельзя считать несжимаемой и необходимо вводить поправки на силу тяжести понтона.

Если коэффициент объемного сжатия жидкости , Па-1,

где

V - изменение объёма при изменении давления на единицу, м3;

V - первоначальный объём, м3;

P - изменение давления, Па,

то искомая поправка будет равна ,

где

mn - масса понтона, кг;

F - площадь поверхности понтона, м2;

Пример калибровочной таблицы приведен далее (см. таблицу 1.1.)

Таблица 1.1.

Калибровочная таблица

РВС-10000 без понтона РВС-10000 с понтоном

Уровень заполнения, см Вместимость,

м3 Уровень заполнения, см Вместимость,

м3

180 1631,237 180 1630,235

181 1640,401 181 1639,399

182 1649,566 182 1646,771

183 1658,732 183 1646,969

184 1667,897 184 1647,168

185 1677,063 185 1647,367

186 1686,227 186 1647,566

187 1695,391 187 1647,755

188 1704,556 188 1647,964

189 1713,727 189 1650,852

190 1722,886 190 1660,017

Высота всплытия понтона 1887 мм.

Как видно из таблицы 1.1, в первом случае идет достаточно равномерное увеличение объема с повышением уровня заполнения резервуара продуктом.

Во втором случае (см. рис. 1.2.) пока уровень жидкости проходит всю высоту Н, нарастание объёма на каждый 1 см подъёма уровня также идет равномерно. Затем жидкость начинает приподнимать понтон, однако плавучесть понтона ещё отрицательная, и он не всплывает, нарастание объёма на каждый 1 см незначительно. Когда выталкивающая сила продукта становится равной силе тяжести понтона, понтон всплывает и происходит скачок объёма (между 188 см и 189 см).

Рис.1.2

Весь процесс калибровки идет на основе геометрических характеристик понтона, стоек и резервуара с предположением полной герметичности затворов.

Для коммерческого учета так же, как и для эксплуатации понтона нежелательно, чтобы уровень продукта в резервуаре опускался ниже высоты стоек Н1. Большую достоверность даёт работа в области высот

Н2-Н1.

10. После очистных работ в резервуарах необходимо проводить коррекцию днищ резервуаров с оставлением соответствующих актов.

Днище резервуара не плоское (см. рис. 1.3), имеет некоторую конусность, которая рулеткой не определяется, так как конец лота при опускании рулетки через замерный люк упирается в практически плоскую область днища. Поэтому объём конуса днища определяется перетоком жидкости из другого откалиброванного резервуара.

Рис. 1.3

Переток ведут до тех пор, пока рулетка не покажет какой-то уровень нефтепродукта h1 в резервуаре №1. По калибровочной таблице данного резервуара определяют объем, соответствующий высоте h1. Тогда объём конуса днища будет равен разности объёмов нефтепродукта, ушедшего из резервуара №2 минус объём, соответствующий высоте h1 резервуара №1

Vконуса = Vр-ра №2 – Vр-ра №1 для высоты h1

Этот объём определяется комиссионно и отражается в акте. Состав комиссии определяет начальник или старший инженер ЛПДС.

1.2. Железнодорожные цистерны

Железнодорожная цистерна – цилиндрический сосуд, ограниченный эллиптическими или сферическими днищами. Заводы России выпускают стандартные цистерны объёмом 50, 60, 90, 120 м3.

Железнодорожные цистерны характеризуются следующими технико-экономическими показателями.

1. Грузоподъёмность – масса груза, допускаемого к перевозке в цистерне, т.

2. Собственная масса цистерны, т.

3. Коэффициент тары – отношение массы цистерны к грузопродъёмности, Кт = 0,4 – 0,7.

4. Осность – число колесных осей цистерны.

5. Нагрузка, предаваемая осью (колесной парой) на рельсы. Она должна быть не более 205 кН.

Цистерны старого типа снабжены колпаком, рассчитанным на вмещение расширяющегося от температуры нефтепродукта. В цистернах нового типа колпаки не сооружаются и изменение объёма регулируется высотой налива нефтепродукта.

В/цистерны снабжены люками, которые закрываются круглыми сферическими крышками. Герметичность люка и крышки обеспечивается прокладочным фланцевым соединением. Люки служат для налива груза и доступа вовнутрь цистерн.

При эксплуатации в/цистерны внутреннее избыточное давление в ней не превышает 0,15 МПа, давление гидроиспытания котла цистерны при выпуске или после ремонта 0,4 МПа.

В/цистерны для перевозки вязких нефтей выпускают с паровой рубашкой и тепловой изоляцией или с вмонтированными внутрь цистерны подогревательными аппаратами.

На котлах цистерн для светлых нефтепродуктов устанавливают предохранительные клапаны, отрегулированные на 0,15 МПа.

Цистерны оборудуются наружной лестницей с площадкой у люка, внутренней лестницей и сливным устройством.

Из-за гидроударов при изменении скорости цистерны, недолитые на 200 мм и более до верхней образующей, не допускаются к перевозке.

Наиболее часто используемые схемы слива – налива показаны на рисунке 1.5.

Рис. 1.4 - Схемы слива-налива из железнодорожных цистерн

а) Схема верхнего налива

б) Схема нижнего слива

Градуировка цистерн при использовании последних в учетно-расчетных операциях проводится в соответствии с инструкциями 36-55.

Основные положения инструкции МП 2543 определяют способ калибровки, состав калибрующей установки и выпускаемую документацию. Для железнодорожных цистерн рекомендуется проводить калибровку объёмным способом с использованием расходомеров, показывающих объёмный расход воды, поступающей в цистерну, или используя калиброванный резервуар, заполняемый водой. В этом случае расходомер отсутствует (см. рис. 1.6). Уровень воды в цистерне при калибровке замеряется через каждый сантиметр.

Рис. 1.5

Калибровку осуществляет завод – изготовитель.

1.3. Танкеры

Танкер – нефтеналивное судно, которое состоит из жесткого металлического каркаса в виде продольно-поперечных балок. Каркас покрывается металлической обшивкой, образуя корпус судна.

В свою очередь корпус судна разделяется непроницаемыми перегородками на отсеки, называемые танками, в которые осуществляется налив нефти или нефтепродукта. Объём одного танка от 600 до 1500 м3. При сливе и наливе танки соединяются между собой отверстиями, расположенными в нижней части отсеков, которые герметично закрываются клинкетами при движении судна. Управление клинкетами выведено на палубу судна. Наличие танков обеспечивает непотопляемость, уменьшение гидроудара при качке, увеличение пожарной безопасности, более легкая эксплуатация.

В носовой части судна размещают сухогрузный трюм, в середине – насосное отделение, топливные баки, жилые помещения.

Танки отделяют от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми перегородками.

Технические характеристики: водоизмещение – масса воды, вытесненная груженым судном, грузоподъёмность – масса нефти, осадка, скорость хода при полном грузе.

Калибровка – объёмным способом по МИ 2579.

1.4. Технологическая обвязка станций,

запорная арматура линейная часть

Для оценки количества нефтепродуктов, находящихся в технологической обвязке ЛПДС или линейной части МТТ, составляется документация, отражающая длину, диаметр, толщину стенки труб, закладываемых в траншеи или надземно при строительстве.

Эти документы являются основой для составления градуировочных таблиц по вместимости трубопроводов, которые в дальнейшем используются товарными службами ТТО при составлении отчетов о движении нефти, нефтепродуктов, газа за отчетный период времени.

Вместимость запорной аппаратуры определяется заводом-изготовителем и вносится в паспорт на данное оборудование.

Калибровочные таблицы на трубопроводы составляются согласно РД 112 РСФСР 036-91 расчетным путём, предполагая правильную цилиндрическую форму всех труб

, м3,

где

Dвн - внутренний диаметр трубопровода, м;

L - длина трубопровода, соответствующая данному Dвн , м.

Таблицы составляются службами эксплуатации и утверждаются главным инженером ОАО МТП для линейной части и старшими инженерами ЛПДС для технологических трубопроводов.

Эстакады – трубопроводы, сборные ёмкости на эстакадах, которые входят в технологическую обвязку и оборудование станции и также калибруются службами эксплуатации данных подразделений ОАО МТП.

2. Подготовка резервуаров, цистерн

для приёма, хранения, перевозки

нефти и нефтепродуктов

2.1. Хранилища для нефтей и нефтепродуктов

Наиме-нование нефте- продук-тов	Хранилище*					Транспортное средство*		Трубо- провод
	резервуар стационарный, передвижной					Заполнение наливом
	металлический		железобетонный		рези-нотка-невый	ж/д цистер-на	судно
	с понтоном, плаваю-щей крышей, газовой обвязкой и др.	без понтона, плаваю-щей крыши, газовой обвязки и др.	с газовой обвязкой	без газовой обвязки		с универ-сальным сливом	нефте-налив-ное
1. Нефть	+	–	+	–	–	+	+	+
2. Бензи-ны авто-мобиль-ные	+	–	–	–	+	+	+	+
3. Ди-зельное топливо	–	+	–	–	+	+	+	+
* Рекомендуемый вид хранилища, транспортное средство обозначены знаком +

Возможность использования для товаро-транспортных и товаро-учетных операций самого МТП, резервуаров, цистерн для Росси регламентируется ГОСТ 1510. Виды хранилищ и транспортные средства для нефти, автобензинов, дизельного топлива в соответствии с ГОСТ 1510 показаны в таблице 2.1 (таблица 2.1. дана в сокращенном варианте).

Таблица 2.1.

Типы хранилищ и транспортных средств, рекомендуемых гост 1510-84

Основные требования ГОСТ 1510-84 относительно цистерн можно сформулировать следующим образом.

Наимено-вание нефте- продуктов	Наименование слитого нефтепродукта												битумы
	бензины		нефть		топлива			мазуты			масла
	этили-рован-ный	неэти-лиро-ванный			дизель-ное	для газо-турбинных установок		мало-сернис-тые	высоко-сернистые		мотор-ные
1. Нефть	0	0		5		0	0		3	3		5		0
2. Бензин автомо-бильный этилиро-ванный	3	3		0		2**	1		0	0		0		0
3. Бензин автомо-бильный неэтили-рованный	1*	3		0		2**	1		0	0		0		0
4.Дизель-ное топливо	1	2		1		3***	2		1	1		1		0
Условные обозначения: 0 – налив запрещен; 1 – удалить остаток, промыть под давлением горячей водой с нефтяным растворителем или с моющим средством или пропарить, затем просушить котел цистерны; 2 – удалить остаток и просушить котел цистерн; 3 – удалить остаток; 5 – зачистка не требуется; * – не допускается налив нефтепродуктов для экспорта; ** – в период ноябрь-март включительно подготовку вести по п.1; ***– при наливе одноименных (по маркам) нефтепродуктов зачистка не требуется при остатке не более 1см

1. Нефть и нефтепродукты транспортируют в железнодорожных и автоцистернах, имеющих внутренне антикоррозионное покрытие, удовлетворяющее требованиям электростатической искробезопасности. Допускается использовать цистерны без покрытия выпуска до 01.01.93.

2. Цистерны должны быть оборудованы устройствами нижнего слива и налива.

3. Подготовку цистерн к наливу производят в соответствии с таблицей 2.2 (таблица 2.2 дана в сокращенном варианте).

Таблица 2.2

Требования гост 1510-84 к подготовке вагоноцистерн к наливу нефти и нефтепродуктов

Основные положения ГОСТ 1510 относительно хранения нефтей и нефтепродуктов можно сформулировать следующим образом.

1. Нефть и нефтепродукты каждой марки следует хранить в отдельных резервуарах.

2. Бензин и нефти следует хранить в резервуарах с понтонами или плавающей крышей.

3. Авиационные бензины не допускается хранить в резервуарах с плавающей крышей.

4. Металлические резервуары должны подвергаться периодической зачистке:

- не менее одного раза в два года для автобензинов, дизельных топлив;

- зачистка резервуаров для нефти осуществляется по мере необходимости, которая, в свою очередь, определяется сохранностью качественных показателей нефтей, однако отстой воды и загрязнений следует удалять не реже одного раза в год;

- зачистка резервуаров для всех видов нефтепродуктов, предназначенных для авиации, должна проводиться не реже 2 раз в год.