база Уфимского Топливно Энергетического Колледжа / Отчеты / Башнефть УСН№2 / 2.Описание технологических процессов приема, хранения и отпуска нефтепродуктов

2.Описание технологических процессов приема, хранения и отпуска нефтепродуктов

2.1 Прием нефтепродуктов

Прием нефтепродукта с завода изготовителя осуществляется по узлу учета нефтепродуктов. Согласно инструкции о взаимоотношениях между ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и Цетральным филиалом ОАО "Башкирнефтепродукт" при сдаче нефтепродуктов по трубопроводам, принадлежащим НПЗ на участок № 2 Цетрального филиала ОАО "Башкирнефтепродукт".

Сдача нефтепродуктов по шлейфу нефтепродуктопровода производится по коммерческому узлу учета нефтепродуктов (далее - УУНП), с регистрацией показаний УУНП на момент начала и окончания сдачи в журнале оперативного контроля приема-сдачи нефтепродуктов и журнале учета поступивших нефтепродуктов за подписями оператора по сдаче ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и оператора участка №2 Центральоного филиала ОАО "Башкирнефтепродукт".

Показания вторичных приборов УУНП снимаются при закрытых и опломбированных входных задвижках №102 и №103 перед узлом учета.

В день сдачи нефтепродуктов, после согласования времени сдачи, наименования и количества сдаваемого нефтепродукта с диспетчером товарного производства ОАО "Ново-Уфимский НПЗ", при наличии паспорта качества на закачиваемый нефтепродукт, оператор по сдаче ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и оператор участка № 2 Центрального филиала совместно готовят технологическую схему для приема нефтепродукта в резервуар.

Согласно технологической схеме открывают задвижки на приемной линии резервуара, в который будет осуществлен прием нефтепродукта, убеждаются в заполнении трубопровода нефтепродуктом через

пробоотборник, расположенный после узла учета. При этом концевые задвижки трубопровода остаются закрытыми и опломбированными запорно-пломбирующими устройствами (далее – ЗПУ) ОАО «Ново-Уфимский НПЗ».

Оператор по приему в присутствии оператора по сдаче измеряет уровень, плотность и температуру нефтепродукта, уровень подтоварной воды в резервуаре, подготовленном для приема нефтепродукта, а также во всех остальных резервуарах, технологически связанных с ним. При этом расходная задвижка приемного резервуара, а также приемные задвижки технологически связанных с ним резервуаров должны быть закрыты. Результаты измерений фиксируются в журнале оперативного контроля приема-сдачи нефтепродуктов и журнале учета поступивших нефтепродуктов. Все записи в журнале подтверждаются подписями оператора по сдаче ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» и оператора участка №2 Центрального филиала.

Оператор по сдаче дает диспетчеру товарного производства ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" телефонограмму о готовности к приему нефтепродукта, в которой указывает:

- показания вторичных приборов УУНП (необнуляемые показания объема и массы; плотность и температура);

- марку нефтепродукта;

-номера приемного резервуара и резервуаров, технологически связанных с ним;

- номера открытых и закрытых задвижек;

- номера задвижек, на которых установлены ЗПУ;

- фамилии оператора по сдаче и оператора участка №2.

После проверки правильности подготовки технологических линий для приема нефтепродуктов по технологической схеме участка № 2 и анализа данных телефонограммы, диспетчер товарного производства ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" дает оператору по сдаче нефтепродуктов телефонограмму

на отпуск нефтепродукта, в которой указывается наименование и количество

сдаваемого нефтепродукта, номер резервуара, из которого будет вестись откачка, производительность отпуска, и дается разрешение на открытие входящих задвижек №102 и (или) №103 перед узлом учета.

Все данные входящих и исходящих телефонограмм, время их передачи, должности и фамилии лиц, передающих и принимающих телефонограммы, фиксируются в журнале оперативных телефонограмм и подтверждаются подписью оператора по сдаче ОАО "Ново-Уфимский НПЗ".

Для исключения кавитационного режима перекачки сдача нефтепродуктов по УУНП производится при статических давлениях на манометрах, установленных после сенсоров массовых расходомеров, не менее 0,3 МПа.

Производительность закачки должна находиться в диапазоне измерений, на котором произведена поверка массомера (в соответствии со свидетельством о поверке, действующим на данный период).

Поступление нефтепродукта в приемный резервуар контролируется совместно оператором по сдаче и оператором участка № 2 по показаниям УУНП и сверяется с количеством откачанного нефтепродукта из резервуара ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» через каждые 2 часа.

Результаты измерений фиксируются в журнале оперативного учета за подписями оператора по сдаче и оператора участка № 2.

Данные о поступлении нефтепродукта потребителю за каждые 2 часа (как по показаниям УУНП, так и по изменениям взливов в приемном резервуаре) оператор по сдаче сообщает диспетчеру ОАО "Ново-Уфимский НПЗ".

В случае появления дебаланса по схеме «резервуар ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» - УУНП – приемный резервуар участка №2», закачка нефтепродукта приостанавливается, оператор по сдаче ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и оператор участка № 2 проводят ревизию технологических трубопроводов как на ОАО «Ново-Уфимский НПЗ», так и на участке № 2, а

также дополнительно замеряют уровень в резервуарах, технологически

связанные с расходным и приемным резервуарами.

В случае невозможности устранения дебаланса в рабочем порядке вопрос решается комиссионно.

В случае изменения давления в насосной ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» или отсутствия поступления нефтепродукта в резервуары участка № 2 перекачка останавливается, задвижки на ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» перекрываются. ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» организует дренаж нефтепродукта из трубопровода в резервуары участка № 2 Центрального филиала ОАО "Башкирнефтепродукт".

Ответственными за выявление дебалансов и изменений в режиме перекачки являются представители ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» и участка № 2 Центрального филиала ОАО "Башкирнефтепродукт".

Во время закачки оператор по сдаче и оператор участка № 2 совместно отбирают ходовые пробы из трубопровода в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Из отобранных точечных проб составляется объединенная (средняя) проба за период заполнения каждого резервуара. Одна часть пробы сдается лабораторию Центральному филиалу на анализ, другая передается на хранение участку № 2 Центрального филиала, о чем производится запись в журнале регистрации проб за подписями обеих сторон. В случае обнаружения нестандартного нефтепродукта ходовые пробы хранятся до особого распоряжения.

При обнаружении в процессе закачки нестандартности принимаемого нефтепродукта оператор по сдаче немедленно сообщает об этом диспетчеру товарного производства ОАО "Ново-Уфимский НПЗ", который, в свою очередь, дает команду остановить закачку. Кроме того, телефонограммы о нестандартности нефтепродукта направляются на имя начальника диспетчерского отдела ОАО "Башкирнефтепродукт" и начальника товарного производства ОАО "Ново-Уфимский НПЗ", которые направляют

своих ответственных представителей на участок № 2 для решения вопроса об

исправлении или дальнейшем использовании нефтепродукта.

Окончательное решение по восстановлению качества закачанного нефтепродукта в резервуары участка № 2 принимается после получения результатов анализа проб закачанного нефтепродукта. Одна из проб анализируется в лаборатории ОАО «Ново-Уфимский НПЗ».

По окончании закачки оператор по сдаче совместно с оператором участка № 2 Центрального филиала закрывает задвижки №5 и (или) №8 на территории участка №2, а также задвижки №102 и (или) №103, (входящие задвижки на узле учета). Задвижки №102 и (или) №103, а также задвижки № 5 и (или) № 8 пломбируются запорно-пломбирующими устройствами (ЗПУ №) ОАО «Ново-Уфимский НПЗ» и сдаются под охрану службе охраны участка №2. Пломбировка фиксируется в "Журнале регистрации установки запорно-пломбирующих устройств и сдачи их под охрану потребителя", за подписями обеих сторон с указанием № ЗПУ. Целостность ЗПУ проверяется ежесуточно с записью в журнале дежурств охраны.

На поступившее по УУНП количество нефтепродукта оформляется акт приемки, который подписывается оператором по сдаче ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и оператором участка № 2 Центрального филиала, удостоверяется штампами ОАО "Ново-Уфимский НПЗ" и участка №2 и регистрируется в журнале учета поступивших нефтепродуктов.

_{2.2. Хранение нефтепродуктов}

_{Учет хранимых нефтепродуктов происходит путем замера уровня нефтепродуктов в резервуарах и плотности нефтепродуктов товарными операторами участка №2}

_{На каждый резервуар составляется градуировочная таблица, которую выдает « Центр стандартизации, метрологии и сертификации РБ ».}

_{Градуировочная таблица подлежит поверке через 5 лет.}

_{Замер уровня в резервуарах осуществляется рулетка с лотом, ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.}

Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

_{Полученный результат сравнивают с паспортной величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Если базовая высота (}Н_б) отличается от полученного результата не более, чем на 0,1%Н_б, то измерение уровня нефтепродуктов рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефтепродукта, не допуская волн.

_{Поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.}

_{Отсчет по ленте рулетки проводят по линии} смачивания с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части рулетки над измерительным люком.

Измерения уровня нефтепродукта в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение с округлением до 1 мм.

Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерения с округлением до 1 мм.

Если базовая высота (Н_б) отличается от полученного результата более чем на 0,1%Н_б, необходимо выяснить причину изменения базовой высоты и устранить ее в кратчайшие сроки.

Базовую высоту резервуара измеряют не менее, чем 1 раз в год.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефтепродукта проводить по высоте пустоты резервуара.

Определение уровня нефтепродукта по высоте пустоты резервуара осуществляется следующим образом

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения лота в нефтепродукт, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефтепродукта и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерений совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вверх без смещения в стороны и берут отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтепродуктом (нижний отсчет).

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение с округлением до 1 мм.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высота пустоты находиться как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефтепродукта в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах производят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

- водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон;

- водочуствительную пасту наносят тонким слоем (0,2-0,3) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон;

- рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Общий объем нефтепродукта, и объем подтоварной воды в резервуаре

определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.

Фактический объем нефтепродукта в резервуаре вычисляют по формуле:

V=V_o[1+(2α_ст+α_s)·(t_ст-20)] (1.1)

где Vo - объем продукта в резервуаре по градуировочной таблице, м³, определяемый по формуле:

V_o= V_ж- V_в (1.2)

где V_ж и V_в – объемы жидкости (нефтепродукт + подтоварная вода) и подтоварной воды соответственно. Определяют по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 ^оС по ГОСТ 8.570, м³;

a_ст - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5×10^-6 1/^оС;

a_S - температурный коэффициент линейного расширения материала измерительной рулетки с грузом, значение которого принимают равным 12,5×10^-6 1/^оС. При измерениях уровня нефтепродукта рулеткой по высоте пустоты резервуара a_S =0;

t_ст – температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефтепродукта в резервуаре, ^оС.

Отбор проб из резервуара и определение температуры нефтепродукта в резервуаре. Точечные пробы нефтепродукта отбирают в соответствии с ГОСТ 2517 стационарным или переносным пробоотборником трех уровней:

- верхнего – на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта;

- среднего – с середины высоты столба нефтепродукта;

- нижнего – на 250 мм выше днища резервуара.

Объединенную пробу нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1. Объем объединенной пробы должен быть не менее 3000 см³. Точечные пробы при высоте уровня нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней

Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему

точечных проб верхнего и нижнего уровней. При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня

Температуру нефтепродукта в резервуаре определяют с помощью термометра путем измерения температуры точечных проб, отбираемых из резервуара по ГОСТ 2517 ручным переносным пробоотборником. При этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы до начала его заполнения не менее пяти минут. Температуру нефтепродукта в пробе определяют в течение 1-3 минут после отбора пробы. Термометр погружают в нефтепродукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения. Отсчет по термометру берут с точностью до целого деления шкалы.

Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (t_v) определяют по формуле:

(1.3)

где t_в - температура точечной пробы нефтепродукта с верхнего уровня, ^оС;

t_с - температура точечной пробы нефтепродукта с середины, ^оС;

t_н - температура точечной пробы нефтепродукта с нижнего уровня,

Плотность нефтепродукта определяют по объединенной пробе по ГОСТ Р 51069 или ГОСТ 3900 в лаборатории или на месте отбора проб в помещении, где нет сквозняков.

Плотность нефтепродукта при измерении ареометром приводят к условиям измерения объема нефтепродукта по МИ 2632.

Массу нефтепродукта m, кг, вычисляют по формуле:

(1.4)

где V - фактический объем нефтепродукта в резервуаре, м³, определенный по формуле (1.1)

ρ_v – плотность нефтепродукта, приведенная к условиям измерения объема в резервуаре, кг/м³;

Массу нефтепродукта, принятого в резервуар или отпущенного из него m_c, кг определяют как абсолютное значение разности масс нефтепродукта по формуле:

m_c= ׀m₁- m₂׀ (1.5)

где m_1, m₂ – массы нефтепродукта в резервуаре, вычисленные по формуле (1.4) до отпуска нефтепродукта из резервуара и после отпуска нефтепродукта из резервуара, соответственно, кг.

Плотность продукта, приведенную к температуре 15 ^оС, кг/м³, вычисляют по формуле:

(1.6)

где ρ_изм - плотность продукта, измеренная с помощью ареометра в лаборатории или с помощью преобразователя плотности, кг/м³;

CTL_ρ - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в лаборатории, вычисляемый по API 2540.

К – поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по МИ 2153. В случае измерений плотности с помощью преобразователя плотности его принимают равным единице.

_{Все полученные измерения нефтепродуктов записываются в журнал 17- НП «Журнал измерения нефтепродуктов в резервуарах». Журнал 17- НП является основным документом по учету нефтепродуктов. Здесь по каждому нефтепродукту в отдельности считается бухгалтерский остаток и остаток фактический по замерам в резервуарах. По разнице между бухгалтерским и фактическим остатками определяют недостачу или излишки нефтепродукта.}

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтепродуктов в вертикальных резервуарах:

- ± 0,65 % при косвенном методе статических измерений массы продукта до 120 т;

- ± 0,50 % при косвенном методе статических измерений массы продукта от 120 т и более.

2.3 Отпуск нефтепродуктов

Водитель автоцистерны (далее - водитель) перед въездом на территорию УСН №2 предъявляет оператору ЭВМ в группу по сбыту нефтепродуктов (документ, удостоверяющий личность, доверенность на получение ТМЦ, свидетельство о поверке автоцистерны, путевой лист) необходимые для оформления разрешения на отпуск нефтепродуктов.

Оператор ЭВМ на основании предъявленных водителем документов:

- оформляет задание на отгрузку, с указанием в нём всех необходимых реквизитов: номер, документ, являющийся основанием для отгрузки (приказ, распоряжение, доверенность, разнарядка), реквизиты получателя материальных ценностей, наименование нефтепродукта, его количество, данные об автоцистерне (госномер автомобиля и прицепа, номер отсека и его объем);

- выдает водителю электронную идентификационную карточку (далее карточку) для проезда по территории УСН №2 и отпуска нефтепродуктов.

При появлении на информационном табло государственного регистрационного номера автомобиля (далее номера автомобиля) и номера стояка АСН, водитель подносит карточку к терминалу установленному около въездных ворот «пост №5» (запрос разрешения на въезд).

Работник охранного предприятия убедившись, в соответствии номера автомобиля номеру, указанному на информационном табло и высветившемуся на индикаторе терминала производит необходимый досмотр автотранспорта (проверяет наличие и правильность пломбировки в местах установки постоянных пломб в соответствии со схемой пломбировки) и при отсутствии нарушений подтверждает разрешение на въезд своей личной карточкой (разрешение на въезд).

В случае выявленных нарушений работник охранного предприятия:

- запрещает въезд;

- перемещает автоцистерну в конец очереди, до устранения нарушений;

- пропускает на территорию нефтебазы и делает соответствующую запись в журнал дежурства с последующей передачей замечаний руководству филиала.

Водитель заезжает на территорию УСН №2, осуществляя постановку автоцистерны, под указанный на информационном табло стояк АСН, для налива выписанной марки нефтепродукта. После чего обеспечивает готовность автоцистерны к наливу в соответствии с действующей производственной инструкцией и подносит карточку к терминалу (подтверждение готовности к наливу).

Оператор по наливу проверяет правильность постановки автоцистерны и её готовность к наливу и при отсутствии замечаний подтверждает готовность к наливу своей карточкой (разрешение налива) и производит пуск. При необходимости налива 2-х или более секций бензовоза оператор по наливу предварительно устанавливает на терминале номер соответствующей секции подготовленной к наливу.

Налив нефтепродукта в автоцистерны производится под наблюдением оператора по наливу, товарного оператора и водителя автоцистерны.

По окончании налива и отключения АСН, оператор по наливу совместно с водителем визуально проверяет уровень наполнение автоцистерны, производит пломбировку верхних заливных люков на автоцистерне, согласно схемы пломбировки, и подтверждает окончание отпуска нефтепродуктов своей личной карточкой (подтверждение выполнения налива).

Водитель автоцистерны проверяет правильность пломбировки и направляется к выездным воротам.

На выездных воротах «пост №6» водитель подносит карточку к терминалу (запрос разрешения на выезд) и направляется на выписку для оформления товарно-транспортной накладной.

На выписке водитель передает карточку оператору ЭВМ, для получения оформленных документов (накладная, паспорт, по требованию сертификат качества) и возвращается к выездным воротам.

Оператор ЭВМ, при получении от водителя карточки, оформляет накладную в 4-х экземплярах (номер накладной соответствует номеру задания на налив) и расписывается в товарно-транспортной накладной в графе «отпуск разрешил». Экономист по сбыту на основании приказа на право подписания товарно-транспортной накладной расписывается в графе «Главный бухгалтер». Оформленные и подписанные документы вместе с карточкой передаются водителю.

На выезде:

- водитель предъявляет оператору по наливу, находящемуся на выездных воротах и работнику охранного предприятия все подлинные экземпляры накладной на подпись, после чего подписывает все экземпляры накладной с целью подтверждения факта получения указанного груза;

- оператор по наливу, находящийся на выездных воротах расписывается в ТТН в графе «отпуск произвёл»;

- работник охранного предприятия производит досмотр автоцистерны, проверяет наличие и правильность пломбировки верхних заливных люков установки временных пломб, проверяет документы (в том числе на предмет соответствия данных, указанных в накладной) фиксирует фактическое время выезда в соответствующих строках накладной и подписывает все её экземпляры;

- при положительном результате досмотра работник охранного предприятия подтверждает разрешение на выезд своей карточкой (разрешение выезда);

- после получения разрешения на выезд водитель обязан сдать карточку на пост охраны выездных ворот («пост №6») и получить подписанные сопроводительные документы.

3. Резервуарный парк

3.1 Характеристика резервуарного парка, его технологическая карта

Резервуары являются одним из важнейших сооружений нефтебаз и в основном предназначены для хранения нефтепродуктов. На нефтебазе участка № 2 Цетрального филиала хранятся только светлые нефтепродукты.

Нефтепродукты хранятся в тринадцати вертикальных стальных ре­зервуарах: РВС-1000 - 11 шт. для хранения автобензинов и РВС-2000 - 2 шт. для хранения дизельного топлива. На нефтебазе участка № 2 Центрального филиала применяются резервуары типа РВС со стационарной крышей, которые в настоящее время являются наиболее распространенными. Они представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,56 м, толщиной 4-25 мм, со щитовой кровлей. Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.