2.2.3. У резервуарі з понтоном, опорні стійки якого встановлені на днище, мінімально допустимий рівень визначається висотою опорних стійок і відстанню на 30 см вище них.
Для резервуарів з донним відведенням рідини мінімально допустимий рівень Нміндоп визначається за додатком 2.
ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО
Нормативний рівень аварійний (На) - рівень, необхідний для створення ємності аварійного скидання нафти, призначеної для:
АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «Транснефть»
1.1. Галузь застосування
- для РВС із стаціонарним дахом і з понтоном - від днища (в районі уторного куточка) до нижньої твірної пенокамер и;
1 .1 .4. Регламентом визначається методика розрахунку місткості одиничного резервуара і резервуарного парку на кожній НП С і ВАТ МН в цілому з урахуванням нормативних обмежень щодо його заповнення нафтою.
Корисний об'єм резервуара (Vп) - обсяг, рівний різниці між обсягом нормативного рівня верхнього і обсягом нормативного рівня нижнього.
Схема технологічного процесу перекачування нафти з «підключеними резервуарами» (транзитні резервуари) - рух нафти з нафтопроводу в нафтопровід з підключенням резервуарного парку до приймальні лінії насосної. Застосовують для компенсації производительностей попереднього і подальшого ділянок нафтопроводу.
ВАТ «АК« Транснефть »
1.1.2. Даний регламент поширюється на резервуари і резервуарні и е парки для нафти в системі ВАТ А К «Транснефть».
Схема технологічного процесу перекачування нафти «через резервуари» (режим «прийом-с дача») - послідовний прийом нафти в один або групу резервуарів, при цьому подача нафти на наступну станцію здійснюється з іншого резервуара (або іншої групи резервуарів).
де Нконстр - відстань, що визначається типом і конструкцією резервуара:
Q = 100 ÷ 7000 м 3 / год;
Нормативний рівень нижній (Нн) - рівень нафти, 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 відкачування нафти з однієї групи резервуарів на іншу.
Н ор м атівность и й рівень верхній (Нв) - рівень нафти, необхідний для створення запасу ємності, достатньої для прийому нафти з трубопроводу на час оперативних дій з відключення резервуарів (передача відповідних оперативних розпоряджень і погоджень, зупинка перекачування, відключення резервуарів) або переключення прийому нафти з однієї групи резервуарів в на іншу.
- для резервуарів РВС з плаваючою дахом - про т д злиденна (в районі уторного куточка) до верху стінки;
- обмеження швидкості руху нафти встановленої проектом (виконавчою документацією) для резервуара, понтона або плаваючою даху;
де F- площа дзеркала нафти в резервуарі, м 2.
Експлуатаційна дільниця магістрального нафтопроводу - ділянку нафтопроводу між двома перекачувальними станціями з резервуарного и ми парками, що працює в єдиному гідравлічному режимі.
1.2. терміни та визначення
- скидання тиску з ділянок нафтопроводу.
1 .1 .7. Регламент розроблено з метою запровадження єдиних термінів, які використовуються в технологічній карті резервуарів, єдиної методики розрахунку корисної ємності резервуарного парку і призначений для користування службами ВАТ МН при розробці технологічних карт.
3 - мінімально допустимий рівень взлива
Технологич еский запас (VТЗ) - обсяг нафти, необхідний для стійкої роботи ділянки нафтопроводу протягом встановленого часу.
П Р П - приймально-роздавальних и й патрубок.
2 - максимально допустимий рівень взлива
1 - висота стінки резервуара
# 957; = 0,5 · 10 - 6 ÷ 30 · 10 - 6 м 2 / с.
А - відстань від днища резервуара до осі приймально-роздавально г про патрубка, м; значення А визначаються за паспортом резервуара.
Максимально допустимий рівень (Нмакс д оп) - рівень взлива, подальше підвищення якого обмежується температурним розширенням нафти і конструктивними особливостями резервуарів:
2.2.2. У резервуарі з плаваючою дахом чи понтоном величина мінімально допустимого рівня визначається висотою стійок і відстанню 30 см від днища резервуара до низу опорних стійок.
- РД 153-39.4-056-00 «Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів.
2.1.2. Відстань, що визначає запас ємності на температурне розширення нафти, приймається рівним 100 мм.
- обмеження продуктивності заповнення (спорожнення) резервуару, через об'єднання в групу.
2.1 .1. Максимально допустимий рівень в резервуарі визначається за формулою:
d = 0,1 ÷ 0,7 м;
# 966; - кут зрізу приймально-роздавального патрубка, радий.
1.1.6 Регламент розроблений на підставі:
Обсяг за будівельним ному номіналом (Vстр) - обсяг, який визначається висотою стінки резервуара.
де Нкр - критична висота рівня рідини в резервуарі, при якій починається стійке витікання з лійкою, м;
dn- діаметр приймально-роздавального патрубка, м;
Для РВС з плаваючою дахом 100 мм відміряються від верху стінки до короба даху і віднімається висота плаваючою даху, з урахуванням її занурення.
- ВНТП 2-86 "Норми технологічного проектування магістральних нафтопроводів».
Технологич еский залишок (Vто) - обсяг нафти, який включає в себе мінімально допустимий залишок (Vмін доп), який визначається мінімально допустимим рівнем (Hмін доп), і технологічний запас (VТЗ).
1.2.1. В цьому Регламенті застосовуються такі терміни та визначення:
- звільнення пошкодженої ділянки трубопроводу від нафти при аварії на лінійній частині;
- для РВС з плаваючою дахом - різницею висот стінки резервуара і плаваючою даху;
Hконстр - відстань, що визначається типом і конструкцією резервуара.
2.2. Розрахунок мінімально допустимого рівня взл верба
V- швидкість в одному приймально-раздаточном патрубку, м / с.
2.1. Розрахунок максимального допустимого рівня взлива
До ПТ - камера системи пенотушения.
Для РВС з понтоном 100 мм відміряються від нижньої твірної піно до амер и до верху короба понтона і віднімається висота понтона, з урахуванням його занурення.
2.2.7. Розрахункова продуктивність заповнення (спорожнення) резервуару визначається по максимально можливої продуктивності ділянки нафтопроводу, з урахуванням:
- для РВС із стаціонарним дахом і понтоном - висотою від днища до врізки пенокамер и, з урахуванням висоти понтона;
Визначається по максимальної продуктивності заповнення - спорожнення резервуара Q, м 3 / с. Максимально допустимі швидкості представлені в додатку 1;
Мінімально допустимий рівень (Нмин доп) - рівень, подальше зниження якого обмежується воронкоутворення і кавитацией насосів, необхідністю повного затоплення струменя при прийомі нафти в резервуар, висотою стійок при наявності понтона або плаваючою даху.
2.3 .1. Потенційна корисна ємність резервуара (VПП) визначається за формулою:
4 - висота, що визначає потенційну корисну ємність
2.2.6. У додатку 1 представлені результати розрахунку Н кр залежно від діаметра і кута зрізу ПРП, продуктивності спорожнення і в'язкості рідини. Діапазон зміни параметрів:
1.1. 5. Регламент визначає порядок розробки технологічних карт резервуарів і резервуарних парків і забезпечення ними робочих місць товарних операторів НПС (ЛВДС), диспетчерських служб РНУ, ВАТ МН.
2.3. Розрахунок потенційної корисної ємності резервуарного парку
2.2.5. При наявності в резервуарі «хлопавки» з горизонтально або максимально піднятою кришкою кут зрізу ПРП слід приймати рівним # 966; = 30 град.
# 957; - кінематична в'язкість при максимальній температурі рідини, що перекачується, м 2 / с;
- захисту ділянки нафтопроводу і технологічних трубопроводів НПС від перевищення тиску;
2.2.4. Мінімальний рівень по воронкоутворення визначається в залежності від конструктивного розташування приймально-роздавального патрубка (П РП), його діаметра і продуктивності спорожнення резервуара, яка залежить від продуктивності напірного ділянки нафтопроводу при схемі перекачування «через резервуари» і максимальної різниці продуктивностей приймального і напірного ділянок при схемі перекачування з «підключеними резервуарами».
(Стандарти підприємства)
акціонерної компанії
по транспорту нафти "Транснефть»
Для ЖБР і РВС із стаціонарним дахом 100 мм відміряються від з Єрка нафти.
Потенціалом ная корисна ємність резервуара (VПП) - обсяг, який визначається різницею об'ємів максимально допустимого і мінімально допустимого рівнів.
РЕГЛАМЕНТ
РОЗРАХУНКУ КОРИСНОЇ ЄМКОСТІ резервуарного парку І РОЗРОБКИ ТЕХНОЛОГІЧНИХ КАРТ НА РЕЗЕРВУАРИ І резервуарного парку
1.1.3. Регламентом визначається методика розрахунку потенційної корисної ємності резервуарів і резервуарних и х парків кожної НП С і ВАТ МН в цілому.
Величина Нмин доп визначаються за формулою
- для ЖБР - висотою від днища до плит перекриття.
- фактично встановлених на резервуарі запобіжних і дихальних клапанів, вентиляційних патрубків, вогневих запобіжників;
2.2.1. Мінімально допустимий рівень (Нмин доп) нафти в резервуарі зі стаціонарною дахом розраховується, виходячи з умови неприпустимість прориву повітря в приймально-роздавальних и й патрубок резервуара при в оронкообразованіі.
2.3.2. Потенційна корисна ємність резервуар в Уарн парку (Vппрп) визначається як сума потенційних корисних ємностей резервуарів парку НП З:
- для ЖБР - від днища до плит перекриття.
Воронка ообразом а н і е - обертальний рух частинок рідини з утворенням воронки при її закінчення з резервуара через приймально-роздавальних и й патрубок.
- обмежень швидкості руху нафти з метою забезпечення електростатичної безпеки (додаток 3);
# 966; = 30, 90, 120 (відповідно 0,5236; 1,5708; 2,0944 радий.);
Товарна нафта - нафта вантажовідправників і ВАТ МН, призначена для транспортування кінцевим вантажоодержувачам і використання на власні потреби.