Описание Резервуарного парка ЦППН-7

Выбор оборудования резервуаров произведен из условий обеспечения производительности приемо-раздаточных операций при его эксплуатации под:

избыточным давлением до 200мм. вод. ст.,

вакууме до 25 мм. вод. ст.,

температуре наружного воздуха до минус 65 ⁰С.

Управление потоками нефти на входе и выходе из резервуаров РВС-1…РВС-4 предусмотрено при помощи дистанционно управляемых запорных клапанов и задвижек с электроприводом.

При нормальной работе объекта управление клапанами осуществляется дистанционно из операторской станции.

При падении давления воздуха КИП ниже 3,0 кгс/см² положение клапанов фиксируется в предыдущем положении. Поэтому при остановке технологического процесса клапаны должны быть закрыты ручным маховиком на клапане. Для этого механическим переключателем на клапане переводят его в режим местного управления.

В резервуарах нефти РВС-1…РВС-4 осуществляется контроль следующих параметров:

уровень жидкости в резервуарах РВС-1…РВС-4 измеряется при помощи радарных уровнемеров LIA 1606, LIA 1706; LIA 6206, LIA 6306;

гидростатическое давление столба жидкости в резервуарах РВС-1…РВС-4 измеряется при помощи преобразователей PIA 1604, PIA 1704; PIA 6204, PIA 6304;

давление газовой подушки в резервуарах РВС-1…РВС-4 при помощи преобразователей PIA 1603, PIA 1703; PIA 6203, PIA 6303;

температура жидкости в резервуарах при помощи преобразователей TIA 1602, TI 1601 (Р1) и TI 1701, TIA-1702 (Р2); TIA 6202, TI 6201 (Р3) и TI 6301, TIA-6302 (Р4);

содержание воды в нижнем слое резервуаров РВС-1…РВС-4 при помощи датчика межфазного уровня LIА 1607, LIА 1707; LIА 6207, LIА 6307;

среднее содержание воды в нефти для резервуаров рассчитывается, используя измеренные уровень, гидростатическое давление, давление газовой подушки и температуры в резервуаре.

Системой автоматизации резервуаров предусмотрены следующие схемы защиты и сигнализации:

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС-1 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 1709 закрывается клапан КЗ 20 или КЗ 21 на входе нефти в резервуар;

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС-2 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 1609 закрывается клапан КЗ 19 или КЗ 18 на входе нефти в резервуар.

При нормальной работе объекта управление клапанами осуществляется дистанционно из операторской станции.

Управление потоками нефти на входе и выходе из резервуаров РВС-5…8 предусмотрено при помощи дистанционно управляемых задвижек ЗД97… ЗД120.

При нормальной работе объекта управление задвижками осуществляется дистанционно из операторской станции.

В резервуарах нефти РВС-5…РВС-8 осуществляется контроль следующих параметров:

уровень нефти и воды в резервуарах РВС-5…РВС-8 измеряется при помощи межфазных уровнемеров LIA11405, LIA11505, LIA11605, LIA11705, LIA11805, LIA11905;

гидростатическое давление столба жидкости в резервуарах Р5…Р10 измеряется при помощи преобразователей PIA 11404, PIA 11504, PIA 11604, PIA 11704, PIA 11804, PIA 11904; давление газовой подушки в резервуарах РВС-5…РВС-8 при помощи преобразователей PIA 11403, PIA 11503, PIA 11603, PIA 11703 PIA 11803, PIA 11903;

температура жидкости в резервуарах при помощи преобразователей TIR 11402, TIR 11502, TIR 11602, TIR 11702, TIR 11802, TIR 11902 и местных термометров TI 11401, TI 11501, TI 11601, TI 11701, TI 11801, TI 11901;

среднее содержание воды в нефти для резервуаров рассчитывается, используя измеренные уровень, гидростатическое давление, давление газовой подушки и температуры в резервуаре.

Системой автоматизации резервуаров предусмотрены следующие схемы защиты и сигнализации:

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС-5 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 11406 закрывается задвижка ЗД 97 или ЗД 99 на входе нефти в резервуар;

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС6 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 11506 закрывается задвижка ЗД 101 или ЗД 103 на входе нефти в резервуар.

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС7 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 11606 закрывается задвижка ЗД 105 или ЗД 107 на входе нефти в резервуар;

при повышении уровня нефти до предельного в резервуаре РВС8 по сигналу от сигнализатора уровня LSА 11706 закрывается задвижка ЗД 109 или ЗД 111 на входе нефти в резервуар;

При нормальной работе объекта управление задвижками осуществляется дистанционно из операторской станции.

Резервуарный парк снабжен газоуравнительной системой. Газовый конденсат стекает в конденсатосборники Е-11, Е-16 Е-22. Конденсат откачивается в резервуары.

По подземным емкостям Е-11, Е-16, Е-22 проектом предусмотрено:

работа насоса по уровню в емкости LISA 2004, 7504, 10104;

защита насоса (отключение) по низкому давлению на выкиде насоса PISA 2002, 7502,

Подготовленная нефть из резервуаров РВС-1…РВС-8 общим потоком поступает на прием насосов внешней перекачки НВТ-1…7.