6.1 Технологическая карта должна содержать следующую информацию:
- название НПС (ЛПДС);
- тип резервуара;
- номер резервуара по технологической схеме;
- абсолютная отметка днища;
- высотный трафарет – базовая высота резервуара (абсолютная отметка от днища до верхнего края замерного люка в точке постоянного замера уровня нефти);
- параметры резервуара (высота, диаметр, объем по строительному номиналу);
- оборудование резервуара (тип, количество, производительность дыхательных и предохранительных клапанов, для РВСП – количество вентиляционных патрубков, диаметр огнепреградителей, тип системы размыва и минимальный безопасный уровень при размыве, тип уровнемера);
- диаметр, расстояние от днища до верхней образующей ПРП, количество приемо-раздаточных патрубков (ПРП);
- максимально допустимая производительность заполнения (опорожнения) резервуара с учетом максимальной скорости движения понтона или плавающей крыши;
- конструкционная высота резервуара (Нконстр);
- высоту максимальный и минимальный допустимых уровней взливов, аварийного уровня, высоты нормативных уровней нижних и верхних;
- объемы по максимальный и минимальный допустимым уровням взлива, аварийному уровню, нормативным уровням нижнему (технологический остаток) и верхнему, емкость аварийного сброса;
- объёмы емкости для товарных операций и полезной емкости;
- полезная емкость выведенная из технологии и товарная емкость резервуарного парка с учетом выведенной из технологии
- коэффициенты использования емкости.
6.2 Технологические карты (Приложение 4) составляются техническими службами НПС (ЛПДС) на основании градуировочных таблиц, исполнительной документации на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) резервуаров и резервуарных парков, заключений по результатам обследования и подписываются руководством НПС (ЛПДС). Технологическая карта подписывается начальником НПС (ЛПДС) и направляется в РНУ (УМН) не позднее 5-ти дней до ввода (вывода) в эксплуатацию, либо изменения технологических и технических параметров работы.
6.3 Главный инженер РНУ (УМН) проверяет правильность составления и заполнения технологических карт, соответствие их исполнительной документации, подписывает их в течение 2-х дней и направляет в ОАО МН.
6.4 Служба технологических режимов, начальники отделов эксплуатации, АСУ, товарно-транспортного проверяют соответствие технологических карт нормативным документам по эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, режимам перекачки и эксплуатации нефтепроводов, согласовывают их в течение 3-х дней и представляют на утверждение главному инженеру ОАО МН.
6.5 Утвержденные главным инженером ОАО МН технологические карты направляются на рабочие места персонала, осуществляющего товарно-транспортные операции:
- операторные НПС, диспетчерские РНУ, ОАО МН, отдел эксплуатации МН, товарно-транспортный отдел, служба АСУ РНУ.
6.6 Сведения о техническом состоянии резервуаров, товарной емкости резервуаров и справка «Обобщенные данные об используемой для транспорта и хранения нефти емкости резервуарного парка ОАО МН» составляются ОАО МН согласно Приложений 5, 6 и передаются по электронной почте на сервер Компании по системе СКУТОР по состоянию на 20 число до 12-00 моск. вр. 20 числа ежемесячно для отдела магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО “АК”Транснефть”.
6.8 Технологические остатки рассчитываются ежемесячно по состоянию на последнюю дату месяца на основании технологических карт, утверждённых главным инженером ОАО «МН».
V то = Vмin + V тз, м3; (6.1)
6.9 Оперативный контроль за соответствием параметров резервуарных парков в СДКУ технологическим картам РП осуществляется диспетчерской службой ОАО МН.
6.10 Ввод параметров резервуарных парков в СДКУ (в соответствии с технологическими картами РП) осуществляется в течение не более 2-ух дней, после получения утвержденной технологической карты РП, службой АСУ. Ответственные лица за ввод параметров резервуарных парков в СДКУ назначаются приказом по ОАО МН.
6.11 Контроль за соответствием сведений по РП, передаваемых в СКУТОР (технологические карты резервуарных парков) и параметров резервуарных парков в СДКУ осуществляется в ОАО МН до 20 числа каждого месяца комиссией в составе: ответственный от диспетчерской службы, АСУ (ответственный за ввод параметров резервуарных парков в СДКУ) и представителя ОЭ, ответственного за ввод технологической карты резервуарных парков
ОАО МН в СКУТОР.
Приложение 2
График зависимости значений минимального уровня нефти от производительности при воронкообразовании для резервуаров с донным отводом жидкости
Приложение 3
Таблица №2 Максимальный допустимые скорости истечения нефти
из резервуаров емкостью 5000 м3 и более
Диаметр ПРП, мм
Максимальный допустимая
скорость истечения, через 1 ПРП при полном затоплении струи нефти, м\с
Максимальный- допустимая производительность истечения, через 1 ПРП при полном затоплении струи нефти, м3/ч
Максимальный-допустимая производительность истечения через 1 ПРП при неполном затоплении струи и скорости в ПРП не более 1м/с, м3/ч
10.9
10.3
9.4
9.1
8.8
(исходя из условия обеспечения электростатической безопасности).
.
Приложение 1
Таблица 1
Критическая высота уровня жидкости в резервуаре,
с которой начинается устойчивое истечение с
воронкой, Нкр, м