11746-1 (Эксплуатация резервуарного парка нефтепродуктов ЛУКОЙЛ – ОНПЗ), страница 7

- установить диск-отражатель под дыхательным клапаном внутри резервуара, с помощью которого изменяется направление входящего воздуха, с вертикального на горизонтальное;

- конденсировать нефтепродукты при помощи искусственного холода и сорбции. Процесс сорбции основан на поглощении паров или газов поверхностью жидких или твердых сорбентов;

- окрашивать резервуары в светлые тона, что дает хороший эффект и не требует больших затрат.

Одновременная покраска внешней и внутренней поверхности крыши резервуара уменьшает потери от испарения на 30 – 60 %.

Обычно поверхности резервуаров окрашивают алюминиевой краской или белой эмалью, которые в наибольшей степени снижают поток тепла во внутрь резервуара.

Один из эффективных способов хранения легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов — хранение в заглубленных и подземных резервуарах, отличающихся относительным постоянством температурного режима. При хранении в заглубленных резервуарах почти полностью исключается потери от «малых дыханий», так как, будучи засыпаны грунтом, они не подвергаются солнечному облучению, и, следовательно, в них почти отсутствуют суточные изменения температуры газового пространства. По сравнению с наземными резервуарами потери от «малых дыханий» в заглубленных резервуарах сокращаются в 8—10 раз и несколько снижаются потери от «больших дыханий».

Таблица 9

Годовые суммарные потери бензина от испарения, т

Таблица 10

Годовые потери бензина от "малых дыханий" при различном заполнении резервуара, % объема резервуара

2.2.5. Эксплуатация оборудования резервуарного парка.

Обвалование резервуаров должно соответствовать проектному и постоянно содержаться в полной исправности.

Для транспортировки к резервуарам тяжелого оборудования или материалов при ремонтах необходимо устраивать переезды через обвалования путей подсыпки грунта.

Обвалования, нарушенные во время работ по прокладке или ремонту коммуникаций, по окончании этих работ должны быть немедленно восстановлены.

На каждом нефте- или продуктопроводе, по которым продукт в сторону резервуара идет самотеком, кроме запорной арматуры, установленной непосредственно у резервуара, в противопожарных целях должна быть установлена задвижка на расстоянии не ближе 100 м и не далее 500 м от ограждения резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.

Внутри обвалования резервуаров разрешается установка электрооборудования и прокладка подземных кабельных электролиний напряжением до 380 В включительно. Установка на резервуарах электроприборов для измерения уровня, температуры и других параметров должна производиться по специальному проекту. Допускается прокладка электропроводов в стальных трубах и бронированных кабелей (без джутового покрова) по наружным открытый эстакадам вместе с трубопроводами.

На территории резервуарных парков и у отдельно стоящих резервуаров запрещается курить, разводить костры, пользоваться факелами, керосиновыми и свечными фонарями и другими источниками огня и света (за исключением взрывобезопасных). Об этом должны быть вывешены четкие надписи.

При ведении ремонтных работ в резервуарном парке допускается въезд на территорию внутри обвалования резервуаров тракторов и автомашин только с искрогасителями на выхлопной трубе. К эксплуатируемому или незачищенному резервуару автотранспорт может подъезжать не ближе чем на 20 м. Разрешение на въезд транспорта в каждом случае выдается техническим руководителем предприятия или начальником цеха после согласования с пожарной охраной.

Территория резервуарного парка должна быть спланирована и содержаться в чистоте и порядке. На ней не допускается размещение горючих предметов и материалов, скопление разлитой нефти, нефтепродуктов и подтоварной воды.

Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. В ночное время такие ямы или траншеи должны быть ограждены.

Каждый действующий резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренного государственным стандартом или проектом.

Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара, должна соответствовать проектным избыточным давлению и вакууму резервуара.

Для контроля за давлением в резервуаре на крышке светового люка следует устанавливать штуцер с запорным устройством для подключения мано-вакуумметра.

Резервуары, в которые закачиваются нефть и нефтепродукты с температурой выше 0°С при отрицательной температуре окружающего воздуха, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов для вертикальных цилиндрических резервуаров на горизонтальные резервуары и наоборот.

На корпусе каждого наземного резервуара, используемого для хранения нефти и нефтепродуктов, должен быть четко написан порядковый номер, значащийся в технологической схеме резервуарного парка. Номер заглубленного резервуара указывается на специально установленной табличке.

Отверстия металлических люков резервуаров для замеров уровня нефти и нефтепродуктов с помощью стальной ленты с лотом должны иметь внутреннее кольцо или специальную колодку из металла, не дающего искр при движении мерной ленты.

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть составлен технический паспорт с исполнительной технической документацией в соответствии с требованиями СНиП III-В.5—62.

Вновь сооруженный или отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Производительность наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов. Данные о пропускной способности клапанов должны быть взяты из паспорта. Максимальная производительность закачки каждого резервуара должна быть указана в технологической карте. Для резервуаров с понтонами или плавающими крышами производительность закачки (выкачки) должна быть та кой, чтобы скорость подъема (опускания) понтона не превышала 2,5 м/ч.

Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал удостоверится в правильности открытия и закрытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно производиться плавно, без применения рычагов.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

Во время перекачки запрещаются одновременные операции с задвижками по отключению действующего и включению нового резервуаров. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения их.

При смене сортов нефтепродуктов чистота подготовки резервуара к наполнению определяется ГОСТ 1510—70 с соблюдением техники безопасности и пожарной безопасности.

Наполнение резервуаров нефтью и нефтепродуктами должно проводиться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушку необходимо закрыть.

Если в резервуаре имеется подъемная труба, приемный конец ее по окончании каждой операции, связанной с наполнением или опорожнением резервуара, должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки.

Оперативные замеры уровня нефти и нефтепродукта при наполнении или опорожнении резервуара должны проводиться не реже чем через каждые два часа.

При заполнении последнего метра емкости резервуара (по высоте) промежутки между оперативными замерами уровня должны определяться так, чтобы исключалась возможность перелива резервуара, подъема понтона выше крайнего верхнего положения.

Замеры уровня нефти или нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 20 мм вод. ст. могут проводиться вручную через открытый замерный люк с помощью замерной ленты и ручного пробоотборника, в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст. — с помощью приборов замера уровня и отбора проб (типа УДУ, ПОР и др.). Ручной замер уровня и отбора проб через замерный люк в таких резервуарах допускается в исключительных случаях.

В резервуарах повышенного давления (типа ДИСИ, «гибрид» и других с давлением в газовом пространстве до 7000 мм вод. ст.) замеры уровня и отбор проб должны проводиться только с помощью специальных приборов, предусмотренных проектом резервуара. Замеры уровня и отбор проб через открытый замерный люк в таких резервуарах не допускаются.

В резервуарах с понтонами замеры уровня и отбор проб могут осуществляться как с помощью приборов типа УДУ и ПОР, так и вручную через замерный люк, расположенный в верхней части перфорированной трубы для замера уровня и отбора проб. В последнем случае лот мерной ленты и пробоотборник должны быть изготовлены из материала, не дающего искр при ударе, или иметь защитное покрытие.

При отборе проб из резервуара нельзя допускать розлива нефти и нефтепродукта. При случайном розливе нефтепродукта на крыше резервуара последнюю следует немедленно вытереть досуха. Оставлять на крыше ветошь, паклю и другие предметы запрещается.

Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить. Загрязненные бензином опилки и песок необходимо собрать совком в ведро, снабженное крышкой, и вынести в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок отжигают.

Во время спуска из резервуара отстойной воды и грязи необходимо следить за стоками, не допуская вытекания нефтепродукта. Отстойная вода с этилированным бензином должна спускаться из резервуара в отдельную систему промышленной канализации и в дальнейшем обезвреживаться.

Операции по ручному отбору проб и замеру уровня сернистых нефтей и нефтепродуктов, а также спуску воды и грязи должны производиться рабочим в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии сопровождающего лица.

Подогрев сырой нефти или нефтепродукта в резервуаре может осуществляться только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см. Температура подогрева хранящихся в резервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90°С, а для нефти должна быть ниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушение герметичности металлического понтона из-за сильной вибрации.

Максимальная температура нефти или нефтепродукта в резервуаре с неметаллическим понтоном не должна превышать 60°С.

При подготовке нефти или нефтепродукта в резервуаре температуру подогрева необходимо систематически контролировать и делать в журнале замеров соответствующую запись.

При заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, которые подлежат подогреву или длительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежание переполнения резервуара) устанавливается с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного продукта не должен превышать 95% высоты емкости.

Сварные резервуары, изготовленные из кипящей стали, или клепаные резервуары старой конструкции, не имеющие сертификата на металл, независимо от состояния и геометрической формы при температуре ниже —20°С должны заполняться не более чем на 80% высоты корпуса при условии, что анализ металла свидетельствует о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.