Pravila_technicheskoi_ekspluat_rezervuar ov (524144), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндри­ческих резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097—78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воз­действию климатических факторов внешней среды кла­паны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхатель­ными клапанами.

1.4.7. Не допускается установка дыхательных кла­панов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испа­рения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через мон­тажный патрубок, диаметр которого соответствует диа­метру клапана.

Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхатель­ных клапанов приведены в табл. 1.4.1.

Таблица 1.4.1

1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106—79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).

1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требова­ниям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в ре­зервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и обо­рудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безо­пасность.

1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в за­висимости от назначения и принципа действия.

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и другие.

1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспече­ния бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости пере­качки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и ком­бинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной тем­пературы окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и спо­соба установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха при­нимают среднюю температуру наиболее холодной пяти­дневки.

1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепро­дукта равен или больше 30 %-ной вместимости резерву­ара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хра­нения.

1.4.17. Местный способ электроподогрева характери­зуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева ха­рактеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспе­чивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединитель­ному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения за­полнения диаметр соединительного трубопровода дол­жен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение про­межуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается рав­ным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлет­ворять требованиям ГОСТ 12.2.020—76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39).

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами авто­матики:

местным и дистанционным измерителями уровня жид­кости в резервуаре;

сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в ре­зервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

сниженным пробоотборником;

сигнализатором верхнего положения понтона;

датчиком утечек.

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться си­стемы измерительных устройств (дистанционные уровне­меры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты. Сигнали­заторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от —50 до +80 °С и находящихся под атмосфер­ным и избыточным давлениями до 58,8.10⁴ Па. Они пред­назначены для работы при температуре окружающего воз­духа от —50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких тем­пературах без конденсации влаги.

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологиче­ских операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;

сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом мак­симально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с дис­петчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;

сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепро­дукты;

ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уров­ня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 — для оснащения стальных вертикальных резер­вуаров вместимостью 100—400 м³. Допускается приме­нение других средств автоматизации, которые по техниче­ским характеристикам не уступают указанным.

1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудова­ния при достижении предельного уровня, должен уста­навливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понто­ном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих парал­лельно.

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длитель­ного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня под­товарной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды дол­жны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обе­спечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен про­боотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106—79 (часть II, прил. 1, п. 34).

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и авто­матика должны разрабатываться с учетом:

свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессив­ность, диапазон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;

диапазона измеряемого параметра;

внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

конструктивных особенностей резервуара (тип резер­вуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с тре­бованиями стандартов, инструкций заводов-изготови­телей.

1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара счита­ется законченным при следующих условиях:

конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с ти­повым проектом;

оборудование укомплектовано в соответствии с требо­ваниями проекта;

металлоконструкции, сварочные материалы соответ­ствуют действующим стандартам или техническим усло­виям (на основании документов);

монтаж конструкций выполнен в соответствии с про­ектом производства работ и технологическими картами;

стальные конструкции огрунтованы и окрашены в со­ответствии с указаниями проекта.

Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих прово­дится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям орга­низаций—разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.

Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.

1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осу­ществляет специальная комиссия из представителей стро­ительной и монтажной организации, заказчика, предста­вителя пожарной охраны и других органов.

1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:

сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и свароч­ных материалов;

данные о сварочных работах, проведенных при изго­товлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений;

акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;

Характеристики

Список файлов стандарта