Реферат: Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту москва «Недра» 1988

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ


Утверждены

Госкомнефтепродуктом СССР

26 декабря 1986г.


ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РЕЗЕРВУАРОВ

И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ


Москва «Недра» 1988


Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О.Н. Лайков (ЦНИЛ, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л.В. Дубень, Н.Е. К.алпина (ВНИИмонтажспецстрой, часть II)


Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматиза­ции, защите металлических конструкций от коррозии, сниже­нию потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стан­дартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуата­ции и ремонта резервуаров.


^ ЧАСТЬ I ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР


1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ


1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хране­ния, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резерву­ары — мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся темпера­турные режимы, повышенное давление, вакуум, вибра­цию, неравномерные осадки, коррозию.

1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:

правильного выбора исходных данных при проекти­ровании, принятых для расчета прочностных характери­стик конструкций, обеспечения оптимального технологи­ческого режима эксплуатации, защиты металлоконструк­ций от коррозии и т. д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ; а также допус­ков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;

соблюдения в процессе эксплуатации требований на­стоящих Правил.


Общие требования к стальным резервуарам

1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти и неф­тепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, го­ризонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4. Вертикальные, цилиндрические стальные ре­зервуары подразделяют:

по вместимости — от 100 до 50 000 м3;

по расположению — наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным дав­лением до 0,07 МПа;

по конструкции покрытия — со стационарным покры­тием и плавающей крышей.

Стационарные покрытия вертикальных сварных резер­вуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения ли­стов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных — внахлестку или встык с накладками. В зависимости от ус­ловий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные ре­зервуары подразделяют:

по вместимости — от 3 до 200 м3;

по расположению — наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве — без давления, с избыточным давлением.

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, кониче­ские и сферические днища, а также днища в форме усе­ченного конуса.

1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных кли­матических условиях с температурой окружающего воз­духа до —60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требо­ваниям ГОСТ 1510—84 (часть II, прил. 1, п. 3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависи­мости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального сниже­ния потерь от испарения при хранении.

1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокра­щения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резер­вуары вертикальные с защитными покрытиями (плаваю­щими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герме­тичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бен­зины в резервуарах, оборудованных плавающими кры­шами.

Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил. 1). В отдельных случаях допу­скается строительство опытных резервуаров по специ­альным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуа­ров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвер­жденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, приме­няемых во всех климатических зонах страны.

В прил. 2 приведены оптимальные геометрические па­раметры резервуаров различных конструкций.

1.1.10. Каждый действующий резервуар должен по­стоянно иметь полный комплект соответствующего обору­дования, предусмотренного проектом, и находиться в ис­правном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в ме­таллических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукта в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.I.88.

1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для неф­тепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032—71, ГОСТ 8.346—79 (часть II, прил. 1, п. 2, 54).

Места расположения опор и колец, их число для ста­ционарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резер­вуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 м3 включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары вместимостью более 8 м3 включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изго­тавливают из материала, обладающего достаточной устой­чивостью к физическому и химическому воздействию ра­бочей жидкости и окружающей среды.

1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и нахо­дящееся внутри них оборудование по требованию заказ­чика должны быть оцинкованы в соответствии с техниче­скими условиями или защищены металлизационными по­крытиями.

В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. На­ружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согла­сованию между предприятием-изготовителем и потреби­телем.

Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.

1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах дол­жны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изго­товление резервуаров со стальными плоскими привар­ными фланцами, имеющими соединительный выступ.

1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой ре­зины марки Б по ГОСТ 7338—77 (часть II, прил. 1, п. 55).

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из поли­этилена высокого давления марки П-2035Т.

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железно­дорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, ус­танавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опо­рожнении не возникали существенные изменения вме­стимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраивае­мых деталей.

1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в соче­тании с резервуаром изготавливают так, чтобы при из­мерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при запол­нении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21. Горизонтальные резервуары можно распола­гать на поверхности или под землей. Подземные резер­вуары перед определением вместимости должны полно­стью засыпаться землей.

1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

^ Требования к основаниям и фундаментам
1.1.23. При выборе площадок для размещения резер­вуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в ко­тором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

1.1.24. Окончательно основание и фундамент под ре­зервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, про­кладке коммуникаций, планировке площадки вокруг ре­зервуара и т. д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01—83 (часть II, прил. 1, п. ,32).

1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к кана­лизационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несго­раемым материалом. При хранении в резервуаре этили­рованного бензина откос необходимо выполнить из сбор­ных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализа­цией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному про­екту.


^ 1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров дол­жны использоваться металлы, обладающие гарантирован­ными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разру­шению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стой­кости.

1.2.2. Для сооружения резервуара применяется ли­стовая сталь. Качество и марка стали должны соответство­вать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-постав­щиков либо данными лабораторных испытаний.

1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637—79 и ГОСТ 19282—73 (часть II, прил. 1, пп. 4, 5).

1.2.4. Химический состав, механические свойства ма­рок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1, 1.2.2.


Толщина листа, мм .... 3,5—3,9 3, 9—5,5 5, 5—7,5 7, 5—10

Предельные отклонения по тол-

­щине листов стали при ширине

листа 1500—2000 мм .... +0,4 +0,4 +0,35

—0,5 —0,6 —0,8

Толщина листа, мм ..... 10—12 12—25 25—30

Предельные отклонения по тол-

­щине листов стали при ширине

листа 1500—2000 мм .... +0,4 +0,6 +0,6

—0,8 —0,8 —0,9

1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять син­тетические, резинотехнические и другие полимерные ма­териалы, которые должны отвечать специальным техниче­ским требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с со­держанием ароматических углеводородов 40 % и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние при­меняемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, га­зовоздушной смеси; технологичность; накопление стати­ческого электричества; плотность; долговечность и пока­затель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.


^ 1.3. Защита металлоконструкций от коррозии

1.3.1. Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуа­ров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепро­дуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электро­химической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

Таблица 1.2.1 ^ Химический состав марок стали



ТУ, ГОСТ


Марка стали


Содержание элементов, %


С


Mn


Si


S


P


Cr


Ni


Сu


V


N


ТУ 14-2-75—72


СТЗсп


0,2


0,4—0,7


0,12—0,25


0,045


0,04


Не более 0,3


0,3


—


—


—


ГОСТ 380—71


ВСТ2кп


0,09—0,15


0,25—0,5


Не более 0,07


0,05


0,04


0,3


0,3


0,3


—


—


ГОСТ 380—71


ВСТЗкп


0,14—0,22


0,3—0,6


Не более 0,07


0,05


0,04


0,3


0,3


0,3


—


—


ГОСТ 380—71


ВСТЗпс


0,14—0,22


0,4—0,65


0,05—0,17


0,05


0,04


0,3


0,3


0,3


—


—


ГОСТ 380—71


ВСТЗсп


0,14—0,22


0,4—0,15


0,12—0,3


0,05


0,04


0,3


0,3


0,3


—


—


ГОСТ 23570-79


18сп


0,14—0,22


0,5—0,8


0,15—0,3


0,45


0,04


Не более 0,3


0,3


—


—


—


ГОСТ 1050—74


20пс


0,17—0,24


0,35—0,65


0,05—0,17


0,04


0,04


Не более 0,3


0,25


—


—


—


ГОСТ 1050—74


20кп


0,17—0,24


0,25—0,5


Не более 0,07


0,04


0,04


Не более 0,3


—


—


—


—


ГОСТ 19282-73


09Г2С


0,12


1,3—1,7


0,5—0,8


0,04


0,035


Не более 0,3


0,3


—


—


—


ГОСТ 19282-73


09Г2


0,12


1,4—1,8


0,17—0,37


0,04


0,035


Не более 0,3


—


—


0,07— 0, 3


0,12


ГОСТ 19282-73


16Г2АФ


0,14—0,2


1,3—1,7


0,2—0,6


0,04


0,035


0,04


0,3


0,15





—




Таблица 1.2.2 ^ Механические свойства стали



ТУ, ГОСТ

Марка

стали


Толщина листа, мм


Временное сопротивле­ние, МПа


Предел текучести,

МПа


Относитель­ное удлине­ние,

%


Ударная вязкость, Дж/см2


+20


—20


—40


ТУ 14-2-75—72

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 380—71

ГОСТ 23570—79

ГОСТ 1050—74

ГОСТ 1050—74

ГОСТ 19282—73

ГОСТ 19282—73

ГОСТ 19282—73


СТЗсп

СТ2кп

СТЗкп

СТЗпс

СТЗсп

18сп

20пс

20кп

09Г2С

09Г2

16ГАФ


До 12

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 20

До 32


370

320—410

360—460

370—480

370—480

370—540

410

410

470

440

590


225

215

235

245

245

235

245

245

325

305

445


22

33

27

26

26

25

25

25

21

31

20


—

—

—

69

69

—

—

—

59

—

—


—

—

—

29

29

29

—

—

—

—

—


—

—

—

—

—

—

—

—

34

29

39



Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показате­лями.

1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необхо­димо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лако­красочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эма­лей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструк­ций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенных в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (прил. 3).


1.4. Оборудование резервуаров

1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавли­вать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксп­луатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефте­продуктов от испарения:

дыхательные клапаны;

предохранительные клапаны;

огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сни­женные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

хлопушки;

противопожарное оборудование;

оборудование для подогрева;

приемо-раздаточные патрубки;

зачистной патрубок;

вентиляционные патрубки;

люки-лазы;

люк световой;

люк замерный.

Горизонтальные резервуары могут быть оснащены ста­ционарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уров­ня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требова­ниями проектов.

1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, раз­меры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

Исполнение, категория условий эксплуатации в за­висимости от воздействия климатических факторов внеш­ней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены темпера­туры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию кли­матических факторов внешней среды должны быть отра­жены в нормативно-технической документации на обору­дование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150—69 (часть II, прил. 1, п. 7).

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




Марка диска-отражателя


Параметры


КД-100


КД-150


КД-200

КД-250



Д

Н


100

200


150

270


200

370


250

470


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;

результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III -18—75 (часть II, прил. 1, п. 33).

1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей кры­шей) дополнительно должна быть представлена техниче­ская документация на конструкцию уплотняющего за­твора понтона и акты испытаний на герметичность плаваю­щих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т. д.

1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин:

фактических размеров основания и фундамента;

геометрических размеров и формы стальных конструк­ций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т. д.).

Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18—75, не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.
Таблица 1.6.1 ^ Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров
Наименование отклонений


Допустимое отклонение


Днище

Отклонение наружного контура днища от гори­зонтали

Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м2)


Стенка

Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе:

до 12 м включительно

свыше 12 м

Отклонение высоты стенки от проектной, смонти­рованной:

из рулонной заготовки

из отдельных листов

Отклонения образующих стенки от вертикали

Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей


Понтон и плавающая крыша

Отклонение наружного контура понтона или пла­вающей крыши от горизонтали

Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали

Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа


Кровля

Отклонение стрелок прогиба радиальных элемен­тов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема)

Разность отметок смежных узлов радиальных ба­лок и ферм



См. табл. 1.6.2


Не более

150 мм


±20 мм

±30 мм


± 15 мм

±50 мм
См. табл. 1.6.3

См. табл. 1.6.4

еще рефераты

Еще работы по разное

---

Реферат по разное
Цели управленческого учета. Критерии оценки качества учета
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Кадры автотранспортных организаций, транспортно-экспедиционных агентств
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Темы курсовых работ По дисциплине «Бухгалтерские информационные системы» Автоматизация движения мц на складе
17 Сентября 2013
Реферат по разное
Управления линией сортировки брёвен асу лсб
17 Сентября 2013