Утверждены

Госкомнефтепродуктом СССР

26 декабря 1986 года

 

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

 

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 токопроводящий клей своими руками 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 50000 куб. м;

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 куб. м;

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 01.01.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 01.01.88.

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 куб. м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары вместимостью более 8 куб. м 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, п. п. 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.

 

Таблица 1.2.1

 

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ МАРОК СТАЛИ

 

┌─────────────┬──────┬───────────────────────────────────────────────────────────────┐

│  ТУ, ГОСТ   │Марка │                     Содержание элементов, %                   │

│             │стали ├──────┬──────┬────────┬─────┬─────┬────────┬────┬────┬────┬────┤

│             │      │  C   │  Mn  │   Si   │  S  │  P  │   Cr   │ N  │ Cu │ V  │ N  │

├─────────────┼──────┼──────┼──────┼────────┼─────┼─────┼────────┼────┼────┼────┼────┤

│ТУ 14-2-75-72│СТ3сп │0,2   │0,4 - │0,12 -  │0,045│0,04 │Не более│0,3 │-   │-   │-   │

│             │      │      │0,7   │0,25    │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 380-71  │ВСТ2кп│0,09 -│0,25 -│Не более│0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-   │

│             │      │0,15  │0,5   │0,07    │     │     │        │    │    │    │    │

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3кп│0,14 -│0,3 - │Не более│0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-   │

│             │      │0,22  │0,6   │0,07    │     │     │        │    │    │    │    │

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3пс│0,14 -│0,4 - │0,05 -  │0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-   │

│             │      │0,22  │0,65  │0,17    │     │     │        │    │    │    │    │

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3сп│0,14 -│0,4 - │0,12 -  │0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-   │

│             │      │0,22  │0,15  │0,3     │     │     │        │    │    │    │    │

│ГОСТ 23570-79│18сп  │0,14 -│0,5 - │0,15 -  │0,45 │0,04 │Не более│0,3 │-   │-   │-   │

│             │      │0,22  │0,8   │0,3     │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 1050-74 │20пс  │0,17 -│0,35 -│0,05 -  │0,04 │0,04 │Не более│0,25│-   │-   │-   │

│             │      │0,24  │0,65  │0,17    │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 1050-74 │20кп  │0,17 -│0,25 -│Не более│0,04 │0,04 │Не более│-   │-   │-   │-   │

│             │      │0,24  │0,5   │0,07    │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 19282-73│09Г2С │0,12  │1,3 - │0,5 -   │0,04 │0,035│Не более│0,3 │-   │-   │-   │

│             │      │      │1,7   │0,8     │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 19282-73│09Г2  │0,12  │1,4 - │0,17 -  │0,04 │0,035│Не более│-   │-   │0,07│0,12│

│             │      │      │1,8   │0,37    │     │     │0,3     │    │    │    │    │

│ГОСТ 19282-73│16Г2АФ│0,14 -│1,3 - │0,2 -   │0,04 │0,035│0,04    │0,3 │0,15│0,3 │-   │

│             │      │0,2   │1,7   │0,6     │     │     │        │    │    │    │    │

└─────────────┴──────┴──────┴──────┴────────┴─────┴─────┴────────┴────┴────┴────┴────┘

 

Таблица 1.2.2

 

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛИ

 

┌─────────────┬──────┬───────┬─────────┬────────┬──────────┬──────────────┐

│  ТУ, ГОСТ   │Марка │Толщина│Временное│Предел  │Относи-   │   Ударная    │

│             │стали │листа, │сопротив-│текучес-│тельное   │  вязкость,   │

│             │      │  мм   │ление,   │ти, МПа │удлинение,│  Дж/кв. см   │

│             │      │       │МПа      │        │%         ├────┬────┬────┤

│             │      │       │         │        │          │+20 │-20 │-40 │

├─────────────┼──────┼───────┼─────────┼────────┼──────────┼────┼────┼────┤

│ТУ 14-2-75-72│СТ3сп │До 12  │370      │225     │22        │-   │-   │-   │

│ГОСТ 380-71  │СТ2кп │До 20  │320 - 410│215     │33        │-   │-   │-   │

│ГОСТ 380-71  │СТ3кп │До 20  │360 - 460│235     │27        │-   │-   │-   │

│ГОСТ 380-71  │СТ3пс │До 20  │370 - 480│245     │26        │69  │29  │-   │

│ГОСТ 380-71  │СТ3сп │До 20  │370 - 480│245     │26        │69  │29  │-   │

│ГОСТ 23570-79│18сп  │До 20  │370 - 540│235     │25        │-   │29  │-   │

│ГОСТ 1050-74 │20пс  │До 20  │410      │245     │25        │-   │-   │-   │

│ГОСТ 1050-74 │20кп  │До 20  │410      │245     │25        │-   │-   │-   │

│ГОСТ 19282-73│09Г2С │До 20  │470      │325     │21        │59  │-   │34  │

│ГОСТ 19282-73│09Г2  │До 20  │440      │305     │31        │-   │-   │29  │

│ГОСТ 19282-73│16ГАФ │До 32  │590      │445     │20        │-   │-   │39  │

└─────────────┴──────┴───────┴─────────┴────────┴──────────┴────┴────┴────┘

 

Толщина листа, мм           3,5 - 3,9    3,9 - 5,5    5,5 - 7,5    7,5 - 10

Предельные отклонения по                 +0,4         +0,4         +0,35

толщине листов стали                     -0,5         -0,6         -0,8

при ширине листа

1500 - 2000 мм

 

Толщина листа, мм           10 - 12             12 - 25             25 - 30

Предельные отклонения по    +0,4                +0,6                +0,6

толщине листов стали        -0,8                -0,8                -0,9.

при ширине листа

1500 - 2000 мм

 

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.

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, приведенным 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;

приемораздаточные 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, п. п. 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, п. п. 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 непромерзающими 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

 

┌─────────┬──────────────────────────────────────────────────────┐

│Параметры│                Марка диска-отражателя                │

│         ├─────────────┬─────────────┬─────────────┬────────────┤

│         │   КД-100    │   КД-150    │   КД-200    │   КД-250   │

├─────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┼────────────┤

│Д        │100          │150          │200          │250         │

│Н        │200          │270          │370          │470         │

└─────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────┴────────────┘

 

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

1.4.10. Патрубки приемораздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, Прил. 1, п. п. 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-процентной 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, п. п. 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 приемораздаточных 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

                       4

давлениями до 58,8 х 10   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 приемораздаточного 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 куб. м. 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  │См. табл. 1.6.2      │

│Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного  │Не более             │

│хлопуна - 2 кв. м)                                 │150 мм               │

│                                                   │                     │

│                      Стенка                       │                     │

│                                                   │                     │

│Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на  │                     │

│уровне днища от проектной при радиусе:             │                     │

│  до 12 м включительно                             │+/- 20 мм            │

│  свыше 12 м                                       │+/- 30 мм            │

│Отклонение высоты стенки от проектной, смонтирован-│                     │

│ной:                                               │                     │

│  из рулонной заготовки                            │+/- 15 мм            │

│  из отдельных листов                              │+/- 50 мм            │

│Отклонения образующих стенки от вертикали          │См. табл. 1.6.3      │

│Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль   │См. табл. 1.6.4      │

│образующей                                         │                     │

│                                                   │                     │

│             Понтон и плавающая крыша              │                     │

│                                                   │                     │

│Отклонение наружного контура понтона или плавающей │+/- 20 мм            │

│крыши от горизонтали                               │                     │

│Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши│25 мм                │

│от вертикали                                       │                     │

│Отклонение наружного кольцевого листа понтона или  │+/- 10 мм            │

│плавающей крыши от вертикали на высоту листа       │                     │

│                                                   │                     │

│                      Кровля                       │                     │

│                                                   │                     │

│Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в  │+/- 0,02             │

│центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом│                     │

│строительного подъема)                             │                     │

│Разность отметок смежных узлов радиальных балок и  │10 мм                │

│ферм                                               │                     │

└───────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────┘

 

Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.

 

Таблица 1.6.2

 

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ (В ММ)

НАРУЖНОГО КОНТУРА ДНИЩА ОТ ГОРИЗОНТАЛИ

 

┌─────────────┬──────────────────────────────┬────────────────────────────┐

│ Вместимость │ При незаполненном резервуаре │ При заполненном резервуаре │

│ резервуара, ├────────────────┬─────────────┼──────────────┬─────────────┤

│   куб. м    │разность отметок│   разность  │разность отме-│   разность  │

│             │ соседних точек │отметок любых│ток соседних  │отметок любых│

│             │ на расстоянии  │других точек │точек на рас- │других точек │

│             │      6 м       │             │стоянии 6 м   │             │

├─────────────┼────────────────┼─────────────┼──────────────┼─────────────┤

│Менее 700    │10              │25           │20            │40           │

│700 - 1000   │15              │40           │30            │60           │

│2000 - 5000  │20              │50           │40            │80           │

│10000 - 20000│10              │50           │30            │80           │

│30000 - 50000│15              │50           │30            │80           │

└─────────────┴────────────────┴─────────────┴──────────────┴─────────────┘

 

Таблица 1.6.3

 

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ (+/- ММ) ОБРАЗУЮЩИХ

СТЕНКИ РЕЗЕРВУАРА ОТ ВЕРТИКАЛИ

 

Резервуар 

Номер пояса                       

I

II

III

IV

VI

VII

VIII

IX

XI

XII

Для резервуаров высотой до 12 м                

С понтонами  
или плавающими
крышами      

10

20 

30 

40 

45 

50 

55 

60 

-  

-  

-  

-  


Источник: http://www.libussr.ru/doc_ussr/usr_13700.htm



Рекомендуем посмотреть ещё:


Закрыть ... [X]

Ремонт обогрева заднего стекла нитей своими руками Мастер класс топиарий из чашки


Токопроводящий клей своими руками Токопроводящий клей своими руками Токопроводящий клей своими руками Токопроводящий клей своими руками Токопроводящий клей своими руками Токопроводящий клей своими руками

ШОКИРУЮЩИЕ НОВОСТИ