какое оборудование устанавливается на резервуарах

Устройство резервуаров, их характеристики и требования к ним

Резервуаром называется большой сосуд для жидкостей или газов, который может быть герметично закрытым или открытым. Резервуарное оборудование чаще всего имеет форму прямоугольника или цилиндра. Из определения резервуара становится ясно его предназначение: хранить, обрабатывать и выдавать различные продукты:

Изготовление металлоконструкций, в том числе резервуаров, — профиль нашей компании. В промышленности часто возникает необходимость накапливать запасы сырья. Специализированные ёмкости используются в самых разных отраслях производства. Их разделяют на группы с учётом таких параметров:

Устройство резервуаров

В зависимости от типа вещества, которое хранится в сосудах, их делят на группы по следующим характеристикам:

Устройство резервуаров, которые предназначены для жидкостей, значительно отличается от ёмкостей для сбережения сжиженного газа.

Для каждого типа сосуда необходима установка специального оборудования:

Процесс производства индивидуален для каждой ёмкости и включает в себя обязательные этапы:

Последний пункт стоит рассмотреть подробнее.

Материалы изготовления резервуаров

Для производства специализированных ёмкостей используют такие металлы, как сталь или алюминий. Кроме того, конструкция резервуара может быть неметаллической. Например, резинотканевой, железобетонной или стеклопластиковой. Выбирают материал, учитывая тип вещества, которое будет находиться в резервуарном оборудовании.

Технические требования и пожарная безопасность

В настоящее время хранение нефти и нефтепродуктов происходит в резервуарных парках – сооружениях с большим количеством специализированных емкостей. Данный вид продукта легко воспламеняется и имеет высокую взрывоопасность.

Пожар в резервуарном парке может произойти по следующим причинам:

Пожар в резервуарном парке для нефти и нефтепродуктов особенно опасен тем, что огонь распространяется очень быстро, а в атмосферу в процессе горения выделяются опасные токсичные вещества.

Нормативы пожарной безопасности на объектах такого типа указаны в государственном стандарте под номером 12.1.004. В документе утверждены разные мероприятия для предупреждения разлива нефти и нефтепродуктов по территории резервуарного парка и появления взрывоопасной среды. Кроме того, согласно правилам, необходимо проводить профилактику:

Требования к размещению резервуаров

На площадке нефтеперекачивающей станции специализированные ёмкости всегда размещают по группам. Расстояние между стенками сосудов одной группы и их общую вместимость определяют в зависимости от типа.

Стенки наземных резервуаров разных групп, расположенных рядом, должны находиться на расстоянии:

Вокруг каждой группы на площадке делают препятствие в виде замкнутого земляного вала, ширина которого должна быть не менее пол метра. При необходимости устанавливают ограждение, используя негорючие материалы. Ограждающая стена рассчитана на возможное давление от разлития нефти или нефтепродуктов.

Чтобы определить высоту земляного обвалования, необходимо предусмотреть, чтобы в случае разлития нефти объем самой большой ёмкости смог поместиться в периметр ограждения. Важно помнить, что расстояние от разлившихся нефтепродуктов до верха вала должно быть не менее 20 см.

Кроме того, делают ограждение из земли или возводят стену вокруг отдельно стоящих резервуаров, если они:

Высота подобного внутреннего вала из земли равна:

Переходят через вал по специальной лестнице. Переходы обустраивают так, чтобы по ширине они были не менее 70 см.

Требования к подземным резервуарам: «зеркало» должно иметь площадь не более 14 тыс. м2. Промежуток между стенками емкостей одной группы – не менее одного метра, ближайших групп – более 15 метров.

При правильной эксплуатации и обслуживании специализированных емкостей, они успешно решают множество задач производства.

Если вам требуются резервуары вертикальные стальные, обращайтесь к специалистам нашей компании.

Мы надежная компания, в основе деятельности которой – правила честной конкуренции и жесткого контроля качества услуг.

Источник

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров

Основное оборудование резервуара показано ниже

Основное оборудование резервуара

Cливное устройство используется для приема горючего из автоци­стерн. Состоит из:

Быстроразъемные сливные муфты предназначены для соедине­ния подающего шланга автоцистерны со сливной трубой резервуара. В на­стоящее время наиболее распространены сливные муфты МС-1 и МС-1М с крышкой и эксцентриковым зажимом или шибером, который одновре­менно служит и ключом зажимной гайки. Муфты оборудованы фильтром и маслобензостойким уплотнением. Для подключения патрубка сливного шлан­га цистерны необходимо отвернуть зажимную гайку, вынуть шибер или от­крыть эксцентриковые зажимы, вставить патрубок и завернуть зажимы. Шланг отсоединяется в обратном порядке.

Быстроразъемные сливные муфты

Технические характеристики сливных муфт

Марка сливной муфгы

Номинальное давление, МПа

Максимальное давление, МПа

Габаритные размеры, не более:

Сливная труба устанавливается на расстоянии от днища резервуара не более 200 мм. Для предотвращения попадания наружного воздуха, сливной трубопровод монтируют в резервуаре ниже клапана на всасывающем трубо­проводе, что дает возможность обойтись без специального гидравлического затвора.

Наибольшее распространение получили сливные устройства МУ-91-12 и АЗТ.5-885-800.

Технические характеристики сливных устройств

Марка сливного устройства

Крышка горловины резервуара

Число приемных патрубков

Условный диаметр, мм:

Номинальная скорость слива самотеком, м 3 /ч

Материал фильтрующего элемента

Гофрированная нержавеющая лента

Габаритные размеры, мм:

Обратный клапан

Техническая характеристика обратных клапанов показана в таблице. Кла­пан может быть совмещен с огневым предохранителем.

Техническая характеристика обратных клапанов

Место установки клапана

Нижний конец всасывающей трубы

Крышка горловины резервуара

Условный диаметр, мм

Материал фильтрующего элемента

Гофрированная нержавеющая лента

Габаритные размеры, мм

ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН применяется для автоматического поддер­жания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство, предотвращает разруше­ние резервуара.

Совмещенный дыхательный клапан

Дыхательный клапан ППР

Технические характеристики дыхательных клапанов

Диаметр условного прохода, мм

Пропускная способность, м 3 /ч

Давление срабатывания, МПа

Разрежение срабатывания, МПа

Клапан ППР представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность паровоздушной смеси при сливе (наливе) резервуара. При изменении давления в резервуаре от рас­четного открывается соответствующий клапан и, сжимая тарировочную пру­жину, выравнивает давление в резервуаре с атмосферным.

ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрывают крышками на проклад­ках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При от­сутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:

В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнитель­ным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плос­кими уплотнениями.

Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и от­боре проб горючего.

Резервуары имеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы). Наруж­ные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Ла­кокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем.Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсер­вированы.

Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, где указаны:

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ резервуаров:

Примером такой системы является автоматизированная система УГР-1М, предназначенная для измерения уровня топлива в наземных и заглубленных резервуарах, с автоматической выдачей результатов на ЭВМ. Система обслу­живает от 1 до 10 резервуаров и состоит из многоканального пульта управле­ния «Прогресс-2М», и датчиков уровня горючего.

Принцип работы основан на следящем действии поплавка, перемещаю­щегося вместе с уровнем жидкости. Поплавок через мерный шкив соединен поводками с валом датчика. Один оборот вала соответствует изменению уров­ня жидкости в 200 мм или одному обороту диска точного отсчета. ;

Во время работы системы при достижении предельных уровней пульт вы­дает звуковой сигнал. Оператор может определить:

Систему УГР-1М можно подключить к термолечатающему устройству.

Универсальные системы предназначены для определения количества го­рючего и контроля качества. Примером являются TLS-350, TLS-300 и ILS-350, LABKO-2000.

TLS-350 оценивает состояние резервуара и обнаруживает утечки топлива. Может контролировать большое количество датчиков утечки, включая меж- стенные датчики. Позволяет проводить тестирование резервуара, как по ко­манде оператора, так и автоматически. Систему можно запрограммировать на подачу предупредительных и аварийных сигналов переполнения, дости­жения верхнего и нижнего предельных уровней топлива и воды. Имеется воз­можность автоматической тарировки резервуаров по мере того, как в ходе отпуска топлива объем жидкости в резервуаре замеряется типовыми рабочи­ми уровнями. Система позволяет создавать отчеты по управлению реализа­цией топлива с любой регулярностью (ежедневно, посменно). Вскоре после создания этого отчета генерируется скорректированный отчет об операции. В отчете отражается фактическое количество поставленного топлива, для чего учитываются любые продажи, происходящие в процессе слива.

Система TLS-350R соединена интерфейсом с контроллером ТРК и посто­янно сравнивает изменения показаний объема резервуара с объемом топли­ва, проданного через колонки. Эти данные анализируются, чтобы можно было удостовериться в том, что все покидающее резервуар топливо продается че­рез ТРК. Тем самым обеспечивается полная безопасность гидравлической системы, так как утечки в резервуарах или соединительных трубопроводах или даже дрейф счетчика ТРК автоматически запустят предупредительную и аварийную сигнализацию.

Система применяется для контроля межстенного пространства двухстенных резервуаров. При этом используются поплавковые датчики верхнего и нижнего уровня жидкости в межстенном пространстве.

Система TLS-300 обеспечивает высокоэффективный контроль товарных запасов и экологическую безопасность. Система контролирует данные от мак­симум восьми магнитострикционных зондов типа MAG 1 или MAG 2 или их комбинацию. Система TLS-300 оснащена визуальной и звуковой сигнализа­цией, включаемой при наступлении определенных условий внутри резервуа­ра, таких как переполнение, достижение верхнего уровня воды и нижнего пре­дельного уровня продукта. Система позволяет генерировать отчет о сливе топ­лива на АЗС и обнаруживать утечки внутри резервуаров. Внутрирезервуарная предупредительная и аварийная сигнализация реагирует на следующие ситуации:

Зонд обеспечивает высокоточную безотказную работу в среде нефтепро­дуктов. Используемые в нем магнитострикционная технология и пятиточеч­ное зондирование температуры позволяют обеспечивать чрезвычайно точный контроль товарных запасов и внутрирезервуарное обнаружение утечек. Зонд рекомендован к применению в одностенных резервуарах для их объемного тестирования при утечке более 378 мл/ч.

Зонд MAG 2 обеспечивает такой же надежный контроль запасов и совмес­тимость с нефтепродуктами, как и предыдущий зонд, но обладает при этом способностью обнаруживать утечки более 756 мл/ч. Зонд предназначен для использования в двухстенных резервуарах, где требования по обнаружению утечек не такие высокие, как в одностенных.

Система LABKO-2 GOO предназначена для измерения и контроля уровня жидкости в резервуарах. Может применяться с местным или дистанционным управлением и объединена с блоком управления насоса или с компьютером кассы. Она состоит из датчика уровня LABKO-2000,блока питания PS-12A в искробезопасном исполнении, блока преобразования МЕ-1А, блока управле­ния и формирования отчетов МЕ-3, блока выдачи отчетов МЕ-ЗР и интер­фейса RS-232. В комплект также входит программное обеспечение «LMS».

Источник

4. Резервуарное оборудование

4.1 Общие положения

4.1.1 Для технического использования и проведения технологических операций резервуар оснащается оборудованием. Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуар должен быть оснащен системами безопасности.

4.1.2 На резервуарах должны монтироваться следующее оборудование и системы:

— приемо-раздаточные устройства с внутренней стороны резервуара;

— устройства для размыва донных отложений;

— кран сифонный, водоспуск;

— замерный люк, световой, смотровой, люк-лаз, монтажный;

— дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями для РВС;

— вентиляционные патрубки для РВСП;

— оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара, в соответствии с перечисленными в п. 4.4.6 настоящих Норм;

— трубопроводы и генераторы систем пожаротушения;

— трубопроводы системы охлаждения резервуара;

— система защиты резервуара от коррозии;

— система молниезащиты, защиты от статического электричества и заземления.

Резервуарное оборудование и системы устанавливаются на резервуарах в зависимости от его типа (РВС, РВСП и РВСПК). Перечень оборудования приведен в таблицах 4.1-4.4.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.3 Срок службы резервуарного оборудования, устанавливаемого на резервуаре, должен быть не менее 20 лет. Оборудование должно заменяться по истечении срока службы, его морального устаревания.

4.1.4 Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования должно быть в климатическом исполнении в соответствии с ГОСТ 15150-69*.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.5 На резервуарах должно устанавливаться оборудование во взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.6 Установку патрубков для оборудования на корпусе и крыше резервуара необходимо производить в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

4.1.7 Оборудование, располагаемое на резервуаре, должно быть доступным для обслуживания. С этой целью необходимо предусматривать обслуживающие площадки с лестницами.

4.2 Установка оборудования на резервуарах

4.2.1 Вид и количество оборудования, устанавливаемого на резервуарах, должно соответствовать значениям, приведенным в таблицах 4.1-4.4.

4.2.2 Резервуары могут быть оборудованы трубой сброса и секционными подогревателями. Система подогрева предназначена для поддержания температуры нефти, обеспечивающей проведение приемо-сдаточных операций. Параметры системы подогрева должны быть определены теплотехническим расчетом.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.3 Световые люки на стационарной крыше должны располагаться так, чтобы обеспечить возможность их открывания с кольцевой площадки. Световые люки на плавающей крыше могут располагаться произвольно равномерно по периметру резервуара. Один из световых люков на стационарной (плавающей крыше) должен располагаться диаметрально противоположно люку-лазу в первом поясе стенки.

4.2.4 Взаиморасположение световых люков и люков-лазов в стенке должно обеспечивать максимальное проветривание внутреннего пространства резервуара при его зачистке. Для проветривания внутреннего пространства резервуара люки-лазы в первом поясе, люки-лазы во втором (третьем) поясах должны располагаться диаметрально противоположно.

4.2.5 Монтажный люк, устанавливаемый на стационарной крыше, понтоне и плавающей крыше резервуара, должен располагаться над приемо-раздаточными патрубками или в непосредственной близости от них. Монтажные люки на стационарной кровле и понтоне резервуаров РВСП должны располагаться на одной вертикальной оси.

4.2.6 Количество и диаметр приемо-раздаточных патрубков определяется расчетом, в котором учитываются: скорость подъема жидкости в резервуаре и скорость движения жидкости в патрубке, емкость резервуара и его диаметр. На выбор диаметров приемо-раздаточных патрубков и их количество влияет также технологическая схема резервуарного парка.

В последующие периоды заполнения или опорожнения значения максимальных допустимых скоростей движения понтона 3,5 м/час, плавающей крыши 4 м/час, обеспечивающих электростатическую безопасность.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.8 Ось сифонного крана должна располагаться на расстоянии не более 1,0 м от воротника люка-лаза в первом поясе. При установке на резервуаре двух и более сифонных кранов они располагаются равномерно по периметру резервуара.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.9 Оборудование, находящееся на стационарной крыше резервуара, должно быть расположено так, чтобы его можно было обслуживать с кольцевой площадки.

4.2.10 Приемо-раздаточные патрубки, патрубки для устройств размыва донных отложений в I поясе резервуара, должны устанавливаться на минимальном расстоянии от днища резервуара в соответствии с действующей НТД.

4.2.11 Расстояние от днища до осей патрубков трубопроводов подслойного пожаротушения должно быть от 500 до 800 мм в зависимости от диаметра резервуара. При этом высота врезки должна быть минимально возможной и удовлетворять требованиям, предъявляемым к СППТ. Во избежание замерзания подтоварной воды в пенопроводах ось трубопроводов СППТ внутри резервуара должна находиться выше оси сифонного крана и иметь уклон 0,005 в сторону центра резервуара.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.12 Размещаемые в верхнем поясе стенки устройства для подачи пены в резервуар типа РВС и РВСП должны находиться на минимальном расстоянии от верхней кромки стенки резервуара.

Кольца орошения резервуара разделяются на секции (полукольца, четверти), в зависимости от его расположения в группе резервуаров.

Трубопровод кольца орошения оборудуется устройствами для распыления воды, фланцевыми соединениями с заглушкой для возможности периодической их промывки и продувки. Кольца орошения закрепляются на верхнем поясе стенки резервуара не более чем на 250 мм ниже ее верхнего торца.

На РВСПК врезки пеногенераторов производятся в специальные щиты, устанавливаемые над стенкой резервуара, которые одновременно предотвращают выход пены за пределы резервуара под воздействием ветра.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.13 Количество вводов пенопроводов в резервуар, количество пеногенераторов должны соответствовать РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 «Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть».

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.14 С внутренней стороны резервуара на приемо-раздаточном патрубке должно быть установлено оборудование предотвращающее воронкообразование в резервуаре.

4.2.15 На патрубках крыши резервуаров типа РВС монтируются уровнемер (измеритель уровня), датчик средней температуры, сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня и пожарные извещатели. Размеры патрубков определяются габаритами и присоединительными размерами оборудования.

В рабочей зоне антенного излучателя радара, радарного уровнемера, устанавливаемого на крыше РВС, запрещается установка технологического оборудования.

4.2.16 Уровнемер (измеритель уровня) на резервуарах типа РВСП и РВСПК должен устанавливаться на направляющей диаметром 530 мм, имеющей перфорацию в своей нижней части не выше нижнего положения понтона (плавающей крыши).

4.2.17 Уровень нефти в резервуаре и направляющей должен быть одинаковым, для чего внутреннее пространство направляющей должно сообщаться с атмосферой. Для этого в верхней части направляющей установить газоотводящее устройство, оснащенное огневым предохранителем. Диаметр трубы газоотводящего устройства и огневого предохранителя необходимо определять расчетом пропускной способности, с учетом производительности заполнения-опорожнения резервуара и наличием предохранительных клапанов в конструкции понтона (плавающей крыши).

4.2.18 Для контроля показаний уровнемера, величины донного осадка и отбора проб устанавливаются замерные люка Ду 150. На резервуаре РВС и РВСПК устанавливается не менее 4-х замерных люков Ду 150 на крыше и 1 на направляющей стойке плавающей крыши для РВСПК.

На резервуаре типа РВСП устанавливается один замерный люк Ду 150 на направляющей стойке понтона.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.19 Сигнализаторы максимального допустимого (аварийного) уровня должны быть установлены для резервуаров типа РВСП на патрубках Ду 150…Ду 500 крыши резервуара. В резервуарах типа РВСПК сигнализаторы максимального допустимого (аварийного) уровня должны быть установлены на кронштейнах на расстоянии не более 1 м от стенки, с ее внутренней стороны.

4.3 Размещение оборудования в защитном обваловании резервуара

4.3.1 Технологические и вспомогательные трубопроводы вне резервуара, прокладываемые внутри защитного обвалования:

— трубопроводы системы производственно-дождевой канализации;

— пожарные водопроводы системы орошения;

— растворо- и пенопроводы системы пожаротушения.

4.3.2 Технологические трубопроводы примыкают к приемо-раздаточным патрубкам и в пределах обвалования состоят из системы компенсации и коренной задвижки, установленной сразу после системы компенсации. Расстояние от стенки резервуара до коренной задвижки должно быть минимальным.

4.3.3 Коренные задвижки устанавливаются как подземно, так и надземно, в исполнении под приварку на отдельных фундаментах. Коренные задвижки принимаются только электроприводные, при этом не должно быть препятствий для обслуживания сальников и фланцевых соединений корпуса задвижки.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.3.4 Для уменьшения перемещений системы трубопровод-резервуар необходимо компенсировать усилия и моменты, передаваемые на резервуар, возникающие при осадке фундамента и деформации стенки резервуара при его заполнении и опорожнении, а также учитывать влияние температурных расширений и давления в трубопроводе.

4.3.5 Оборудование подводящих трубопроводов системами компенсации приведено в таблице 4.6.

Источник

Резервуарное оборудование

4.1 Общие положения

4.1.1 Для технического использования и проведения технологических операций резервуар оснащается оборудованием. Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуар должен быть оснащен системами безопасности.

4.1.2 На резервуарах должны монтироваться следующее оборудование и системы:

— приемо-раздаточные устройства с внутренней стороны резервуара;

— устройства для размыва донных отложений;

— кран сифонный, водоспуск;

— замерный люк, световой, смотровой, люк-лаз, монтажный;

— дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями для РВС;

— вентиляционные патрубки для РВСП;

— оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара, в соответствии с перечисленными в п. 4.4.6 настоящих Норм;

— трубопроводы и генераторы систем пожаротушения;

— трубопроводы системы охлаждения резервуара;

— система защиты резервуара от коррозии;

— система молниезащиты, защиты от статического электричества и заземления.

Резервуарное оборудование и системы устанавливаются на резервуарах в зависимости от его типа (РВС, РВСП и РВСПК). Перечень оборудования приведен в таблицах 4.1-4.4.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.3 Срок службы резервуарного оборудования, устанавливаемого на резервуаре, должен быть не менее 20 лет. Оборудование должно заменяться по истечении срока службы, его морального устаревания.

4.1.4 Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования должно быть в климатическом исполнении в соответствии с ГОСТ 15150-69*.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.5 На резервуарах должно устанавливаться оборудование во взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.1.6 Установку патрубков для оборудования на корпусе и крыше резервуара необходимо производить в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

4.1.7 Оборудование, располагаемое на резервуаре, должно быть доступным для обслуживания. С этой целью необходимо предусматривать обслуживающие площадки с лестницами.

4.2 Установка оборудования на резервуарах

4.2.1 Вид и количество оборудования, устанавливаемого на резервуарах, должно соответствовать значениям, приведенным в таблицах 4.1-4.4.

4.2.2 Резервуары могут быть оборудованы трубой сброса и секционными подогревателями. Система подогрева предназначена для поддержания температуры нефти, обеспечивающей проведение приемо-сдаточных операций. Параметры системы подогрева должны быть определены теплотехническим расчетом.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.3 Световые люки на стационарной крыше должны располагаться так, чтобы обеспечить возможность их открывания с кольцевой площадки. Световые люки на плавающей крыше могут располагаться произвольно равномерно по периметру резервуара. Один из световых люков на стационарной (плавающей крыше) должен располагаться диаметрально противоположно люку-лазу в первом поясе стенки.

4.2.4 Взаиморасположение световых люков и люков-лазов в стенке должно обеспечивать максимальное проветривание внутреннего пространства резервуара при его зачистке. Для проветривания внутреннего пространства резервуара люки-лазы в первом поясе, люки-лазы во втором (третьем) поясах должны располагаться диаметрально противоположно.

4.2.5 Монтажный люк, устанавливаемый на стационарной крыше, понтоне и плавающей крыше резервуара, должен располагаться над приемо-раздаточными патрубками или в непосредственной близости от них. Монтажные люки на стационарной кровле и понтоне резервуаров РВСП должны располагаться на одной вертикальной оси.

4.2.6 Количество и диаметр приемо-раздаточных патрубков определяется расчетом, в котором учитываются: скорость подъема жидкости в резервуаре и скорость движения жидкости в патрубке, емкость резервуара и его диаметр. На выбор диаметров приемо-раздаточных патрубков и их количество влияет также технологическая схема резервуарного парка.

В последующие периоды заполнения или опорожнения значения максимальных допустимых скоростей движения понтона 3,5 м/час, плавающей крыши 4 м/час, обеспечивающих электростатическую безопасность.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.8 Ось сифонного крана должна располагаться на расстоянии не более 1,0 м от воротника люка-лаза в первом поясе. При установке на резервуаре двух и более сифонных кранов они располагаются равномерно по периметру резервуара.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.9 Оборудование, находящееся на стационарной крыше резервуара, должно быть расположено так, чтобы его можно было обслуживать с кольцевой площадки.

4.2.10 Приемо-раздаточные патрубки, патрубки для устройств размыва донных отложений в I поясе резервуара, должны устанавливаться на минимальном расстоянии от днища резервуара в соответствии с действующей НТД.

4.2.11 Расстояние от днища до осей патрубков трубопроводов подслойного пожаротушения должно быть от 500 до 800 мм в зависимости от диаметра резервуара. При этом высота врезки должна быть минимально возможной и удовлетворять требованиям, предъявляемым к СППТ. Во избежание замерзания подтоварной воды в пенопроводах ось трубопроводов СППТ внутри резервуара должна находиться выше оси сифонного крана и иметь уклон 0,005 в сторону центра резервуара.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.12 Размещаемые в верхнем поясе стенки устройства для подачи пены в резервуар типа РВС и РВСП должны находиться на минимальном расстоянии от верхней кромки стенки резервуара.

Кольца орошения резервуара разделяются на секции (полукольца, четверти), в зависимости от его расположения в группе резервуаров.

Трубопровод кольца орошения оборудуется устройствами для распыления воды, фланцевыми соединениями с заглушкой для возможности периодической их промывки и продувки. Кольца орошения закрепляются на верхнем поясе стенки резервуара не более чем на 250 мм ниже ее верхнего торца.

На РВСПК врезки пеногенераторов производятся в специальные щиты, устанавливаемые над стенкой резервуара, которые одновременно предотвращают выход пены за пределы резервуара под воздействием ветра.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.13 Количество вводов пенопроводов в резервуар, количество пеногенераторов должны соответствовать РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 «Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть».

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.14 С внутренней стороны резервуара на приемо-раздаточном патрубке должно быть установлено оборудование предотвращающее воронкообразование в резервуаре.

4.2.15 На патрубках крыши резервуаров типа РВС монтируются уровнемер (измеритель уровня), датчик средней температуры, сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня и пожарные извещатели. Размеры патрубков определяются габаритами и присоединительными размерами оборудования.

В рабочей зоне антенного излучателя радара, радарного уровнемера, устанавливаемого на крыше РВС, запрещается установка технологического оборудования.

4.2.16 Уровнемер (измеритель уровня) на резервуарах типа РВСП и РВСПК должен устанавливаться на направляющей диаметром 530 мм, имеющей перфорацию в своей нижней части не выше нижнего положения понтона (плавающей крыши).

4.2.17 Уровень нефти в резервуаре и направляющей должен быть одинаковым, для чего внутреннее пространство направляющей должно сообщаться с атмосферой. Для этого в верхней части направляющей установить газоотводящее устройство, оснащенное огневым предохранителем. Диаметр трубы газоотводящего устройства и огневого предохранителя необходимо определять расчетом пропускной способности, с учетом производительности заполнения-опорожнения резервуара и наличием предохранительных клапанов в конструкции понтона (плавающей крыши).

4.2.18 Для контроля показаний уровнемера, величины донного осадка и отбора проб устанавливаются замерные люка Ду 150. На резервуаре РВС и РВСПК устанавливается не менее 4-х замерных люков Ду 150 на крыше и 1 на направляющей стойке плавающей крыши для РВСПК.

На резервуаре типа РВСП устанавливается один замерный люк Ду 150 на направляющей стойке понтона.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.2.19 Сигнализаторы максимального допустимого (аварийного) уровня должны быть установлены для резервуаров типа РВСП на патрубках Ду 150…Ду 500 крыши резервуара. В резервуарах типа РВСПК сигнализаторы максимального допустимого (аварийного) уровня должны быть установлены на кронштейнах на расстоянии не более 1 м от стенки, с ее внутренней стороны.

4.3 Размещение оборудования в защитном обваловании резервуара

4.3.1 Технологические и вспомогательные трубопроводы вне резервуара, прокладываемые внутри защитного обвалования:

— трубопроводы системы производственно-дождевой канализации;

— пожарные водопроводы системы орошения;

— растворо- и пенопроводы системы пожаротушения.

4.3.2 Технологические трубопроводы примыкают к приемо-раздаточным патрубкам и в пределах обвалования состоят из системы компенсации и коренной задвижки, установленной сразу после системы компенсации. Расстояние от стенки резервуара до коренной задвижки должно быть минимальным.

4.3.3 Коренные задвижки устанавливаются как подземно, так и надземно, в исполнении под приварку на отдельных фундаментах. Коренные задвижки принимаются только электроприводные, при этом не должно быть препятствий для обслуживания сальников и фланцевых соединений корпуса задвижки.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.3.4 Для уменьшения перемещений системы трубопровод-резервуар необходимо компенсировать усилия и моменты, передаваемые на резервуар, возникающие при осадке фундамента и деформации стенки резервуара при его заполнении и опорожнении, а также учитывать влияние температурных расширений и давления в трубопроводе.

4.3.5 Оборудование подводящих трубопроводов системами компенсации приведено в таблице 4.6.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

Таблицу 4.5 (Исключена, Изм. 2005 г.)

* По три компенсатора на одном подводящем трубопроводе.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.3.6 Трубопроводная обвязка резервуаров с использованием системы из трех карданных сильфонных компенсаторов и пружинных подвесок для компенсации температурных расширений, осадки и «дыхания» резервуара и труб должна быть рассчитана на прочность.

Нагрузки, приходящие от этой обвязки на патрубки резервуара, должны быть меньше допускаемых, величины которых определяются из условия прочности врезки в резервуар патрубков.

Исходными данными для расчета на прочность трубной обвязки резервуара являются:

— жесткостные характеристики резервуара;

— перемещения и углы поворота патрубков в вертикальной и горизонтальной плоскостях, возникающие от «дыхания», осадки и температурного расширения резервуара;

— жесткостные характеристики пружинных подвесок (опор) и их предварительное напряжение;

— параметры трубной обвязки (диаметр и толщина труб);

— характеристики перекачиваемого продукта (плотность, температура, давление);

Для определения дополнительных нагрузок, возникающих при сейсмическом воздействии на трубные обвязки резервуара, необходимо знать спектр ускорений в виде акселерограмм и возможное направление распространения сейсмической волны и рассчитать трубную обвязку согласно п. 8.53¸8.55 СНиП 2.05.06-85*.

Оценку статической и динамической прочности трубной обвязки резервуаров осуществлять сертифицированным программным комплексом «CPIPE».

4.3.7 В районах с сейсмичностью 8 баллов и более применение компенсирующих систем обязательно.

4.3.8 На патрубке водоспускного устройства с плавающей крышей на наружной стороне резервуара должна быть установлена задвижка. Отвод воды от водоспускного устройства должен осуществляться в систему производственно-дождевой канализации.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.3.9 Пожарные водопроводы и растворопроводы, в пределах защитного обвалования резервуара прокладываются подземно.

4.3.10 Задвижки, кроме коренных, устанавливаемые непосредственно на патрубки резервуара должны опираться на фундаменты, выполненные совместно с фундаментом резервуара.

4.4. Технические решения по обеспечению промышленной безопасности

4.4.1 Технические решения по обеспечению промышленной безопасности должны предусматривать обязательное оснащение резервуаров устройствами, оборудованием и системами, обеспечивающими его безопасную эксплуатацию:

— дыхательной и предохранительной арматурой;

— приборами автоматики, контроля уровня и системой пожарной сигнализации;

— трубопроводами систем пожаротушения и орошения резервуара;

— устройствами молниезащиты и защиты от статического электричества.

4.4.4 Резервуары с понтонами должны быть оборудованы вентиляционными патрубками, соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

4.4.5 Резервуар должен быть подключен к системе автоматизации резервуарного парка. Объем автоматизации резервуарного парка определяется в соответствии с РД 153-39.4-087-01.

4.4.6 На каждом резервуаре должны быть установлены:

— измеритель уровня в резервуаре с дистанционной передачей показаний;

— многоточечный датчик средней температуры нефти в резервуаре;

— датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое;

— сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня;

4.4.8 Резервуары типа РВС должны быть оснащены двумя сигнализаторами максимально допустимого (аварийного) уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами максимально допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара. Контроль минимального допустимого уровня нефти в резервуаре обеспечивается обработкой показаний измерителя уровня в резервуаре, указанного в п. 4.4.6.

4.4.9 Резервуары должны быть оснащены пожарными извещателями. На резервуарах извещатели устанавливать в патрубках на крыше резервуара (стенке) через каждые 12,5 м периметра. Температура срабатывания извещателя +90 °С.

4.4.10 Резервуары должны быть оснащены датчиком (термометром), установленном в патрубке на первом поясе резервуара, показывающим температуру нефти в пристенном слое.

4.4.11 Заземление приборов КИП и А, установленных на резервуаре, включая кабельные проводки должно выполняться в соответствии с требованиями стандарта Компании 270-00-2376 «АСУ ТП и ПТС Компании. Функциональные требования к заземлению и защите от помех оборудования и элементов АСУ ТП и ПТС.

(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)

4.4.12 При разработке проектов систем комплексной защиты резервуарных парков от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений, защиты от статического электричества и заноса высоких потенциалов необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в «Регламенте по проектированию и эксплуатации комплексной системы защиты резервуарных парков нефтеперекачивающих станций и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть» от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения» ОР 13.02-45.21.30-КТН-002-1-03:

— плавающие крыши (понтоны) должны защищаться от электростатической индукции путем подсоединения к стенке (стационарной кровле) гибкими металлическими кабелями не менее, чем в трех местах, сечение перемычки должно быть не менее 16 мм 2 каждой, места присоединения должны быть доступны для осмотра и обслуживания в процессе эксплуатации;

— для подключения к контуру заземления резервуар должен быть оснащен не менее чем тремя металлическими пластинами, приваренными к стенке резервуара на высоте 0,5 метра от днища, расположенными равномерно по окружности резервуара;

— по периметру грунтового фундамента резервуара на расстоянии одного метра от него следует прокладывать полосу заземления на глубине не менее 0,5 метров, которая должна присоединяться к общему контуру заземления резервуарного парка горизонтальными заземлителями не менее, чем в двух местах и не реже, чем через 50 м с противоположных сторон.

Источник