Чем должны быть оборудованы резервуары
Перейти к содержимому

Чем должны быть оборудованы резервуары

  • автор:

Чем должны быть оборудованы резервуары

762. Настоящие Правила распространяются на резервуары вертикальные стальные сварные цилиндрические вместимостью от 100 до 50000 м3, предназначенные для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.

763. Выбор типа резервуара, его внутренней оснащенности, противокоррозионного покрытия, способа монтажа обосновывается проектной документацией в зависимости от емкости, назначения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.

764. Резервуары должны быть оснащены: дыхательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения слива (хлопушами), средствами противопожарной защиты, приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный) в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом на данный ОПО.

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

766. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше 0 °C, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами.

767. Вертикальные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

768. Резервуары или группы резервуаров должны быть ограждены сплошным валом или стенами, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости при разрушении резервуара. Свободный от застройки объем внутри ограждения должен быть не менее объема наибольшего резервуара в группе.

Размещение задвижек внутри обвалования запрещается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

769. Территория резервуарных парков и площадки внутри обвалования должны быть чистыми, очищенными от земли, пропитанной продуктами, и сухой травы.

770. На территории резервуарного парка разрешается пользоваться только взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными).

Включение и выключение светильников следует производить вне обвалования резервуарного парка.

771. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке разрешается только при условии защиты трубопроводов от превышения давления.

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

773. Запрещается закачивать в емкости (резервуары) продукт с упругостью паров большей, чем та, на которую они рассчитаны (разрешенное рабочее давление).

774. Внешний осмотр заземляющих устройств должен проводиться вместе с осмотром оборудования емкостей (резервуаров), но не реже 1 раза в 6 месяцев.

Осмотры с выборочным вскрытием грунта в местах, наиболее подверженных коррозии, должны производиться в соответствии с графиком планово-профилактических работ (далее — ППР), но не реже одного раза в 12 лет. Величина участка заземляющего устройства, подвергающегося выборочному вскрытию, определяется решением технического руководителя организации.

Для выполнения измерений сопротивления заземляющего устройства в удобном месте должна быть предусмотрена возможность отсоединения заземляющего проводника. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно только при помощи инструмента.

775. Запрещается эксплуатировать емкости (резервуары) с неисправными лестницами и площадками обслуживания.

776. Включение в работу емкостей (резервуаров) после освидетельствований, ревизий и ремонта должно производиться с письменного разрешения ответственного лица, в ведении которого находится резервуарный парк.

777. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать пропускной способности дыхательных клапанов, указанных в технологической карте резервуара.

778. При расположении внутри резервуара парового змеевика должно быть предусмотрено устройство для спуска из него конденсата. Паровые змеевики должны быть укреплены на опорах. Соединение труб змеевиков следует производить только сваркой.

779. Замеры уровня нефти и нефтепродукта и отбор проб в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм водяного столба могут производиться вручную через открытый замерный люк.

780. При ручном отборе проб необходимо пользоваться пробоотборниками, не дающими искр. Пробоотборник должен быть сертифицирован и иметь заземляющий многожильный медный тросик. Замерный люк должен быть расположен на расстоянии не более 0,5 м от края площадки. На площадке должна быть оборудована точка заземления пробоотборника.

781. Замерный люк на резервуарах должен быть снабжен герметичной крышкой с педалью для открывания ногой. Крышки должны иметь прокладки из материалов, не дающих искр (например, медь, свинец, резина).

782. При открывании замерного люка, замере уровня, отборе проб, а также при дренировании резервуаров следует становиться с наветренной стороны. Запрещается заглядывать в открытый замерный люк.

783. Во избежание искрообразования при замерах стальной лентой отверстие замерного люка по внутреннему периметру должно иметь кольцо из материала, не дающего искр при движении замерной ленты.

784. Лот мерной ленты для замера уровня должен быть изготовлен из металла, не дающего искр.

785. После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка следует закрывать осторожно, не допуская падения крышки и удара ее о горловину люка.

786. Маршевые лестницы резервуаров должны иметь уклон не более 50 град., ширина лестниц должна быть не менее 65 см. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2 — 5 град.

С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м. Верхняя площадка лестницы должна находиться на одном уровне с верхним уголком или швеллером резервуара.

787. На резервуарах, не имеющих перильных ограждений по всей окружности крыши, по краю последней до мест расположения оборудования резервуара, должны устраиваться перила высотой не менее 1 м, примыкающие к перилам лестницы.

788. Резервуары нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы стационарными системами пожаротушения.

789. Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очистным устройствам.

790. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию запрещается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители.

791. Резервуары со стационарной крышей при температуре вспышки нефти и нефтепродуктов 45 °C и ниже размещаются группой общей вместимостью до 80000 м3 с общим обвалованием для группы и с разделением внутри группы земляным валом резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3.

792. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

793. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, должны быть обеспечены:

а) техническим паспортом резервуара;

б) техническим паспортом на понтон;

в) градуировочной таблицей резервуара;

г) технологической картой резервуара;

д) журналом текущего обслуживания;

е) журналом контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

ж) схемой нивелирования основания;

з) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

и) распоряжениями, актами на замену оборудования резервуаров;

к) технологическими картами на замену оборудования резервуаров;

л) исполнительной документацией на строительство резервуара.

794. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию, диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.

795. Диагностика проводится специализированной организацией.

796. Для перехода через обвалование следует предусматривать лестницы-переходы (на противоположных сторонах) в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух для отдельно стоящих резервуаров.

797. На входе в резервуарный парк (на площадку отдельно стоящего резервуара) устанавливается табличка с указанием категории наружных установок по пожарной опасности.

798. Для обслуживания дыхательных и предохранительных клапанов, люков и другой арматуры, расположенной на крыше резервуара, должны быть устроены металлические площадки, соединенные между собой переходами (трапами) шириной не менее 0,65 м. Хождение непосредственно по кровле резервуара при его обслуживании запрещается.

VIII. Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

Настоящие Правила предусматривают обязательное оснащение резервуаров следующими устройствами и оборудованием для безопасной эксплуатации:

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к проекту КМ должен быть разработан в проекте «Оборудование резервуара», выполненном специализированной (технологической) проектной организацией.

8.2.

Дыхательная аппаратура

Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае — в виде вентиляционных патрубков.

Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м³/ч,

Q=2,71M1+0,026V

пропускная способность клапана по вакууму, м³/ч,

пропускная способность вентиляционного патрубка, м³/ч,

Q=M2+0,22V, что больше,

где М1 — производительность залива продукта в резервуар, м³/ч;

М2 — производительность слива продукта из резервуара, м³/ч;

V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в п. 3.9.16.

Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

8.3.

Приборы контроля уровня

Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

8.4.

Устройства пожарной безопасности

Устройства пожарной безопасности в соответствии с требованиями нормативных документов подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии со строительными нормами и правилами в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 3.13.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах согласно строительным нормам и правилам, а также противопожарным нормам, утвержденным в установленном порядке.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения — оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

8.5.

Устройства молниезащиты

Устройства молниезащиты резервуаров проектируются в соответствии с нормативно-технической документацией.

По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Каждое соединение (стенка -токоотвод-заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении, не менее указанных в табл. 8.1.

Таблица 8.1 Наименьшие размеры стальных токоотводов и заземлителей

Форма сечения токоотводов и заземлителей Расположение
снаружи, на воздухе в земле
Круглые стержни диаметром, мм 6 10
Тросы диаметром, мм 6
Полосовая сталь:
сечением, мм² 48 160
толщиной, мм 4 4
Угловая сталь:
сечением, мм² 160
толщиной, мм 4
Трубы с толщиной стенки, мм 2,5

Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготовляют из круглых стержней или труб с площадью поперечного сечения не менее 100 мм². Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

В проекте «Оборудование резервуара» (раздел «Молниезащита») должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условий налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе, не превышающей следующей величины:

где V — скорость потока, м/с;

d — внутренний диаметр трубопровода, м.

Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Постановление Госгортехнадзора России от 09.06.2003 N 76
Федеральный горный и промышленный надзор России

Общие для всех или нескольких областей надзора, Нефтегазодобывающая промышленность, магистральный трубопроводный транспорт, геологоразведка, Химические, нефтехимические, нефтеперерабатывающие и другие взрывопожароопасные и вредные производства

Действующий
Дата изменения в БД: 12.03.2004
Дата внесения в БД: 17.02.2004

В этом же разделе:

  • I. Общие положения
  • II. Материалы
  • III. Конструкция резервуаров (Часть 1)
  • III. Конструкция резервуаров (Часть 2)
  • IV. Изготовление конструкций резервуаров
  • V. Монтаж металлоконструкций
  • VI. Сварка резервуаров
  • VII. Контроль качества сварных соединений
  • IX. Испытание и приемка резервуаров
  • X. Антикоррозионная защита
  • XI. Требования по устройству теплоизоляции
  • Приложения
  • Каталог оборудования
  • О компании
  • Опросные листы
  • Подбор оборудования
  • Справочник
  • Контакты

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам компании «Газовик».

Бесплатная телефонная линия: 8-800-2000-845

© 2007–2023 «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Приложение В (рекомендуемое). Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров ГОСТ Р 52910-2008

В.1.3. Марки и типы оборудования и аппаратуры должны соответствовать требованиям проектной документации на конкретный резервуар, вид хранимого продукта и технологическую операцию.

В.1.4. Оборудование, устанавливаемое на резервуаре, по исполнению и категории условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды должно по своему исполнению и категории соответствовать требованиям ГОСТ 15150.

В.1.5. Задание на проектирование резервуара должно предусматривать определение категории взрывоопасности резервуара как технологического блока в соответствии с [30], [31].
Категорию безопасности резервуара следует использовать для уточнения его конструктивного исполнения и приборного оснащения, а также при привязке его к площадке строительства и эксплуатации.

В.2. Дыхательное оборудование

В.2.1. Для РВС необходимо предусмотреть установку дыхательных клапанов и патрубков, обеспечивающих проектные значения избыточного давления и вакуума при наполнении и опорожнении резервуара, а также при изменении температуры газовой среды в резервуаре.

В.2.2. Пропускная способность дыхательных клапанов и патрубков должна быть равна производительности наполнения и опорожнения резервуара с учетом выделения газов и паров из поступающего в резервуар продукта.

В.2.3. В резервуаре с нормально закрытыми дыхательными клапанами, за исключением периодов срабатывания на избыточное давление и вакуум, а также на дыхательных патрубках установка огнепреградителей не требуется, но может быть предусмотрена по требованию заказчика.

В.3. Вентиляционное оборудование

С целью обеспечения взрывобезопасной концентрации газовой смеси в надпонтонном пространстве РВСП необходимо предусмотреть не менее четырех вентиляционных отверстий на периферии крыши или стенке резервуара общей площадью не менее 0,06 м2 на 1 м диаметра резервуара, расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга, и одного площадью не менее 0,03 м2 в наиболее высокой точке крыши. Вентиляционные проемы должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейкой 10×10 мм и кожухами для защиты от атмосферных осадков.
Установка огнепреградителей на вентиляционных отверстиях не допускается.
В вентиляционной системе РВСП не допускается использование традиционных вентиляционных патрубков (типа ПВ и т.п.), не обладающих аэродинамическим качеством для обеспечения аэрации газового пространства резервуара.

В.4. Аварийное вентилирование

В.4.1. Для безопасного (без разрушения корпуса резервуара) сброса внутреннего избыточного давления при взрыве или пожаре предусматривают создание «слабого узла» соединения настила стационарной крыши со стенкой резервуара или установку аварийных клапанов.

В.4.2. «Слабый узел» соединения настила крыши со стенкой должен обеспечивать частичный или полный отрыв настила крыши от стенки резервуара и быстрый сброс избыточного давления, предотвращая разрушение стенки и узла крепления стенки с днищем, а также разлив продукта в обвалование
Катет углового шва приварки настила крыши должен быть равен 4 мм.

В.4.3. Аварийные клапаны должны быть отрегулированы по избыточному давлению на 10 % выше проектных значений для дыхательных клапанов.

В.5. Система инертирования

Для защиты от образования и взрыва взрывопожароопасной паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара допускается применять защиту резервуара азотом или иным инертным газом (азотная защита, инертирование). Система инертирования должна иметь технико-экономическое обоснование и применяться в следующих случаях:

  • хранимый продукт требует защиты от окисления;
  • возникновение аварийно-пожарной ситуации повлечет за собой реальную угрозу жизни людей и экологии региона;
  • в случае требования определенной категории взрывоопасности резервуара;
  • для РВС объемом 30000 м 3 и более — хранение нефти и обводненного мазута, склонных к прогреву и выбросу при горении.

В.6. Электроустановки

Электроустановки (оборудование, электропроводку) на резервуарах необходимо проектировать для взрывоопасных и пожароопасных зон в соответствии с ГОСТ Р 52350.10.

В.7. Молниезащита

В.7.1. Молниезащита резервуара — по [32] и/или [33].

В.7.2. Надежность защиты от прямых ударов молнии (ПУМ) устанавливается в пределах 0,9 — 0,99 в зависимости от категории склада нефтепродуктов (см. таблицу В.1).

Таблица В.1. Уровень и надежность защиты Р3 в зависимости от типа резервуара, хранимого продукта и вместимости склада.

Характеристика резервуара
Уровень защиты по [32]
Надежность защиты Р3
Склад нефти и нефтепродуктов категории I
РВС для ЛВЖ
РВСПК (РВСПДК)
РВС для ГЖ
Склад нефти и нефтепродуктов категории II
РВС для ЛВЖ
РВСПК (РВСПДК)
РВС для ГЖ
Склад нефти и нефтепродуктов категории III
РВС для ЛВЖ
РВС для ГЖ

В.7.3. Защиту от ПУМ уровня защиты I или II необходимо обеспечивать отдельно стоящими молниеотводами, токоотводы которых не должны иметь контакта с резервуаром.
При уровне защиты III молниеприемник допускается устанавливать на резервуаре, сечение которого должно быть не менее 50 мм2.

В.7.4. Расчет молниеотводов выполняют, исходя из требуемого уровня защиты, по [32].
В зону защиты молниеотводов должны входить резервуар и оборудование на крыше, а также:

  • для РВСПК (РВСПДК) — пространство высотой 5 м от уровня ЛВЖ в кольцевом зазоре;
  • для РВС с ЛВЖ при уровнях защиты I и II — пространство над каждым дыхательным клапаном, ограниченное полусферой радиусом 5 м.

В.7.5. Защита от вторичных проявлений молнии обеспечивается заземлением резервуара (см. В.8).

В.8. Заземление резервуара

В.8.1. Для предотвращения опасного накопления статического электричества резервуар должен иметь заземление.

В.8.2. Между плавающей крышей, понтоном и корпусом резервуара необходимо устанавливать не менее двух гибких токопроводящих перемычек.

В.8.3. Токоотводы для соединения нижнего пояса стенки резервуара с заземлителями в зависимости от требуемого уровня защиты должны равномерно располагаться по периметру резервуара на расстоянии не менее:

  • уровень I — 10 м;
  • уровень II — 15 м;
  • уровень III — 20 м.

В.8.4. Сечение токоотвода должно быть: стального — не менее 50 мм 2 , медного — не менее 16 мм 2 .
Заземлитель должен иметь сечение не менее 80 мм 2 .
Соединение токоотвода и заземлителя выполняют на сварке или на латунных болтах. Импульсное сопротивление каждого соединения (стенка- токоотвод-заземлитель) должно быть не более 50 Ом.

В.9. Оборудование для тушения пожара в резервуаре

В.9.1. Системы пожаротушения с установкой на резервуаре стационарного или полустационарного оборудования для пожаротушения, а также использование передвижной пожарной техники должны обосновываться и разрабатываться генпроектировщиком и утверждаться заказчиком резервуара.

В.9.2. Необходимость установки стационарного пожаротушащего оборудования должна быть обоснована оценкой взрывопожароопасности резервуара, включая предварительное планирование тушения возможного пожара, или принята в соответствии с нормами проектирования резервуарных парков на складах нефти и нефтепродуктов [2].

В.9.3. Стационарные и полустационарные системы пожаротушения должны предусматривать установку стационарных пеногенераторов и пенокамер,подачу пены средней и низкой кратности на или под слой продукта, комбинацию технологий тушения в зависимости от хранимого продукта, типа и объема резервуара, категории склада нефти и нефтепродуктов и других характеристик конкретного объекта.

В.10. Оборудование для водяного охлаждения при пожаре

В.10.1. Способы водяного охлаждения резервуара при пожаре (передвижной пожарной техникой, стационарной или полустационарной системами) должны определяться и разрабатываться генеральным проектировщиком и утверждаться собственником (заказчиком) резервуара.

В.10.2. Необходимость использования передвижной пожарной техники или стационарного и полустационарного оборудования для охлаждения резервуара при пожаре должна быть обоснована оценкой пожаровзрывоопасности резервуара, включая предварительное планирование тушения возможного пожара, или принята в соответствии с [34].

В.10.3. Интенсивность (удельные интенсивности — на единицу охлаждаемой площади стенки или длины периметра охлаждаемого резервуара) подачи воды на охлаждение горящего резервуара и соседнего с горящим резервуара должна быть обоснована теплотехническим расчетом или принята по [34].

В.11. Окраска резервуаров и резервуарного оборудования

В.11.1. Резервуары, дыхательные и предохранительные клапаны, стационарные пеногенераторы и пенокамеры должны иметь солнцезащитную окраску, обеспечивающую замедление прогрева резервуара от лучистого теплового воздействия соседнего очага пожара.
Запрещается окрашивать:

  • устройствами отбора проб;
  • устройствами для удаления подтоварной воды;
  • устройствами для подогрева вязких нефтей и нефтепродуктов;
  • устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;
  • устройствами для зачистки;
  • приборами контроля и сигнализации (уровнемеры, сигнализаторы уровня и температуры хранимого продукта, манометры контроля давления);
  • световыми и монтажными люками, люками-лазами, замерными люками, патрубками для установки оборудования.

В.12.2. Число и диаметр приемо-раздаточных устройств (ПРУ) определяют по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара и скорости подъема жидкости.
Диаметр ПРУ определяют, исходя из максимальной скорости движения потока жидкости, но не более 2,5 м/с. При заполнении порожнего резервуара производительность заполнения через ПРУ должна ограничиваться скоростью 1,2 м/с до момента затопления приемо-раздаточного патрубка, а в резервуарах с плавающей крышей или понтоном — до их всплытия, независимо от вместимости резервуара и диаметра патрубка.
Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном должна ограничиваться скоростью перемещения плавающей крыши (понтона) и не превышать 3,3 м/ч для резервуаров объемом до 700 м 3 , 6 м/ч — для резервуаров объемом от 700 м 3 до 30000 м 3 включительно и 4 м/ч — для резервуаров объемом более 30000 м 3 . При нахождении плавающей крыши (понтона) на стойках скорость подъема (снижения) уровня жидкости в резервуаре не должна превышать 2,5 м/ч.

В.12.3. Резервуары всех типов должны оснащаться пробоотборниками, расположенными внизу. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.

В.12.4. Для слива подтоварной воды резервуары должны оснащаться сифонными кранами, которые устанавливаются в 1-м поясе стенки на расстоянии не более 1 м от усиливающей накладки люка-лаза.

В.12.5. Резервуары для хранения нефти должны оборудоваться устройствами для предотвращения накопления осадка. Необходимость применения и выбор устройств определяются технологическими особенностями режимов хранения.

В.12.6. Вязкие нефть и нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества и пожарную безопасность.

В.12.7. Световые люки на стационарной и плавающей крыше должны устанавливаться равномерно по периметру резервуара. Для проветривания резервуара при зачистке световые люки в крыше и люки-лазы в 1-м (2-м или 3-м) поясах стенки должны располагаться диаметрально противоположно между собой.

В.12.8. Монтажный люк, устанавливаемый в стационарной крыше, понтоне и плавающей крыше, должен располагаться над приемо-раздаточными патрубками или вблизи них. В резервуаре с понтоном монтажные люки в стационарной крыше и понтоне должны располагаться на одной вертикальной оси.

В.12.9. Резервуары для хранения нефти и вязких нефтепродуктов должны быть оснащены зачистными люками, расположенными в 1-м поясе на уровне днища.

В.12.10. Резервуары с учетом сорта хранимого продукта необходимо оснащать сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней; в резервуарах с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать (на равных расстояниях) не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом.

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 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 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).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *