Чем должен быть оснащен резервуар
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.
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.
12. Оборудование резервуаров
12.1. Общие требования
Оборудование должно обеспечивать надежную эксплуатацию резервуара, снижение потерь нефти и нефтепродуктов, ограничение последствий аварии, взрыва или пожара.
12.1.2. Резервуары, в зависимости от их назначения, конструкции и места расположения, должны быть оснащены:
— приемо-раздаточными устройствами, имеющими местное или дистанционное управление;
— устройствами для вентиляции резервуара в соответствии с разделом 13 настоящего Стандарта;
— приборами местного или дистанционного измерения уровня и температуры хранимых жидкостей, автоматической сигнализацией верхнего и нижнего предельных уровней;
— устройствами отбора проб;
— устройствами для удаления подтоварной воды;
— устройствами для подогрева высоковязких и застывающих нефти и нефтепродуктов;
— устройствами для предотвращения накопления отложений в резервуаре;
— устройствами для зачистки;
— устройствами и средствами обнаружения и тушение пожаров;
— устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества, в соответствии с разделом 14 настоящего Стандарта.
12.1.3. В том случае, если вышеперечисленное оборудование требует выполнения на стенке или крыше резервуара соответствующих врезок люков или патрубков, конструкция этих врезок должна быть разработана в проекте КМ в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего Стандарта.
12.1.4. Вопросы освобождения резервуаров от хранимых жидкостей в аварийных ситуациях решается схемой технологической обвязки в соответствии с требованиями и нормами технологического проектирования соответствующих предприятий.
12.1.5. Марки и типы оборудования и аппаратуры должны соответствовать требованиям проектной документации для конкретного резервуара, вида хранимого продукта и характера технологических операций.
12.1.6. 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.
12.1.7. Резервуарное электрооборудование должно поставляться во взрывозащищенном исполнении и быть сертифицировано органами Ростехнадзора.
12.2. Приемо-раздаточные устройства
12.2.1. Приемо-раздаточные устройства (ПРУ) предназначены для подачи продукта в резервуар или отбора продукта из резервуара.
Количество приемо-раздаточных устройств необходимо определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.
12.2.2. ПРУ должны иметь отсекающую продукт задвижку, заслонку или «хлопушку», устанавливаемые внутри ПРУ (до фланца присоединения наружных трубопроводов) и управляемые снаружи резервуара.
Приемо-раздаточные устройства могут быть совмещены с устройствами размыва данных отложений, перемешивания продукта, а также распределения потока продукта для резервуаров с понтоном или плавающей крышей (внутренние распределительные трубы).
12.2.3. Конструкция ПРУ должна быть согласована с разработчиком проекта КМ. В проекте КМ должен быть дан усиливающий лист приварки патрубка ПРУ к стенке резервуара.
12.2.4. Диаметр приемно-раздаточного устройства должен определяться, исходя из скорости движения потока жидкости не более 2,5 м/с. Допустимые скорости истечения через приемно-раздаточные устройства устанавливаются для каждой жидкости отдельно в зависимости от объемного удельного электрического сопротивления.
При заполнении порожнего резервуара, независимо от допустимой скорости, производительность заполнения должна ограничиваться скоростью через приемо-раздаточное устройство не более 1 м/с до момента заполнения верха приемо-раздаточного патрубка.
Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленной на резервуаре дыхательной аппаратуры.
12.3. Устройства тушения пожара
12.3.1. Устройства тушения пожара подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.
Для ликвидации и локализации возможных пожаров в резервуарах и резервуарных парках следует предусматривать устройства пенного тушения и водяного охлаждения. Устройства тушения и охлаждения резервуаров при пожаре могут быть стационарные (автоматические или неавтоматические), полустационарные, передвижные.
12.3.2. Устройства тушения и охлаждения резервуаров следует выполнять в соответствии с нормами проектирования резервуарных парков на складах нефти и нефтепродуктов или на основе инженерного обоснования в зависимости от температуры вспышки хранимых нефти и нефтепродуктов, конструктивного вида и пожаровзрывоопасности резервуара, включая предварительное планирование тушения возможного пожара, объемов единичных резервуаров и общей вместимости резервуарного парка, расположения площадки строительства и характеристик операционной деятельности, организации пожарной охраны на предприятии размещения резервуаров, с учетом норм проектирования установок пенного тушения и водяного охлаждения, включая предварительное планирование тушения возможного пожара.
12.3.3. При размещении оборудования стационарных установок пенного тушения и охлаждения на конструкциях резервуара следует учитывать расчетное состояние и поведение крыши резервуара при взрыве и пожаре, перемещения стенки и конструктивные требования по расстояниям между сварными швами стенки и швами крепления постоянных конструктивных элементов, присоединяемых к стенке. Кольцевые трубопроводы и сухие стояки должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на болтовых хомутах или скобах.
12.3.4. Стационарные установки пожаротушения должны предусматривать стационарные пеногенераторы и пенокамеры и системы подачи пены средней и низкой кратности на слой или под слой горящего продукта.
12.3.5. Пеногенераторы и пенокамеры должны устанавливаться:
12.3.6. Стационарная установка охлаждения резервуара состоит из верхнего горизонтального кольца орошения (перфорированного трубопровода или трубопровода с дренчерными оросителями), стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединенного с противопожарным водопроводом или с устройствами для подключения пожарных машин. Схема трубопроводов и задвижек установки охлаждения должна обеспечивать подачу воды на расчетную часть периметра резервуара. В противном случае суммарный расход воды на охлаждение соседних резервуаров при любой обстановке пожара должен обеспечивать охлаждение по всему периметру каждого расчетного соседнего резервуара.
12.4. Устройства специального назначения
12.4.1. Резервуары всех типов должны оснащаться замерными люками для ручного замера уровня и возможности ручного отбора проб.
12.4.2. Для слива подтоварной воды резервуары всех типов должны оснащаться сифонными кранами.
Поставщик перемешивающих устройств должен представить соответствующие доказательства эффективной работы поставляемых им устройств по всему объему хранимой нефти.
12.4.4. Вязкие нефть и нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества хранимого продукта и пожарную безопасность.
Требования к подогреву нефти и нефтепродуктов при хранении, к температуре подогрева, типу используемых подогревателей определяются нормами технологического проектирования соответствующих предприятий.
12.4.5. Резервуары с учетом сорта хранимых нефти и нефтепродуктов рекомендуется оснащать:
— приборами местного и дистанционного измерения уровня;
— приборами местного и дистанционного измерения температуры;
— сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней;
— устройствами отбора проб с фиксированного уровня (точечные пробы) или устройствами отбора объединенной (средней) пробы по всей высоте хранимого продукта;
— средствами обнаружения пожара (пожарными извещателями).
При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.
Для резервуаров с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать (на равных расстояниях по периметру) не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
Пробоотборные устройства должны состоять из системы пробоотборных трубок (внутренний диаметр 15 мм), верхние торцы которых установлены внутри резервуара на заданных заказчиком уровнях, а нижние торцы выведены за стенку резервуара. При кинематической вязкости продукта свыше 50сСт слив проб должен выполняться в принудительном порядке с использованием вакуумного насоса и пробоотборных трубок внутренним диаметром не менее 25 мм. Перед отбором пробы должна быть произведена прокачка системы вакуумным насосом до полного удаления из пробоотборных трубок отстоявшегося или загустевшего продукта.
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.
| Наименование оборудования | Наличие в резервуаре | ||
|---|---|---|---|
| РВС | РВСП | РВСПК | |
| Приемо-раздаточный патрубок | + | + | + |
| Приемо-раздаточное устройство | + | + | + |
| Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков | +* | +* | +* |
| Устройство для размыва донных отложений | + | + | + |
| Кран сифонный | + | + | + |
| Люк-лазы в первом поясе | + | + | |
| Люк-лазы во втором (третьем) поясе | — | + | + |
| Люки световые | + | + | + |
| Люки смотровые | — | + | — |
| Люк монтажный | + | + | + |
| Люк замерный | + | + | + |
| Дыхательные клапаны | + | — | — |
| Предохранительные клапаны | + | — | — |
| Вентиляционные патрубки | — | + | — |
| Сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня | + | + | + |
| Водоспуск | — | — | + |
| Уровнемер (Измеритель уровня) | + | + | + |
| Система охлаждения | + | + | + |
| Система пожаротушения | + | + | + |
| Многоточечный датчик средней температуры нефти | + | + | + |
| Датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое | + | + | + |
| Пожарные извещатели | + | + | + |
| Примечание: Для вновь строящихся резервуарных парков | |||
(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.)
| Наименование | Объем резервуара, м 3 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 3000 | 5 000 | 10 000 | 20 000 | 30 000 | |||
| Производительность заполнения опорожнения резервуара, м 3 /ч | 700 | 1020 | 2470 | 5700 | 5700 | ||
| Патрубок приемо-раздаточный с ПРУ-Д | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | ||
| Винтовая мешалка | 1 | 1 | 1 | 1 | 2 | ||
| Система орошения | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Система пожаротушения | — | Разводку пенопроводов производить по РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 | |||||
| Люк-лаз 600 х 900 в I поясе | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | ||
| Люк-лаз 600 х 900 в II поясе | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | ||
| Монтажный люк Ду 1000 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Многоточечный датчик средней температуры нефти | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Замерный люк | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Уровнемер (Измеритель уровня) | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | ||
| Световой люк | 3 | 3 | 4 | 4 | 4 | ||
| Пожарные извещатели | в соответствии с РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 | ||||||
| Сифонный кран | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | ||
| Огнепреградитель в верхней части направляющей | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Количество вентиляционных патрубков | определяется по ПБ 03-605-03 | ||||||
| Датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Количество направляющих | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
| Системы компенсации: | — | — | 2 | 2 | 2 | ||
(Измененная редакция, Изм. 2005 г.)
| Наименование | Объем резервуара, м 3 | |
|---|---|---|
| 30 000 | 50 000 | |
| Производительность заполнения опорожнения резервуара, м 3 /ч | 4000 | 7000 |
| Патрубок приемо-раздаточный с ПРУ-Д | 2 | 4 |
| Винтовая мешалка | 2 | 2 |
| Система орошения | 1 | 1 |
| Система пожаротушения | Разводку пенопроводов производить по РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 | |
| Люк-лаз 600×900 в I поясе | 2 | 4 |
| Люк-лаз 600×900 во II поясе | 2 | 2 |
| Монтажный люк Ду 1000 | 1 | 1 |
| Многоточечный датчик средней температуры нефти | 1 | 1 |
| Замерный люк | 5 | 5 |
| Уровнемер (Измеритель уровня) | 1 | 1 |
| Сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня | 3 | 3 |
| Световой люк | 4 | 4 |
| Пожарные извещатели | Согласно РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 | |
| Сифонный кран | 2 | 2 |
| Огнепреградитель в верхней части направляющей | 1 | 1 |
| Водоспуск | 2 | 2 |
| Датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое | 1 | 1 |
| Количество направляющих | 1 | 1 |
| Система компенсации, комплектов | 2 | 4 |
(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.