Правила заполнения и опорожнения РВСПК

Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах

параметров, установленных технологической картой.

Заполнение резервуара делится на 2 периода.

Первый период - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши. В этот период плавающая крыша находится на опорах. Газовоздушная смесь из-под плавающей крыши через предохранительный клапан вытесняется в атмосферу. При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке до всплытия плавающей крыши не должна превышать 1,2 м/с [Правила технической эксплуатации резервуаров, магистральных нефтепроводов и нефтебаз], что соответствует расходу 1300 м3/час в одном патрубке Ду 700 мм. В момент всплытия плавающей крыши оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление нефти.

Второй период - от уровня всплытия плавающей крыши до верхнего максимального допустимого уровня. Скорость подъема крыши проектная не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м3/час. Так же при расходе не более 11569 м3/час скорость нефти в приемо-раздаточном патрубке при заполнении после затопления струи не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.

Опорожнение резервуара делится также на 2 периода.

Первый период - от начала опорожнения до посадки крыши на опоры -стойки. Опорожнение по проекту может производиться со скоростью опускания плавающей крыши не более 4 м/час, соответственно расход не более 11569 м3/час. Так же при расходе не более 11569 м3/час скорость нефти в приемораздаточном патрубке при опорожнении не превышает максимально допусти-мую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.

Второй период - от посадки плавающей крыши на опорные стойки до минимального остатка. В этот период скорость уменьшения уровня нефти в резеруаре не должна превышать 1,2 м/час, что соответствует расходу 1300 м3/час. Во время раскачки резервуара до минимально допустимого остатка оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление воздуха через предохранительный клапан в пространство под плавающей крышей. В этот период, по мере снижения уровня нефти, под крышу через патрубок предохранительного клапана засасывается воздух. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать пропускной способности предохранительного клапана. В случае засорения или закупоривания патрубка предохранительного клапана под плавающей крышей может образоваться вакуум, способный смять днище плавающей крыши или разрушить опорные стойки. Поэтому перед откачкой убедиться в исправности их (провести ревизию).

Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствует второй

период заполнения и первый период опорожнения.

При нормальном режиме эксплуатации нормативный нижний уровень нефти в резервуаре назначается согласно технологической карты и поэтому первый период заполнения и второй период опорожнения имеют место лишь при пуске в эксплуатацию и выводе резервуара в ремонт.

Перед каждым заполнением и опорожнением резервуара обслуживающий

персонал должен:

– визуально проверить состояние плавающей крыши (отсутствие нефти на

поверхности плавающей крыши, горизонтальность плавающей крыши);

– убедиться в закрытии крышек всех люков и сифонных кранов.

– в зимний период при опорожнении резервуара проверять свободный ход медных кабелей отвода статического электричества с крыши резервуара.

Каждый раз в начале заполнения и опорожнения в течение 5-10 минут после открытия задвижки необходимо убедиться в том, что крыша плавно тронулась с места и движется вместе с уровнем нефти. О плавности хода крыши свидетельствует плавное движение указателя уровня.

В случае отсутствия признаков движения крыши или обнаружения толчков необходимо немедленно переключиться на другой резервуар и закрыть задвижку на этом резервуаре.

Техническая документация на резервуары

Комплект технической документации должен включать:

документацию на изготовление и монтаж резервуара;

эксплуатационную документацию;

ремонтную документацию.

 

Документация на изготовление и монтаж резервуара

 

5.2. Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, должна содержать:

а) рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

6) заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции (приложение 2);

в) документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже; согласованные отступления от проекта должны быть нанесены монтажной организацией на чертежи КМД, предъявляемые при сдаче работ;

г) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и др.)—приложение 3.

Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;

д) документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных при монтаже и вошедших в состав сооружения;

е) данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций;

ж) журналы работ (журналы промежуточной приемки монтажных работ, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску и др.) — приложение 4.

Журналы работ составляются отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя, а при монтаже — линейным инженерно-техническим персоналом;

з) акты испытаний, отражающие: результат проверки герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75; результаты испытания резервуара на прочность наливом воды до высоты, предусмотренной проектом;

и) документы о контроле качества сварных соединений, предусмотренном СНиП III-18-75;

к) описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им номеров или знаков;

л) заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;

м) акты приемки смонтированного оборудования;

н) схема и акт испытания заземления резервуара;

о) схема нивелирования основания резервуара;

п) акты на окраску, выполненную при монтаже;

р) акт приемки наружных усиливающих конструкций;

с) акт приемки резервуара в эксплуатацию (приложение 5).

5.3. На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт.

 

Эксплуатационная документация

 

5.4. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть:

а) технический паспорт в соответствии со СНиП III-18-75;

б) технологическая карта;

в) журнал текущего обслуживания;

г) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

д) схема нивелирования основания;

е) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

ж) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

з) технологические карты на замену оборудования резервуаров.

5.5. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

 

Ремонтная документация

 

5.6. Резервуар после ремонтных работ принимают на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте.

В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:

а) дефектная ведомость (при нескольких дефектах);

б) чертежи, необходимые при ремонте;

в) проект производства работ по ремонту резервуара (ППР) или технологическая карта ремонта отдельных мест или узлов;

г) документы (сертификаты и другие документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, примененных при ремонте;

д) акты приемки основания и гидроизолирующего слоя;

е) копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

ж) акты испытания сварных соединений днища, стенки, кровли;

з) заключения по качеству сварных соединении стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;

и) журнал проведения ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы, в которых приведены атмосферные условия в период ремонта;

к) документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР, если при ремонте такие отклонения были допущены;

л) результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и самого днища; результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений.

Автоматика и КИП

Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

· местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

· сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

· сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

· дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

· местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

· пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

· дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

· сниженным пробоотборником;

· сигнализатором верхнего положения понтона;

· датчиком утечек.

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств предусмотренные проектами.

1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от —50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от —50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

· сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;

· сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

· сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;

· сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты;

· ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:

· свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;

· диапазона измеряемого параметра;

· внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

· конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).