Резервуарные парки

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

Для контроля за давлением в резервуаре на крышке светового люка следует устанавливать штуцер с запорным устройством для подключения мано-вакуумметра.

Резервуары, в которые  закачиваются нефть и нефтепродукты  с температурой выше 0°С при отрицательной температуре окружающего воздуха, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов для вертикальных цилиндрических резервуаров на горизонтальные резервуары и наоборот.

На корпусе каждого  наземного резервуара, используемого  для хранения нефти и нефтепродуктов, должен быть четко написан порядковый номер, значащийся в технологической  схеме резервуарного парка. Номер  заглубленного резервуара указывается  на специально установленной табличке.

Отверстия металлических  люков резервуаров для замеров  уровня нефти и нефтепродуктов с  помощью стальной ленты с лотом  должны иметь внутреннее кольцо или  специальную колодку из металла, не дающего искр при движении мерной ленты.

На каждый резервуар, находящийся  в эксплуатации, должен быть составлен  технический паспорт с исполнительной технической документацией в  соответствии с требованиями СНиП III-В.5—62.

Вновь сооруженный или  отремонтированный резервуар может  быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки  специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Производительность наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать  суммарной пропускной способности  установленных на резервуаре дыхательных  клапанов. Данные о пропускной способности  клапанов должны быть взяты из паспорта. Максимальная производительность закачки  каждого резервуара должна быть указана  в технологической карте. Для  резервуаров с понтонами или  плавающими крышами производительность закачки (выкачки) должна быть та кой, чтобы  скорость подъема (опускания) понтона  не превышала 2,5 м/ч.

Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении  резервуаров) должно быть дано после  того, как обслуживающий персонал удостоверится в правильности открытия и закрытия задвижек, связанных с  данной перекачкой. Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно производиться  плавно, без применения рычагов.

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

Во время перекачки  запрещаются одновременные операции с задвижками по отключению действующего и включению нового резервуаров. Действующий резервуар должен выводиться из перекачки только после того, как будут полностью закончены  операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения их.

При смене сортов нефтепродуктов чистота подготовки резервуара к  наполнению определяется ГОСТ 1510—70 с  соблюдением техники безопасности и пожарной безопасности.

Наполнение резервуаров  нефтью и нефтепродуктами должно проводиться при свободно опущенной  хлопушке. По окончании перекачки  хлопушку необходимо закрыть.

Если в резервуаре имеется  подъемная труба, приемный конец  ее по окончании каждой операции, связанной  с наполнением или опорожнением резервуара, должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание  утечки продукта в случае повреждения  приемного патрубка или резервуарной задвижки.

Оперативные замеры уровня нефти и нефтепродукта при  наполнении или опорожнении резервуара должны проводиться не реже чем через  каждые два часа.

При заполнении последнего метра емкости резервуара (по высоте) промежутки между оперативными замерами уровня должны определяться так, чтобы  исключалась возможность перелива резервуара, подъема понтона выше крайнего верхнего положения.

Замеры уровня нефти или  нефтепродукта и отбор проб в  резервуарах с избыточным давлением  в газовом пространстве до 20 мм вод. ст. могут проводиться вручную через открытый замерный люк с помощью замерной ленты и ручного пробоотборника, в резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст. — с помощью приборов замера уровня и отбора проб (типа УДУ, ПОР и др.). Ручной замер уровня и отбора проб через замерный люк в таких резервуарах допускается в исключительных случаях.

В резервуарах повышенного  давления (типа ДИСИ, «гибрид» и других с давлением в газовом пространстве до 7000 мм вод. ст.) замеры уровня и отбор проб должны проводиться только с помощью специальных приборов, предусмотренных проектом резервуара. Замеры уровня и отбор проб через открытый замерный люк в таких резервуарах не допускаются.

В резервуарах с понтонами  замеры уровня и отбор проб могут  осуществляться как с помощью  приборов типа УДУ и ПОР, так и  вручную через замерный люк, расположенный  в верхней части перфорированной  трубы для замера уровня и отбора проб. В последнем случае лот мерной ленты и пробоотборник должны быть изготовлены из материала, не дающего  искр при ударе, или иметь защитное покрытие.

При отборе проб из резервуара нельзя допускать розлива нефти  и нефтепродукта. При случайном  розливе нефтепродукта на крыше  резервуара последнюю следует немедленно вытереть досуха. Оставлять на крыше ветошь, паклю и другие предметы запрещается.

Во время спуска из резервуара отстойной воды и грязи необходимо следить за стоками, не допуская вытекания  нефтепродукта. Отстойная вода с  этилированным бензином должна спускаться из резервуара в отдельную систему  промышленной канализации и в  дальнейшем обезвреживаться.

Операции по ручному отбору проб и замеру уровня сернистых нефтей и нефтепродуктов, а также спуску воды и грязи должны производиться рабочим в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии сопровождающего лица.

Подогрев сырой нефти  или нефтепродукта в резервуаре может осуществляться только при  уровне жидкости над подогревателями  не менее 50 см. Температура подогрева  хранящихся в резервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90°С, а для нефти должна быть ниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушение герметичности металлического понтона из-за сильной вибрации.

Максимальная температура  нефти или нефтепродукта в  резервуаре с неметаллическим понтоном не должна превышать 60°С.

При подготовке нефти или  нефтепродукта в резервуаре температуру  подогрева необходимо систематически контролировать и делать в журнале  замеров соответствующую запись.

При заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, которые  подлежат подогреву или длительному  хранению в летнее время, уровень  жидкости (во избежание переполнения резервуара) устанавливается с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного  продукта не должен превышать 95% высоты емкости.

Сварные резервуары, изготовленные  из кипящей стали, или клепаные резервуары старой конструкции, не имеющие сертификата  на металл, независимо от состояния  и геометрической формы при температуре  ниже —20°С должны заполняться не более чем на 80% высоты корпуса при условии, что анализ металла свидетельствует о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.

При откачке нефтепродукта  из резервуара с понтоном до «мертвого» остатка понтон должен опускаться на опорные кронштейны и стойки равномерно без перекосов.

Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед  пуском в них пара необходимо освобождать  от воды (конденсата). Пуск пара должен производиться путем постепенного и плавного открытия паровпускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров  все трубки для спуска конденсата должны быть открыты. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Для приема и отпуска этилированного бензина должны быть выделены специальные  резервуары. Хранение этилированного бензина в резервуарах следует  осуществлять в строгом соответствии с «Инструкцией по мерам безопасности при обращении с этилированным  бензином».

В резервуарах специальных  конструкций (с понтонами, плавающими крышами, повышенного давления), а  также в резервуарах с газоуравнительной системой и газосборниками следует хранить легкоиспаряющиеся нефти и нефтепродукты.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указываются максимальный уровень наполнения, минимальный  остаток, допустимая максимальная производительность наполнения и опорожнения, максимальная температура подогрева каждого  сорта нефти и нефтепродукта, а также тип и число дыхательных  и предохранительных клапанов. Технологическая  карта, утвержденная директором или  главным инженером предприятия, — это руководство для эксплуатационного  персонала. Она вывешивается в производственных помещениях резервуарного парка.

На предприятии, эксплуатирующем  резервуары, должны быть организованы периодические эксплуатационные осмотры  резервуаров н. их оборудования

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. ВНТП 5-95. Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).
2. СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика
3. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.: Недра, 1973.
4. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М.: Недра, 1975.
5. Инженерный справочник. http://www.dpva.info
6. ОАО "АК "Транснефть" http://www.transneft.ru/