Очистка резервуаровОчистка резервуаров
22.07.2020
Своевременная периодическая очистка резервуаров является одним из главных условий обеспечивающих надежность резервуара для хранения различных продуктов. При длительном хранении жидких материалов различной плотности и вязкости с учетом постоянно меняющегося температурного режима хранения, вызванного переменой климатических условий, на днище и стенках резервуара происходит скапливание отложений. Особенно это касается резервуаров, в которых хранят нефть и продукты ее перегонки.
Название: Очистка резервуаров
Описание для анонса: Своевременная периодическая очистка резервуаров является одним из главных условий обеспечивающих надежность резервуара для хранения различных продуктов. При длительном хранении жидких материалов различной плотности и вязкости с учетом постоянно меняющегося температурного режима хранения, вызванного переменой климатических условий, на днище и стенках резервуара происходит скапливание отложений. Особенно это касается резервуаров, в которых хранят нефть и продукты ее перегонки.
Картинка для анонса: Array
Детальное описание: 

stat_11.jpg

Своевременная периодическая очистка резервуаров является одним из главных условий обеспечивающих надежность резервуара для хранения различных продуктов.
При длительном хранении жидких материалов различной плотности и вязкости с учетом постоянно меняющегося температурного режима хранения, вызванного переменой климатических условий, на днище и стенках резервуара происходит скапливание отложений. Особенно это касается резервуаров, в которых хранят нефть и продукты ее перегонки.

Для разных жидких продуктов установлены различные сроки проведения очистки емкостей. Например, периодичность очистки резервуаров для хранения воды зависит от результатов лабораторных анализов предусмотренных производственным контролем качества, но не меньше чем один раз за 12 месяцев. Эти лабораторные исследования проводят в установленные санитарными нормами сроки и оценивают по следующим показателям:

  • микробиологическим;
  • паразитологическим;
  • органолептическим;
  • обобщенным;
  • присутствия органических и неорганических веществ;
  • радиологическим.

В остальных случаях периодичность проведения очистки следующая:

  • для масел, автомобильных бензинов, сжиженных углеводородных газов, азота, водорода и т.д.: не менее одного раза в четыре года.
  • для дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов: не менее одного раза в два года.

Резервуары для мазутов, моторных топлив, присадок и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо опорожнять по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. Также его делают перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой резервуара к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т.д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков.

Нефтешлам, скапливающийся на днище резервуара, представляет собой нетекучее плотное вещество, неравномерно распределенное по всей площади резервуара. В некоторых резервуарах уровень накопления этого осадка достигает до 3 м и объемов до 6000 м³. На стенках резервуара осадок выглядит в виде мягкой плотной массы. Эти донные отложения нефтепродуктов способствуют развитию коррозии, мешают проведению производственных операций, оказывают влияние на свойства хранимого продукта и уменьшают полезный объем резервуара. Для устранения этих негативных явлений регулярно проводится очистка нефтяных резервуаров.

Процесс очистки резервуара предусматривает следующие виды работ:

  • выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта до минимального уровня (до «прохвата» насоса) по зачистной линии в свободный резервуар;
  • отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых заглушек на системах трубопроводов выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске;
  • определяется количество остатка, отбирается проба, определяется объем зачистных работ;
  • проводится инструктаж работников по безопасным методам проведения зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи пострадавшему работнику, по специфическим особенностям резервуара и характерным опасностям, которые могут возникнуть при проведении работ;
  • проверяется исправность подъездных путей, наличие средств пожаротушения, заземления резервуара.
  • оформляется акт о готовности резервуара к проведению зачистки;
  • проводится монтаж/демонтаж технологических люков;
  • выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта из резервуара до минимального уровня насосом;
  • дегазацию;
  • промывку внутренней поверхности резервуара с помощью моечно-пропарочной машины;
  • очистку с днища внутренней поверхности резервуара от шлама вакуумной машиной;
  • монтаж/демонтаж технологических люков;
  • подключение технологических трубопроводов к оборудованию резервуара;
  • утилизация нефтешлама, выдача акта на проведенное опорожнение (зачистку) топливного резервуара, акт на передачу некондиционных нефтепродуктов и нефтешламов.

stat_2.jpg

Самым трудоемким и требующим соблюдения повышенных требований по безопасному ведению работ является подготовительный процесс по откачке отложений. Для выполнения этих работ применяют следующие способы:

  1. Использование струи воды с высоким давлением для размыва отложений.
  2. Размыв осадка нефтью.
  3. Разжижение осадка с помощью растворителей.
  4. Разогрев донных отложений теплоносителями.

Способ размыва водой относится к самым дешевым, более быстрым и относительно безопасным способам подготовки отложений к откачке.
Эта технология предусматривает использование автономных размывающих головок. Они устанавливаются в резервуаре и размывают осадок струей воды под давлением. Но этот способ имеет ряд существенных недостатков. Поэтому чаще всего для размыва отложений в топливных резервуарах используют ручные брандспойты или гидромониторы. В этом случае в воду добавляют различные химические вещества с целью лучшего отделения осадка от стенок и днища топливного резервуара. Размытые отложения откачивают шнековым насосом для последующей фильтрации и переработки в емкость для отстоя.

При втором способе очистка резервуаров от нефтешламов производится нефтяными гидромониторами в закрытом резервуаре. Для этого разогретую струю нефти под давлением направляют на отложения, размывают и перемешивают их с последующей откачкой для отделения твердых фракций. После удаления механических примесей нефть опять разогревают и подают на монитор.

Третий способ предусматривает применение растворителей для разжижения донных отложений при помощи химических веществ. Эти вещества вводятся в осадок и вследствие химических реакций разжижают его до текучего состояния. Полученная суспензия откачивается в отстойник для специальной переработки.

Очистка мазутных резервуаров с помощью теплоносителей является наиболее приемлемым способом. Он заключается в введении через верхние люка под донные отложения паровых мониторов с креплением их на крышках люков. По мониторам подается водяной пар с высокой температурой и вследствие этого происходит процесс разогрева остатков и их разжижение. Одновременно с разогревом отложений над ними происходит создание буферного слоя для поддержания температуры нижней части резервуара. Буферный слой имеет определенную температуру, что способствует разогреванию стенок резервуара и их очищению от налипших остатков мазута. После разогрева эмульсия некоторое время отстаивается. В результате отстоя происходит выпадение твердых примесей на днище резервуара, а разогретый парафин по технологической линии откачивается для обезвоживания, фильтрации и специальной переработки. Таким образом происходит полная очистка резервуаров от нефтепродуктов. После проведения дегазации выполняют процесс сбора выпавшего шлама с последующим его обезвреживанием в высокотемпературной печи.


Резервуарные парки СУГРезервуарные парки СУГ
08.03.2020
Резервуары для СУГ в резервуарных парках следует располагать по одному или группами. Резервуарный парк может состоять из одной или нескольких групп резервуаров. В каждой группе следует размещать резервуары, аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые, изотермические).
Название: Резервуарные парки СУГ
Описание для анонса: Резервуары для СУГ в резервуарных парках следует располагать по одному или группами. Резервуарный парк может состоять из одной или нескольких групп резервуаров. В каждой группе следует размещать резервуары, аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые, изотермические).
Картинка для анонса: Array
Детальное описание: 

12.png

Резервуары для СУГ в резервуарных парках следует располагать по одному или группами. Резервуарный парк может состоять из одной или нескольких групп резервуаров. В каждой группе следует размещать резервуары, аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые, изотермические).
Группы резервуаров для СУГ в зависимости от типа резервуаров, способа хранения и места размещения должны иметь общую вместимость в единицах объема. Горизонтальные цилиндрические и сферические резервуары в группе могут располагаться в один или в два ряда с общей вместимостью, не превышающей установленную для группы. Ряды из горизонтальных цилиндрических резервуаров в группе, должны как правило, примыкать один к другому по короткой стороне. Сферические резервуары (вместимостью до 2000 м 3 включительно) и наземные изотермические резервуары вместимостью до 5000 м 3 включительно размещаются в один или два ряда, наземные изотермические резервуары вместимостью свыше 10 000 м 3 и подземные - в одну линию. Резервуарные парки, группы резервуаров, отдельно стоящие резервуары по периметру должны иметь защитные ограждения.

Хранение СУГ следует предусматривать в резервуарных парках следующими основными способами:

  • в наземных металлических горизонтальных и сферических (шаровых) резервуарах под давлением при температуре не выше (45 °C) и при давлении насыщенных паров, соответствующем температурным условиям наружного воздуха климатической зоны;
  • в наземных и подземных изотермических резервуарах при постоянной температуре, обеспечивающей избыточное давление насыщенных паров в резервуаре, близкое к атмосферному давлению; Допускается хранение СУГ полуизотермическим способом, при реализации которого среда внутри резервуара соответствует изотермическим условиям хранения, а резервуар рассчитан на хранение под давлением, а также комбинированным способом, сочетающим каждый из способов хранения в отдельной группе, содержащей соответствующую технологическую среду.

Резервуарные парки хранения СУГ размещаются на промежуточных, товарных и сырьевых складах организации. В случае необходимости хранения СУГ в объемах, превышающих допускаемые для складской зоны организации, товарные и сырьевые склады должны выноситься за пределы организации на товарно-сырьевую базу.


Резервуарный паркРезервуарный парк
12.02.2020
Резервуарный парк — комплекс взаимосвязанных отдельных резервуаров или их групп для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды и др.); как правило, такой комплекс оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации, а также системой сокращения потерь продуктов.
Название: Резервуарный парк
Описание для анонса: Резервуарный парк — комплекс взаимосвязанных отдельных резервуаров или их групп для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды и др.); как правило, такой комплекс оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации, а также системой сокращения потерь продуктов.
Картинка для анонса: Array
Детальное описание: 
1.png
Резервуарный парк — комплекс взаимосвязанных отдельных резервуаров или их гру

пп для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды и др.); как правило, такой комплекс оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации, а также системой сокращения потерь продуктов.

Резервуарные парки обеспечивают равномерную загрузку магистральных трубопроводов, компенсацию пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, нефтепродуктов и воды промышленными районами и городами, накопление запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определённой кондиции .
Такие парки могут входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз, головных и промежуточных (с ёмкостью) перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и водоводов. В целом, резервуарные парки обеспечивают повышение надёжности систем нефтеснабжения народного хозяйства.

Способы размещения резервуарных парков следующие: наземные, полуподземные , подземные и подводные.

Наземные и полуподземные резервуарные парки для нефти

Наземные и полуподземные резервуарные парки для нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов и легковоспламеняющихся химических продуктов состоят из нескольких групп резервуаров. Ёмкость резервуаров одной группы не превышает 200 тысяч м3. Обычно по периметру они ограничены обвалованием (ограничивающей стенкой), дорогами или противопожарными проездами. Расстояния между резервуарами в резервуарных парках регламентируются санитарными и противопожарными нормами и правилами. Ёмкость наземных и полуподземных резервуарных парков целиком не превышает 1 млн. м3 и зависит от размеров отводимой территории.

3.jpg2.jpg

Подземные резервуарные парки

Подземные резервуарные парки позволяют создать значительные запасы продуктов при небольших площадях по сравнению с наземными или полуподземными. Подземные резервуарные парки сооружаются обычно в отложениях каменной соли или в твёрдых осадочных породах . Подземные резервуарные парки безопасны в пожарном отношении и исключают потери продуктов от испарения.

4.jpg

Подводные резервуарные парки

Подводные резервуарные парки могут сооружаться в бетонных фундаментах морских буровых платформ, состоять из подводных резервуаров или танкеров, используемых в качестве резервуарных парков.

5-1.jpg

Общая тенденция при строительстве и эксплуатации резервуарных парков — повышение безопасности и сокращение потерь продуктов при минимальной их стоимости.


H1 заголовок :  Резервуарный парк
Правила транспортировки резервуаров
11.08.2019
Название: Правила транспортировки резервуаров
Описание для анонса: 
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

Транспортирование и хранение

1. Резервуары перевозят любым видом транспорта в соответствии с правилами, действующими на транспорте конкретного вида.

2. Допускается транспортирование аппарата железнодорожным транспортом на открытых платформах. Аппарат может транспортироваться и другими видами транспорта при условиях надежного крепления и сохранности аппарата от повреждений в соответствии с технической документацией на аппарат.

3. Условия транспортирования аппарата должны обеспечивать сохранность оборудования.

4. Категория и условия транспортирования аппарата должны соответствовать ГОСТ 15150-69.

5. Все отверстия, патрубки, штуцеры и присоединительные фланцы оборудования, а также постановочных блоков и узлов резервуаров закрывают пробками или заглушками для защиты от повреждений и загрязнений уплотнительных поверхностей.

6. При отгрузке сосудов без тары техническая документация крепится непосредственно к резервуару.

7. Условия транспортирования и хранения резервуаров и их элементов должны обеспечивать сохранность качества резервуаров, предохранять их от загрязнения, механических повреждений и деформаций.

8. Запрещается отгрузка аппарата скатыванием.

9. Условия хранения аппарата должны соответствовать ГОСТ 15150-69.

10. Аппараты необходимо хранить на площадках, в местах, исключающих возможность ударов, механических воздействий, наезда транспорта, попадания влаги и пыли внутрь аппарата, на подкладках, исключающих соприкосновение с землей.


Системы пожаротушения резервуаров
17.07.2019
Название: Системы пожаротушения резервуаров
Описание для анонса: 
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

Причинами возникновения пожаров в резервуарах для нефти и нефтепродуктов, могут стать:

  • переполнение при наливе резервуара, что приводит к предельной концентрации взрывоопасной смеси под верхней крышей резервуара;
  • короткие замыкания в цепях систем автоматики;
  • нагрев резервуаров в летний период (особенно в районах с жарким климатом);
  • несоблюдение правил пожарной безопасности на территории нефтебазы или резервуарного парка.

Пожар в резервуаре, как правило, начинается с взрыва паровоздушной смеси в верхней части резервуара, что приводит к подрыву крыши с последующим горением на всей поверхности горючей жидкости.

В начальной стадии горение нефти и нефтепродуктов в резервуаре может сопровождаться мощным тепловым излучением в окружающую среду, а высота светящейся части пламени достигать 1—2 диаметров горящего резервуара.

Во время пожара в резервуаре иногда образуются труднодоступные участки или другими словами «карманы». «Карманы» могут иметь различную форму, площадь и значительно затрудняют тушение пожара.

Своевременное оборудование резервуарных парков системами промышленной и пожарной безопасности на основе современных автоматизированных комплексов позволяют значительно уменьшить риск возникновения пожара и финансовые и материальные потери в случае возгорания.

Системы пожаротушения резервуаров и резервуарных парков могут включать в себя:

  • систему контроля и сигнализации предельных уровней налива;
  • систему блокировки электронасосных агрегатов;
  • систему контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
  • систему пожарной сигнализации;
  • систему пенного пожаротушения;
  • систему предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов;
  • систему оповещения и эвакуации технического и административного персонала;
  • систему связи, управления и видеонаблюдения;
  • систему охранной сигнализации.

Комплекс вышеперечисленного оборудования позволяет в большинстве случаев предотвратить воспламенение нефтепродукта, а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения.

Если же возгорание не удалось предотвратить, необходимо как можно быстрее принять меры к локализации и тушению пожара, спасению людей, технических средств и ценностей, основу которых составляют сами нефтепродукты.

Для тушения пожаров в резервуарах применяют системы пенного тушения, основанные на применении низкократных пеногенераторов ВПГ или ГПС, а также генераторов пены средней кратности.

Системы пенного пожаротушения резервуаров

Системы пенного пожаротушения могут различаться по типу пуска:

  • автоматические;
  • стационарные;
  • xсистемы тушения от передвижной пожарной техники.

По способу подачи пены системы пенного пожаротушения делятся на:

  • систему пожаротушения подачей низкократной пленкообразующей пены сверху (СПС);
  • систему комбинированного тушения пожаров (СКП);
  • систему подслойного пожаротушения (СПТ).

Испытания и приемка резервуаров
06.10.2018
Виды испытаний в зависимости
Название: Испытания и приемка резервуаров
Описание для анонса: Виды испытаний в зависимости
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

1. Резервуары всех типов перед сдачей их заказчику оборудования подвергают гидравлическому испытанию.

2. Резервуары со стационарной крышей без понтона дополнительно испытывают на внутреннее избыточное давление и относительное разрежение.

3. Виды испытаний в зависимости от типа резервуаров бывают следующие:
- визуальный и измерительный контроль сварных соединений;
- механические испытания;
- испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии;
- металлографические исследования;
- стилоскопирование сварных соединений;
- радиографический и ультразвуковой контроль;
- цветная и магнитопорошковая дефектоскопии;
- определение содержания α-фазы;
- гидравлическое и пневматическое испытания на прочность и герметичность.

4. Для проведения испытания резервуара любого типа должна быть разработана программа испытаний, являющаяся составной частью проектов КМ и ППР.
Программа испытаний должна включать в себя:
- этапы испытаний с указанием уровня налива (слива) воды и времени выдержки;
- значения избыточного давления и относительного разрежения, времени выдержки;
- схему проведения визуального осмотра и указания по измерению необходимых геометрических параметров элементов конструкций резервуара и фундамента;
- обработку результатов испытаний, проведение поверочных расчетов (при необходимости), выдачу заключения о пригодности и режиме эксплуатации резервуара.

5. Испытание проводят наливом воды на проектный уровень наполнения продуктом или до уровня контрольного патрубка, предусмотренного для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды следует осуществлять ступенями с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров и измерений в соответствии с программой испытаний. Испытание под пробным давлением проводят постепенным нагнетанием давления до назначенного значения и последующей выдержкой под ним.

6. Резервуары для хранения жидкостей с плотностью, превышающей плотность воды, а также находящиеся на объекте, где отсутствует возможность заполнения его водой, допускается испытывать иными методами по согласованию с органами Ростехнадзора. До проведения испытаний корпуса резервуара на прочность и устойчивость все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков и патрубков в стенку и крышу, а также сопряжение стенки с крышей и днищем должны быть проконтролированы на герметичность.

7. Испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С. При температуре ниже 5 °С испытания резервуаров допускаются при условии разработки программы испытаний, предусматривающей мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

8. По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из-под края днища или появления мокрых пятен на поверхности испытание необходимо прекратить, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита.

9. Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживают под нагрузкой в течении срока, указанного в КД.

10. Стационарную крышу резервуара без понтона испытывают на избыточное давление при заполненном водой резервуаре до отметки на 10 % ниже проектной с 30-минутной выдержкой под созданной нагрузкой. Давление создается подачей воды при всех герметично закрытых люках крыши. В процессе испытания резервуара на избыточное давление проводят визуальный контроль 100 % сварных швов стационарной крыши резервуара.

11. Устойчивость корпуса резервуара проверяют созданием относительного разрежения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разрежение в резервуаре создается сливом воды при герметично закрытых люках на крыше.

При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин) стенки и крыши считают выдержавшими испытание на относительное разрежение.

12. Избыточное давление принимают на 25 %, а относительное разрежение - на 50 % больше проектного значения (если в проекте нет других указаний).

13. Резервуар считают выдержавшим испытания, если в течение указанного времени на поверхности стенки и по краям днища не появляется течи и уровень воды не снижается.

14. После приемочных испытаний приварка к резервуару любых деталей и элементов конструкций не допускается. На резервуаре допускается проведение работ по противокоррозионной защите, устройству теплоизоляции и установке оборудования, предусмотренных проектной документацией.

15. После завершения испытаний резервуара на основании проведенного визуально-измерительного контроля параметров его элементов, включая контроль состояния сварных швов (при необходимости физическими методами), должна быть проведена оценка фактического технического состояния металлоконструкций, основания и фундамента резервуара.

16. Основные требования к организации и проведению испытаний 16.1 Испытания резервуаров на прочность, устойчивость и герметичность должны проводиться после завершения всех монтажно-сварочных работ, контроля качества всех элементов его конструкции, включая сварные соединения, и их приемки техническим надзором.

16.2 Испытания резервуара проводят по технологической карте испытаний, разработанной в составе проекта производства работ. В технологической карте должны быть предусмотрены: последовательность и режимы проведения гидравлических испытаний; испытаний на избыточное давление и относительное разрежение (вакуум); разводка временных трубопроводов для подачи и слива воды с размещением предохранительной и запорной арматуры; пульта управления; требования безопасности труда при проведении прочностных испытаний резервуара.

16.3 Временный трубопровод для подачи и слива воды из резервуара должен быть выведен за пределы обвалования. Схема слива воды из резервуара должна быть разработана применительно к каждому конкретному случаю в технологической карте испытаний, утвержденной заказчиком. При испытаниях группы резервуаров воду перекачивают из одного резервуара в другой, а из последнего, например, в противопожарный или временный водоем.

16.4 Диаметр трубопровода подачи и сброса воды должен быть выбран расчетом с целью обеспечения предусмотренной производительности заполнения и сброса воды из резервуара. Трубопровод должен быть испытан на давление Р = 1,25 Рраб.

16.5 Кроме рабочей схемы подачи и слива воды должна быть предусмотрена схема аварийного слива воды из резервуара, которая должна быть задействована в случае образования трещины в его корпусе. Для аварийного слива воды рекомендуется использовать один из приемораздаточных патрубков и технологический трубопровод с установленной на нем задвижкой за пределами обвалования.

16.6 На все время испытаний резервуара должны быть установлены границы опасной зоны и ограничены предупредительными знаками и знаками безопасности. Если вокруг испытываемого резервуара сооружено обвалование или защитная стенка, то они являются границей опасной зоны. В случае испытаний резервуаров без обвалований границу опасной зоны устанавливают радиусом, проведенным от центра резервуара, равным двум диаметрам резервуара.

16.7 Безопасность при проведении испытаний должна обеспечиваться выполнением мероприятий по технике безопасности.

17. Испытания проводятся монтажником при участии представителей технического надзора заказчика и авторского надзора проектировщика. После окончания испытаний составляется акт установленной формы.

18. После завершения испытаний составляется акт установленной формы между монтажником и заказчиком о завершении монтажа металлоконструкций резервуара и приемке резервуара для выполнения антикоррозионной защиты, установки оборудования и других работ.


Покрытия для резервуаров
19.09.2018
Название: Покрытия для резервуаров
Описание для анонса: 
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

1.1 Резервуары эксплуатируются в промышленной атмосфере различных климатических зон: умеренного, умеренно-холодного и холодного климатов.

1.2 Коррозионная активность окружающей среды определяется комплексным воздействием на антикоррозионное покрытие следующих факторов: температуры и относительной влажности воздуха, солнечной радиации, суточным перепадом температур, образованием конденсата на поверхности резервуара, наличием загрязнений в атмосфере (диоксид серы и другие коррозионно-активные газы). В отдельных регионах возможно также механическое истирающее воздействие твердыми частицами (например, песком), переносимыми ветром. Температура эксплуатации наружного покрытия составляет -60.. .+80°С.

1.3 Условия эксплуатации резервуаров для хранения нефти разделяют по следующим категориям атмосферной коррозионной активности (ИСО 12944-1):

  • - С3 (средняя) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вдали от рек и морей (скорость коррозии стали составляет не более 0,1 мм/год);
  • - С4 (высокая) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вблизи рек и других водоемов с пресной водой или незначительной засоленностью (скорость коррозии стали составляет от 0,1 до 0,3 мм/год);
  • - С5-М (очень высокая, морская) - прибрежные области с большой засоленностью, морская атмосфера (скорость коррозии стали составляет более 0,1 мм/год).

2 Технические требования к ЛКМ и системам лакокрасочных покрытий для наружной поверхности резервуаров

2.1 Наружное покрытие резервуаров должно обеспечивать антикоррозионную защиту резервуара в промышленной атмосфере макроклиматических зон умеренного и холодного климата.

2.2 Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара.

2.3 Покрытие должно быть стойким к кратковременному воздействию хранящегося в резервуаре продукта на случай облива наружной поверхности в процессе эксплуатации резервуара, стойким и химически нейтральным к моющим средствам.

2.4 Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия.

2.5 Поверхность покрытия должна быть однородной, иметь низкое грязеудержание.

2.6 Цвет покрывного ЛКМ наземного резервуара должен быть светлым.

2.7 Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации.

2.8 Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

3 Антикоррозионные покрытия для наружной поверхности резервуаров

3.1 Покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров представляют собой комплексные системы покрытий, состоящие из одного или нескольких слоев ЛКМ различных классов: эпоксидных, полиуретановых и других.

3.2 Для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров используют 2 вида покрытий:

  • - системы покрытий с грунтовками, содержащими цинк;
  • - системы покрытий с грунтовками, содержащими прочие антикоррозионные пигменты и наполнители.

3.3 Системы покрытий могут быть комбинированными, т.е. включать ЛКМ на основе различных видов материала. В комбинированных системах покрытий, включающих эпоксидные и полиуретановые ЛКМ, эпоксидные ЛКМ используют только в качестве грунтовочных и промежуточных слоев, отделочный верхний слой выполняют материалом на основе полиуретановых материалов.

3.4 Системы покрытий с цинксодержащими грунтовками используют для антикоррозионной защиты в тех случаях, когда нет возможности произвести оцинковку поверхности резервуара.

4 Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара

4.1 Антикоррозионная защита резервуаров ЛКП производится в следующей последовательности:

  • - подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;
  • - подготовка металлической поверхности резервуара перед окрашиванием;
  • - окраска наружной поверхности резервуара, включая верхнюю поверхность плавающей крыши, верхний пояс резервуара с плавающей крышей, конструкции и трубопроводы в пределах каре;
  • - отверждение покрытия;
  • - контроль качества покрытия;
  • - устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

5 Выбор системы покрытия для наружной поверхности резервуара

1 Выбор системы покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара определяется следующими факторами:

  • - состоянием резервуара;
  • - категорией атмосферной коррозионной активности;
  • - применяемой грунтовкой;
  • - суммарной толщиной покрытия;
  • - необходимым сроком службы.

6 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВНУТРЕННЕЙ И НАРУЖНЕЙ  ПОВЕРХНОСТЕЙ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1 Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

6.1.1 Степени агрессивного воздействия сред разделяют на:

  • - слабоагрессивные;
  • - среднеагрессивные;
  • - сильноагрессивные.

6.1.2 Внутреннее покрытие резервуаров должно обладать стойкостью к хранящимся в резервуаре продуктам.

6.1.3 Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара в процессе его эксплуатации.

6.1.4 Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации.

6.1.5 Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия.

6.1.6 Покрытие должно иметь прочное сцепление с металлической поверхностью.

6.1.7 Поверхность покрытия должна быть однородной и легко поддаваться очистке от хранящегося в резервуаре продукта перед проведением осмотров.

6.1.8 Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

6.1.9 Удельное объемное сопротивление покрытия не нормируется.

6.2 Типы антикоррозионных покрытий для наружней поверхности резервуаров

6.2.1 Для антикоррозионной защиты наружней поверхности резервуаров используют покрытия нормального, усиленного и особо усиленного типа. Все покрытия разделяются на 5 групп:

  • - № 1 - покрытия нормального типа на основе эпоксидных ЛКМ суммарной толщиной до 300 мкм;
  • - № 2 - покрытия нормального типа на основе однокомпонентных полиуретановых ЛКМ толщиной 200-500 мкм;
  • - № 3 - однослойные покрытия усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка толщиной 500-600 мкм;
  • - № 4 - покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные стекломатами;
  • - № 5 - покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные рубленым стекловолокном.

6.2.2 Покрытия нормального типа №№ 1 и 2 применяют при слабоагрессивных условиях эксплуатации для защиты всей поверхности, как вновь строящихся резервуаров, так и резервуаров, прошедших текущий или капитальный ремонт. При средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации применяют покрытия №№ 3 ... 5 для защиты поверхностей при средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации, особенно при возможности коррозионных поражений днища со стороны основания.

Покрытия, армированные рубленым стекловолокном, применяют также для защиты крыши при сильноагрессивных условиях эксплуатации.

6.2.3 Покрытия особо усиленного типа применяют как для защиты вновь строящихся резервуаров, так и для восстановления резервуаров, выведенных в ремонт, что позволяет сократить объемы предварительно выполняемых ремонтных работ.

6.3 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.3.1 Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуара и конструкционных элементов, находящихся внутри резервуара, может выполняться как одной, так и несколькими системами покрытий различного типа по высоте резервуара.

6.3.2 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара и его конструкционных элементов производится с учетом следующих факторов:

  • - типа резервуара;
  • - состояния резервуара;
  • - условий эксплуатации;
  • - результатов диагностики резервуара, находящегося в эксплуатации;
  • - необходимого срока продления службы резервуара, находящегося в эксплуатации;
  • - химической нейтральности к средствам пенотушения.

6.3.3 При возможности хранения в резервуаре нескольких видов нефти с различной степенью агрессивности выбор покрытий производят для наибольшей степени агрессивности.

6.4 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.4.1 Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными покрытиями производится в следующей последовательности:

  • - подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;
  • - подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской;
  • - окраска внутренней поверхности резервуара, включая элементы конструкций и трубопроводы внутри резервуара;
  • - отверждение покрытия;
  • - контроль качества покрытия;
  • - устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

6.4.2 Антикоррозионную защиту производят в соответствии с типовыми технологическими схемами, каждая из которых объединяет несколько типов покрытий (см. таблицу 1).

Таблица 1

Типовые технологические схемы и типы применяемых покрытий

№ типовой технологической схемы Типы применяемых покрытий
1 Покрытия нормального и усиленного типа (№ 1, 2, 3)
2 Покрытия особо усиленного типа (№ 4, 5)

6.5 Последовательность проведения работ по антикоррозионной защите внутренней поверхности резервуара покрытиями различного типа

6.5.1 Общие положения

6.5.1.1 Для предотвращения повреждения покрытия в процессе антикоррозионной защиты должно соблюдаться общее требование при производстве работ: подготовка поверхности и окраска производятся поэтапно с учетом производительности оборудования и жизнеспособности двухкомпонентных ЛКМ.

6.5.1.2 Особенности защиты резервуаров разной конструкции обусловлены наличием понтона или плавающей крыши и применением для защиты днища и первого пояса покрытий особо усиленного типа.

6.5.2 Резервуары со стационарной крышей (РВС)

6.5.2.1 При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутреннюю поверхность окрашивают полностью.

6.5.2.2 При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты:

  • - крышу, боковую поверхность, за исключением первого пояса на всю высоту +100 мм, и металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу и верхний пояс на всю высоту +100 мм защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);
  • - первый пояс на всю высоту +100 мм, трубопроводы и металлоконструкции в пределах этой зоны, днище - покрытие особо усиленного типа.

6.5.3 Резервуары со стационарной крышей и понтоном (РВСП)

6.5.3.1 В резервуарах типа РВСП средние пояса в зоне движения понтона не окрашиваются.

6.5.3.2 Понтон, выполненный из алюминия, антикоррозионной защите не подлежит.

6.5.3.3 При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутренняя поверхность, за исключением средних поясов в зоне движения понтона, подлежит антикоррозионной защите в последовательности: крыша, верхний пояс, верхняя и нижняя поверхность и борта стального понтона, первый пояс, трубопроводы и металлоконструкции внутри резервуара и днище.

6.5.3.4 При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты резервуара:

  • - крышу, верхний пояс, верхнюю, нижнюю поверхности и борта стального понтона, металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);
  • - первый пояс на всю высоту +100 мм, опорные стойки понтона и трубопроводы в пределах этой высоты, днище - покрытием особо усиленного типа.

6.5.3.5 Антикоррозионную защиту крыши и верхнего пояса производят до монтажа алюминиевого понтона.


Правила проведения ремонтных работ
22.07.2018
Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.
Название: Правила проведения ремонтных работ
Описание для анонса: Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.

При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

  • трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окрайка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • - трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу (трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • - трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;
  • - выпучины, вмятины и складки на днище;
  • - трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (главным образом, в нижних поясах).

Содержание:

  • 1. Общие положения
  • 2. Подготовительные работы
  • 3. Ремонт металлоконструкций
  • 4. Ремонт основания и фундамента
  • 5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ
  • 6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ
  • 7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой
  • 8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров
  • 9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции

1. Общие положения

1.1. Требования Руководства распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.

1.2. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

  • - трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окрайка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • - трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и по основному металлу (трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);
  • - трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;
  • - выпучины, вмятины и складки на днище;
  • - трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (главным образом, в нижних поясах). Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по основному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров, в местах присоединения трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;
  • - непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;
  • - не герметичность (отпотины) в сварных, клепаных соединениях и основном металле днища, стенки, кровли и понтона;
  • - изменения геометрической формы верхних поясов стен резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;
  • - коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;
  • - значительные деформации и разрушения отдельных несущих конструктивных элементов покрытия резервуара;
  • - отрыв центральной стойки от днища резервуара;
  • - отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;
  • - затопление понтона с образованием деформации направляющих труб, стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона;
  • - повреждения, провисания и потеря эксплуатационных свойств резинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов;
  • - обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкерного столика у резервуаров повышенного давления;
  • - деформация днища по периметру резервуара;
  • - значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки основания);
  • - потеря устойчивости обвязочного уголка в сопряжении стенок с днищем, а также потеря устойчивости элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм в горизонтальных резервуарах;
  • - осадка опор (фундаментов) горизонтальных резервуаров.

1.3. Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых:

  • - износ конструкций;
  • - охрупчивание металла при низких температурах;
  • - наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и др.), являющихся концентраторами напряжений;
  • - скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара;
  • - нарушение технологии монтажа и сварки;
  • неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований;
  • - коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах нефтепродуктов с повышенным содержанием серы;
  • - нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня их заполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

1.4. Руководство предусматривает типовые виды работ, выполняемые при ремонтах:

техническое обслуживание:

  • - проверка герметичности разъемных соединений, а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара;
  • - исправление сальниковых уплотнений и замена прокладок при обнаружении течи;
  • - осмотр состояния резервуарного оборудования (люки, клапаны, предохранители, система пожаротушения и т.д.):
  • - осмотр технического состояния окрайков днища и уторного сварного шва, отмостков;
  • - проверка работы хлопуши;
  •  
  •  
  • - проверка горизонтальности поверхности понтона, плотности прилегания затвора к стенке резервуара, наличие повреждений проводов для отвода статического электричества;
  • - измерение защитного потенциала днища;
  • - нивелировка окрайков днища;
  • - составление дефектной ведомости для очередного планового ремонта.

текущий ремонт:

  • - работы, предусмотренные техническим обслуживанием;
  • - зачистка и дегазация резервуара;
  • - проверка и ремонт сварных швов;
  • - ремонт и покраска верхней части понтона;
  • - ремонт затвора понтона и устройства для отвода статического электричества;
  • - наружная окраска резервуаров;
  • - ремонт систем орошения и пожаротушения;
  • - ремонт протекторной защиты;
  • - наложение одиночных и групповых заплат;
  • - проверка и ремонт поручней, стоек, лестниц.

капитальный ремонт:

  • - работы, предусмотренные текущим ремонтом;
  • - замена поясов резервуара, участков днища, кровли резервуара, несущих конструкций перекрытия;
  • - ремонт днища без замены листов, верхнего уторного уголка;
  • - ремонт понтона;
  • - демонтаж и удаление понтона не подлежащего ремонту;
  • - демонтаж и монтаж поручней, стоек и бортовых полос на площадках кровли и лестницах по всему периметру;
  • - демонтаж, ремонт и монтаж клапанов, хлопуш и управления к хлопушам, предохранителей и систем орошения;
  • - исправление осадок (кренов), укрепление основания фундамента;
  • - нанесение защитных антикоррозионных покрытий;
  • - испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

1.5. Ремонты проводят по графикам. Периодичность ремонтов не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.

Периодичность каждого вида ремонта устанавливается в зависимости от скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации и в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

4.1.6. Работы по ремонту резервуаров следует проводить в соответствии с действующими нормативными техническими документами, а также с учетом требований безопасности в строительстве.

4.1.7. Работники, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по их выполнению, а также инструктаж и проверку знаний по правилам безопасности проведения этих работ.

. Подготовительные работы

2.1. Подготовку резервуара к ремонтным работам начинают с его пропарки, естественного и искусственного вентилирования.

2.2. Необходимым условием выполнения ремонтных огневых работ на резервуарах является предварительная полная зачистка их от остатков нефтепродуктов, обеспечение пожаровзрывобезопасности.

2.3. Все технологические операции по зачистке резервуаров должны выполняться в соответствии с «Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов» и настоящими Правилами.

2.4. Руководитель предприятия, исходя из существующей структуры управления, должен утвердить инструкции, конкретизирующие права и обязанности лиц, ответственных за выполнение подготовительных и зачистных работ.

2.5. Работы по подготовке к ремонту резервуара с ведением огневых работ могут проводится только при наличии наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

2.6. Подготовительные работы включают также подготовку территории резервуарных парков и подготовку технических средств, оборудования, инструментов и пр. необходимого для выполнения работ.

На территории резервуарного парка, освобожденного от постороннего оборудования и каких-либо предметов, следует разместить необходимые для ремонта резервуара технические средства, оборудование, приспособления, инструмент и подручные средства:

  • - грузоподъемные механизмы (автокран, тельфер, тали);
  • - транспортные средства (грузовая машина, автопогрузчик 1,5 - 3 т.);
  • - тяговые средства (трактор; лебедки);
  • - оборудование для резки металла (газорезка, воздушно-дуговая резка);
  • - источники питания для электросварки (сварочные преобразователи, сварочные трансформаторы);
  • - оборудование для производства огневых работ (ручная электродуговая сварка, сварка автоматом и др.);
  • - вспомогательное оборудование, приспособления, инструмент (скобы, клинья, тросы, стяжки, молотки, зубила, кувалды и др.);
  • - материалы (сталь сортаментная, швеллеры, уголки, балки и др.);
  • - оборудование и материалы для проведения ремонта безогневым методом (композиты, средства для "холодной" сварки);
  • - приборы и приспособления для испытаний на герметичность и прочность;
  • - измерительные инструменты;
  • - индивидуальные средства защиты работающих.

2.7. Все применяемые машины, оборудование, инструмент и приспособления должны быть в исправном состоянии, снабжены паспортом или свидетельством о проведенной проверке или испытании.

2.8. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных смол, синтетических клеев, и металлопластиков требуются материалы в соответствии с техническими условиями и государственными стандартами (для отечественных материалов) или по условиям договора (для иностранных материалов).

2.9. Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:

  • - начинать работу только при наличии письменного разрешения руководителя предприятия, согласованного с пожарной охраной;
  • - обеспечить последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;
  • - отвечать за правильность и надежность отключения резервуара от всех трубопроводов с помощью установки на них заглушек, а также выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске;
  • - проверить исправность средств пожаротушения и заземления резервуара;
  • - обеспечить проведение анализов воздушной среды в период подготовки резервуара к зачистке в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88*;
  • - проверить качество выполненных подготовительных работ и сдать резервуар назначенной комиссии для последующего выполнения в нем зачистных работ.

2.10. Перед началом работ по зачистке и ремонту работники проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ, Работники, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются.

2.11. Работники, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по зачистке работники обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиной более 10 м следует применять их с принудительной подачей воздуха.

При работе внутри резервуара одновременно двух человек воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов как снаружи, так и внутри резервуара.

Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха.

2.12. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии работника, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу.

2.13. Наблюдающий обеспечивается такими же защитными средствами и спецодеждой, что и работающий внутри резервуара.

Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему.

Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего не должны проводиться. Ответственный за проведение зачистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом, контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие работников.

2.14. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только обмедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т.п.

Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.

2.15. По окончании подготовительных работ составляется акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ (приложение 14).

3. Ремонт металлоконструкций

Текущий и капитальный ремонты резервуаров следует производить по календарному графику, составленному на каждом предприятии, эксплуатирующем резервуары, в соответствии с «Системой планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов магистральных нефтепродуктопроводов».

График составляется с учетом особенностей эксплуатации резервуаров и утверждается главным инженером предприятия.

3.1. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли или понтона (плавающей крыши) подлежат удалению и ремонту.

3.2. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

3.3. Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками.

3.4. Дефектные участки сварных соединений удаляют:

  • - вырубкой пневматическим (ручным) зубилом;
  • - вырезкой абразивным кругом;
  • - вырезкой газовой резкой или вырезкой воздушно-дуговой резкой.

Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае, если вырубка выполняется при положительной температуре окружающего воздуха.

3.5. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Рекомендуемый режим резки металла приведен в таблице 7.

Таблица 7

Размер канавки, ммРабочее давление газа, МПа
ширинаглубинакислородацетиленкоксовый или природный
12345
5 - 152 - 100,8 - 1,2не менее 0,01Не менее 0,02
Скорость резания, м/минРасход газа
кислородацетиленкоксовый или природный газ
6789
0,5 - 5,074Для РПА-2 - 1,24,5

Примечание.. Глубина канавки и скорость резки зависят от угла наклона резака. 3.6. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку и т.д., а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали производится воздушно-дуговой резкой. Рекомендуемые режимы воздушно-дуговой резки приведены в таблице 8.

Таблица 8

Диаметр электрода, ммСила тока, АНапряжение сети, ВСкорость строжки, мм/минШирина канавки, мм
12345
6270 - 30035 - 45770 - 5706,5 - 8,5
8360 - 40035 - 45900 - 6408,5 - 10,5
10450 - 50035 - 451000 - 70010,5 - 12,5
12540 - 60035 - 451000 - 70012,5 - 14,5
Глубина канавки, ммРасход
электроэнергии, кВт-ч/мэлектрода, мм/мсжатого воздуха, л/м
6789
3 - 40,13100 - 110600
4 - 50,1785 - 90650
5 - 60,2155 - 60700
6 - 80,2450 - 55800

4. Ремонт основания и фундамента

4.1. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:

  • - исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;
  • - исправление просевших участков основания;
  • - заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;
  • - ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);
  • - исправление отмостки.

4.2. При ремонте основания для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («черный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

4.3. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (в % по объему):

  • - песок крупностью 0,1 - 2 мм - от 80 до 85;
  • - песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 20 до 15.

Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве от 1,5 до 5 % от объема всего грунта. Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

4.4. В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы, мазуты, каменный деготь и полугудроны по техническим условиям.

Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по вместимости смеси.

4.5. При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.

Для выполнения ремонта основания в зимних условиях «черный» грунт следует укладывать подогретым до 50-60°С.

4.6. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится.

4.7. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

4.8. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают на них гидроизолирующий слой.

5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ

5.1. Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна соответствовать действующим стандартам или техническим условиям (на основании сертификатов) и предварительно очищена от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и других загрязнений. Для ремонта резервуаров следует применять спокойные стали по ГОСТ 380. Допускается использование кипящих сталей по ГОСТ 380 для ремонта стенки и днища резервуаров емкостью 3 - 5 м3, а также колеи жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех емкостей в районах с расчетной температурой до -30°С.

5.2. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и других приспособлений, а также измерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность (линейки, рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502).

5.3. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также быть комбинированными (из дерева и тонкого стального листа), шаблоны для резки заготовок - из картона и дерева.

Шаблоны следует изготовлять с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке (1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м) и припусков на обработку (+1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм).

5.4. Древесина для шаблонов применяется высушенная, из хвойных пород; картон - плотный толщиной 1,5 - 3,0 мм.

5.5. Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей, вырывов и шероховатостей, превышающих 1 мм.

5.6. Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняется в соответствии с ГОСТ 5264.

5.7. Сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм - встык; размер нахлестки рекомендуется не менее 30 - 40 мм; зазор между листами не должен превышать 1,0 мм.

5.8. Элементы (накладки), свариваемые внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара.

5.9. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара на 1 - 2,5 м, в зависимости от диаметра резервуара.

Концы листов (вставок) подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами (на длине по дуге 1,5 и 3,0 м) и листом толщиной 6 мм и более после вальцовки не должен превышать соответственно 2 и 4 мм.

Не допускается искривление листа (конусность). Углы элементов вставок и накладок закругляют.

5.10. Расстояние между непараллельными сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара - не менее 500 мм.

5.11. При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных приспособлений.

5.12. Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.

5.13. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина - 50 - 60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400 - 500 мм.

5.14. Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.

5.15. При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки соответствующих типов сталей.

5.16. При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.

5.17. Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.

Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предварительной разметке с выпуклой стороны.

Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура нагрева для углеродистой стали должна быть не менее 700 - 850°С.

Температуру нагрева металла рекомендуется определять с помощью термоиндикаторных карандашей или температурной шкалы цветов нагрева стали, приведенной в таблице 9.

Таблица 9

Температурная шкала цветов нагрева стали

Цвет нагреваТемпература нагрева, °С
Темно-коричневый550 - 580
Коричнево-красный580 - 650
Темно-красный650 - 730
Темно-вишнево-красный730 - 770
Вишнево-красный770 - 800
Светло-вишнево-красный800 - 830
Светло-красный830 - 900

Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна исключать закалку, коробление, трещины, надрывы. Для регулирования скорости охлаждения используется пламя горелки.

5.18. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.

5.19. Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже -25°С ударными инструментами запрещается.

5.20. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку. Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов резервуаров не допускается.

5.21. Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10°С. Сварку при более низких температурах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур (приложение 15).

5.22. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ к которым они могут быть допущены. Механизированная сварка выполняется сварщиками, прошедшими обучение по управлению указанной аппаратурой и получившими об этом соответствующие удостоверения. Сварщики на месте работы проходят технологическое испытание в условиях, тождественных с теми, в которых будет проводиться сварка конструкций.

Сварочные работы выполняются по утвержденным технологическим картам.

5.23. При выполнении сварочных работ при ремонте и исправлении дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

  • - сварка стыковых швов окрайка днища должна выполняться на соответствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается:
  • - конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;
  • - технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 - 6 мм, длину на 100 - 150 мм более длины дефектного места и ширину не менее 100 мм;
  • - вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, причем вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

При необходимости удаления вертикального шва по всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт производить участками, не превышающими высоту пояса; вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая их с наружной и с внутренней стороны резервуара; соединение листов кровли и днища резервуара должно выполняться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

5.24. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200 - 250 мм. Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла в соответствии с таблицей 10.

Таблица 10

Толщина листов, мм4 - 56 - 78 - 910 - 1212 - 14
Число слоев122 - 33 - 43 - 4

5.25. Многослойную сварку стыков на низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200°С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 - 3 мм от ближайших границ проплавления.

5.26. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ и швов, прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответствии с требованиями ГОСТ 8713-79 «Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».

5.27. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.

5.28. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по контуру) коробчатых элементов.

6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ

Ремонт с помощью компонентов на основе эпоксидных смол

6.1. Исправление дефектных мест с использованием эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции и при ремонте резервуаров и понтонов применяют только для герметизации:

  • - внутренней поверхности резервуаров, кровли и верхних поясов, которые имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;
  • - сварных соединений, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних поясах стенки;
  • - поплавков понтона;
  • - клепаных соединений резервуаров;
  • - прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

6.2. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации.

6.3. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров нефтепродукта). Правила охраны труда при работе с эпоксидными составами приведены в приложении 16.

6.4. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6 - 8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.

6.5. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40 - 80 мм с помощью безыскровых приспособлений.

6.6. Для ремонта резервуаров рекомендуется применить эпоксидные композиции (клей) холодного отвердения, составы которых приведены в таблице 11.

Таблица 11

Составы клеевых композиций

КомпонентСостав (в массовых частях)
III
Смола эпоксидная непластифицированная ЭД-20100100
Дибутилфталат (пластификатор)15-
Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20-50
Пудра алюминиевая (наполнитель)1010
Полиэтиленполиамин (отвердитель)1010

Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно пластификатора.

6.7. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клее на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

Составы клеевых композиций приведен&l


Системы защиты резервуаров и их обслуживание
25.05.2018
Название: Системы защиты резервуаров и их обслуживание
Описание для анонса: 
Картинка для анонса: 
Детальное описание: 

1.Молниезащита

1. Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти (далее резервуары) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД.

2 .Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.

3. Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м3 защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами.

4. В качестве заземлителей защиты резервуаров от прямых ударов молнии необходимо применять искусственные заземлители, проложенные в земле и размещенные не реже чем через 50 м по периметру основания резервуара, к которым должен быть присоединен корпус резервуара (число присоединений - не менее двух в диаметрально противоположных точках).

5. На резервуарах РВС для защиты от электростатической индукции необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара.

6. Защита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным металлическим коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к заземлителям.

Ввод линий электропередачи, сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой или кабелями, проложенными в металлических трубах и коробах.

7 .Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм2.

8. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом.

9. При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод присоединяется к искусственному заземлителю, состоящему из 3-х и более вертикальных электродов длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Токоотводы и заземлители выбираются в соответствии с требованиями действующей НТД.

10. При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график планово-предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств. В случае выявления механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить текущий или капитальный ремонт.

11. Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться 1 раз в год перед началом грозового сезона.

2. Система пожаротушения

2.1 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков является составной частью системы пожаротушения.

2.2 Системы автоматического пожаротушения и сигнализации, установленные и введенные в эксплуатацию в резервуарных парках, должны соответствовать требованиям нормативной документации и проектной документации.

2.3 Приемные станции и узлы управления следует размещать в помещениях с круглосуточным обслуживающим персоналом.

2.4 В резервуарных парках применяется пожаротушение воздушно-механической пеной средней и низкой кратности.

2.5 Все виды работ по технике обеспечения работы системы (установок) пожаротушения должны выполняться специалистами, прошедшими соответствующую подготовку, а в отдельных случаях - на договорной основе организациями, имеющими лицензию органов управления Государственной противопожарной службы (ГПС) на право выполнения работ по наладке и техническому обслуживанию установок пожаротушения.

2.6 Лиц, ответственных за техническое обслуживание систем пожаротушения, руководители эксплуатирующих предприятий назначают приказом (с записью в должностных инструкциях).

2.7 Установки пожарной автоматики должны постоянно находиться в дежурном режиме работы.

Руководитель, ответственный за эксплуатацию систем пожаротушения, несет ответственность за техническое состояние, отказы и срабатывания пожарной автоматики.

В процессе эксплуатации запрещаются отключение установки пожарной автоматики, перевод из режима автоматического управления на ручной пуск или кратковременный вывод из эксплуатации в период проведения плановопредупредительных или иных ремонтных работ.

Внесение изменений в систему пожаротушения должно быть согласовано с проектной организацией или Государственной противопожарной службой МВД.

2.8 Решение о переводе автоматической установки пожаротушения в режим ручного пуска должно быть согласовано с пожарной охраной объекта.

3 Система защиты резервуаров от статического электричества

3.1 Для обеспечения электростатической искробезопасности резервуаров необходимо:

  • заземлить все электропроводные узлы и детали резервуаров;
  • исключить процессы разбрызгивания и распыления нефти;
  • ограничить скорости истечения нефти при заполнении резервуаров и размыве донных отложений допустимыми значениями.

3.2 Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования или молниезащиты.

Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается до 100 Ом.

3.3 Резервуар считается электростатически заземленным, если сопротивление в любой точке его внутренней и внешней поверхностей относительно контура заземления не превышает 107 Ом. Измерения этого сопротивления должны производиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 %, причем площадь соприкосновения измерительного электрода с заземляемой поверхностью не должна превышать 20 см2; при измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности резервуара, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами.

3.4 Заземление заглубленного резервуара должно быть выполнено путем заземления его арматуры.

3.5 Технологические трубопроводы и оборудование, расположенные в резервуарном парке и на резервуарах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух местах.

3.6 Плавающая крыша или понтон резервуара должны быть соединены с корпусом резервуара гибкими металлическими перемычками. При этом число перемычек должно быть не менее двух. Если понтон изготовлен из диэлектрика, защита должна осуществляться по специальному проекту.

3.7 Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефти незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается. При применении поплавковых или буйковых уровнемеров их поплавки должны быть изготовлены из электропроводного материала и при любом положении иметь надежный контакт с заземлением.

Применение неэлектропроводных плавающих устройств и предметов, предназначенных для уменьшения потерь нефти от испарения, допускается только по согласованию со специализированной организацией, занимающейся защитой от статического электричества в данной отрасли.

3.8 При начале заполнения порожнего резервуара нефть должна подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления приемо-раздаточного патрубка в резервуаре без понтона или плавающей крыши и до всплытия плавающей крыши или понтона в резервуарах с плавающей крышей и понтоном.

3.9 Во избежание искрообразования ручной отбор проб и (или) измерение уровня нефти через замерный люк выполнять не ранее чем через 10 минут после прекращения операции закачки (откачки).

При этом устройства для проведения измерений должны быть изготовлены из токопроводящих материалов с удельным объемным электрическим сопротивлением меньше 105 Ом×м и заземлены.

3.10 На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. В первые два года эксплуатации необходимо следить за осадкой грунта над заземляющими устройствами. При осадке грунт нужно досыпать и тщательно утрамбовывать.

3.11 Обслуживание устройств защиты от статического электричества должно проводиться согласно графику ППР. Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от статического электричества должно производиться не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта (летом - при наибольшем просыхании или зимой - при наибольшем промерзании почвы).

При текущем осмотре и ремонте защитных устройств необходимо проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами, выявить подлежащие замене или усилению элементы защитных устройств и определить необходимые мероприятия по защите элементов этих устройств от коррозии.

3.12 Результаты проверочных испытаний, осмотров и ремонтов защитных устройств должны заноситься в журнал «Эксплуатации молниезащиты и устройств защиты от статического электричества». К журналу должны быть приложены исполнительные схемы системы молниезащиты и защиты от статического электричества и акты о выборочных вскрытиях и осмотрах заземляющих устройств.

4 Система предупреждений аварий и повреждений

4.1. Основными контролируемыми параметрами являются:

  •  предельные уровни нефти в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте резервуара);
  •  давление парогазовой смеси в резервуаре;
  •  уровень загазованности территории резервуарного парка за счет выбросов углеводородов из резервуаров, фланцевых соединений и т.д..

4.2. Для автоматического контроля предварительно устанавливаемого верхнего и нижнего предельных уровней нефти в резервуаре используют сигнализаторы уровня различных модификаций, основанных на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля.

4.3 При достижении максимального (минимального) аварийного уровня нефти в резервуаре на операторном щите появляется светозвуковой сигнал, обязывающий оператора совместно с диспетчером принять меры к снижению взлива (или прекращению откачки) до технологического верхнего (нижнего) уровня.

4.4. Абсолютная погрешность измерения и срабатывания сигнализаторов аварийного уровня не должна превышать ±10 мм.

4.5 Сигнал о загорании должен передаваться извещателями, установленными на крыше или стенке (по периметру) резервуара.

4.6 В качестве извещателей применяются извещатели пожарные, предназначенные для формирования сигнала при температуре контролируемой среды в резервуарах с нефтью, превышающей пороговую температуру срабатывания.

4.7 К ручным пожарным извещателям должен быть обеспечен свободный доступ, места их установки должны иметь достаточную освещенность.

4.8 Сигнализаторы предельных уровней и извещатели пожарные тепловые на резервуаре устанавливаются в соответствии с НТД и проектом.

4.9 Приборы сигнализации предельных уровней нефти и извещатели пожарные, устанавливаемые на резервуарах, а также их кабельные линии должны иметь взрывозащищенное исполнение.

4.10 В целях защиты резервуаров от перелива и превышения расчетного рабочего давления в технологических трубопроводах и арматуре в составе резервуарного парка должно быть предусмотрено резервирование емкости для сброса нефти.

4.11 При технической подготовке персонала аварийно-восстановительных бригад, а также работников необходимо провести обучение действиям в условиях повреждений, аварий и пожаров в резервуарных парках.

5. АСУ ТП

5.1 АСУ ТП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов.

5.2 Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры:

  • уровень нефти в резервуарах;
  • температура нефти в резервуарах (при необходимости).

5.3 В МДП контролируются:

  •  достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений;
  •  параметры работы резервуаров;
  •  объем свободной емкости и нефти;
  •  положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка;
  •  состояние средств локальной автоматики и каналов связи.

5.4 В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от:

  •  перелива нефти в резервуарах;
  •  повышенного давления в подводящих трубопроводах;
  •  пожара.

5.5 В МДП предусматривается сигнализация о:

  •  пожаре;
  •  максимально допустимом уровне нефти в резервуарах;
  •  повышении давления в подводящих трубопроводах;
  •  предельных уровнях в резервуарах;
  •  положении задвижек резервуарного парка;
  •  неисправности измерительных систем.

Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций.

5.6 Технические средства АСУ ТП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты.

5.7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей.

Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем.

5.8 При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться.

5.9 Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений.

5.10 Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства.

5.11 При техническом обслуживании проводят:

  •  проверку сохранности поверительного клейма;
  •  контроль наличия и маркировки на подводящих кабелях и проводах, а также надписей на приборах;
  •  контроль наличия заземления;
  •  контроль общего состояния с целью выявления неисправных приборов;
  •  очистку наружной части корпусов, крышек и стекол приборов от пыли и загрязнений;
  •  проверку и чистку арматуры.

5.12 В процессе текущего ремонта проводятся замена и восстановление сборочных единиц, имеющих наиболее низкие показатели долговечности, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу оборудования до следующего планового ремонта. Текущий ремонт предусматривает следующие виды работ:

  •  работы по техническому обслуживанию;
  •  проверку состояния заземления;
  •  отключение технических средств, вскрытие, чистку, частичную разборку технических средств;
  •  замену вышедших из строя элементов;
  •  проверку основных режимов работы технических средств в контрольных точках, регулирование чувствительности.

5.13 Капитальный ремонт включает в себя:

  •  демонтаж неисправных средств;
  •  разборку, чистку, замену дефектных узлов, наладку, регулировку и испытание технических средств;
  •  государственную или ведомственную поверку технических средств;
  •  полную разборку и дефектовку узлов и деталей технических средств;
  •  замену дефектных узлов и деталей;
  •  возможную модернизацию средства, внесение изменений в принципиальные схемы;
  •  восстановление антикоррозионных покрытий;
  •  сборку, регулировку, испытание и обкатку технических средств;
  •  поверку и монтаж технических средств.

5.14 Объем планового ремонта определяется в каждом конкретном случае результатами осмотра или характером отказа.

5.15 Выполнение ремонтных работ должно сопровождаться оформлением документации в установленном на предприятии порядке.

5.16 Работоспособность средств и систем АСУ ТП обеспечивается также наличием неснижаемых запасов материалов, запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП), определяемых нормативными документами.

5.17 Обслуживание программного обеспечения должно проводиться в соответствии с эксплуатационной документацией программ.