Класифікація резервуарів, технічні вимоги до них:
Кожен експлуатується вертикальний резервуар повинен відповідати проекту КМ, мати технічний паспорт і бути оснащений повним комплектом справного резервуарного обладнання, передбаченого проектом і відповідає відповідним нормативним документам.
На понтон повинен бути оформлений окремий паспорт, в складі паспорта на резервуар.
Для кожного резервуара повинна бути визначена базова висота.
Базову висоту перевіряють:
- щорічно в літній час;
- після зачистки вертикального резервуара;
- після капітального ремонту вертикального резервуара;
До вимірювального люка, встановленому на даху вертикального резервуара, прикріплюють табличку, на якій вказують:
- номер резервуара вертикального сталевого;
- значення базової висоти вертикального сталевого;
- номер свідоцтва про повірку, після якого через вертикальну або горизонтальну риску вказують рік проведення повірки;
- скорочена назва організації, що видала свідоцтво про повірку;
- напис «з понтоном» (при наявності понтона);
- відбиток повірочного тавра.
Резервуар вертикальний сталевий після закінчення монтажних робіт і гідравлічних випробувань підлягає первинної калібрування (визначення місткості і градуювання). Калібрування вертикального резервуара проводиться також при внесенні до резервуара конструктивних змін, що впливають на його місткість, після капітального ремонту, а також після закінчення терміну дії градуювальної таблиці (періодична калібрування). Міжповірочний інтервал для всіх типів вертикальних резервуарів повинен бути не більше 5 років.
Градуйовані вертикальні резервуари є заходами місткості і призначені для проведення державних облікових і торговельних операцій з нафтопродуктами і їх зберігання, а також взаємних розрахунків між постачальником і споживачем нафтопродуктів.
Резервуари вертикальні сталеві поділяються на типи в залежності від призначення і умов експлуатації.
В якості основних типів застосовуються резервуари сталеві вертикальні і горизонтальні.
Вертикальні сталеві циліндричні резервуари місткістю від 100 до 50000 тис. М 3.
- резервуари зі стаціонарною дахом, розраховані на надлишковий тиск 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;
- резервуари зі стаціонарною дахом, розраховані на підвищений тиск 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;
- резервуари з понтоном і плаваючою дахом (без тиску);
- резервуари із захисною (подвійний) стінкою;
- резервуари з подвійною стінкою;
- резервуари, призначені для експлуатації в північних районах.
Залежно від обсягу та місця розташування вертикальні резервуари поділяються на три класи:
Клас I - особливо небезпечні вертикальні резервуари: обсягами 10000 м 3 і більше; резервуари обсягами 5000 м 3 і більше, розташовані безпосередньо на берегах річок, великих водойм і в межах міської забудови.
Клас II - резервуари вертикальні підвищеної небезпеки: обсягами від 5000 м 3 до 10000 м 3.
Клас III - небезпечні резервуари вертикальні: обсягами від 100 м 3 до 5000 м 3.
Вибір резервуара вертикального для зберігання нафтопродукту повинен відповідати вимогам ГОСТ 1510-84 і бути обгрунтований техніко-економічними розрахунками в залежності від характеристик нафтопродукту, умов експлуатації, з урахуванням максимального зниження втрат від випаровування при зберіганні.
На кожному вертикальному резервуарі повинен бути чіткий напис «ВОГНЕНЕБЕЗПЕЧНО» (на рівні шостого пояса), а також повинні бути вказані такі відомості:
- порядковий номер вертикального резервуара (на рівні третього пояса);
- значення допустимого рівня нафтопродукту (внизу у маршових сходів і у вимірювального люка вертикального РВС);
- положення сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана);
- значення базової висоти вертикального резервуара (внизу біля маршових сходів і у вимірювального люка);
- при наявності понтона напис «З понтоном».
Допускається не наносити на вертикальний резервуар напис «ВОГНЕНЕБЕЗПЕЧНО», якщо він знаходиться на території, що охороняється, позначеної попереджувальними плакатами того ж змісту, в тому числі із зовнішнього боку огорожі.
Для скорочення втрат легкоиспаряющихся нафтопродуктів від випаровування, запобігання забрудненню навколишнього середовища вуглеводнями, зменшення пожежної небезпеки використовуються вертикальні резервуари з плаваючими дахами і понтонами.
Плаваючі даху застосовуються в вертикальних резервуарах без стаціонарного даху в районах з нормативним вагою снігового покриву на 1 м 2 горизонтальної поверхні землі до 1,5 кПа включно.
В процесі експлуатації не повинно відбуватися потоплення плаваючою даху або пошкодження її конструктивних елементів, а також технологічних елементів і пристроїв, що знаходяться на днище і стінки резервуара при заповненні та спорожнення вертикального резервуара.
Понтони застосовуються в вертикальних резервуарах зі стаціонарною покрівлею і призначені для скорочення втрат продукту від випаровування.
Резервуари вертикальні з понтоном експлуатуються без внутрішнього тиску і вакууму.
Конструкція понтона повинна забезпечувати його працездатність по всій висоті вертикального резервуара без перекосів.
У вертикальному резервуарі з понтоном повинен бути передбачений додатковий люк-лаз у другому або третьому поясах для огляду понтона, поруч з яким монтується експлуатаційна майданчик зі сходами, а світловий люк повинен мати патрубок із заглушкою для відбору проб пароповітряної суміші.
При першому заповненні вертикального резервуара з понтоном нафтопродуктом необхідно заповнити його до рівня, що забезпечує відрив понтона від опорних стійок, і витримати в такому положенні 24 години, зробити огляд понтона і переконатися в його герметичності. Після чого ввести резервуар в експлуатацію.
Забороняється експлуатація вертикальних резервуарів, що дали осадку більше допустимого, що мають негерметичність, а також з несправностями запірної арматури і рівнемірів, з'єднань трубопроводів, прокладок засувок або не пройшли планове опосвідчення.
Резервуари вертикальні із захисною і з подвійною стінкою.
Резервуари вертикальні із захисною стінкою.
Резервуари вертикальні із захисною стінкою повинні проектуватися, виготовлятися і монтуватися відповідно до вимог ПБ 03-381-00 «Правил улаштування вертикальних циліндричних сталевих резервуарів для нафти і нафтопродуктів».
Резервуари вертикальні із захисною стінкою складаються з основного (внутрішнього вертикального резервуара), призначеного для зберігання продукту, і захисного (зовнішнього вертикального резервуара), призначеного для утримання продукту в разі аварії або порушення герметичності основного резервуара.
Основний вертикальний резервуар може виконуватися зі стаціонарним дахом або з плаваючою дахом.
Захисний резервуар виконується у вигляді відкритого «склянки», в якому встановлений основний резервуар. При наявності на захисному резервуарі атмосферного козирка, що перекриває міжстінний простір між зовнішньою і внутрішньою стінками, повинна бути забезпечена вентиляція межстенного простору шляхом встановлення вентиляційних патрубків, рівномірно розташованих по периметру на відстані не більше 10 м один від одного.
Висота стінки захисного вертикального резервуара повинна становити не менше 80% від висоти стінки основного резервуара.
Діаметр захисного резервуара повинен призначатися таким чином, щоб у разі пошкодження внутрішнього резервуара і перетікання частини продукту в захисний резервуар, рівень продукту був на 1 м нижче верху стінки захисного резервуара. При цьому ширина межстенного простору повинна бути не менше 1,5 м.
Доступ в міжстінний простір здійснюється через люки-лази, розташовані співвісно з люками-лазами основного резервуара.
Днище основного резервуара може спиратися безпосередньо на днище захисного резервуара. Для кращого контролю можливих протікань нафтопродукту днище основного резервуара може спиратися на що розділяють днище решітки, арматурні сітки або інші прокладки.
Ухил днищ резервуарів із захисною стінкою повинен бути тільки назовні.
Для обслуговування обладнання, розташованого на даху основного резервуара, використовується гвинтові сходи. Через перехідні площадки забезпечується доступ на покрівлю основного резервуара.
При розміщенні резервуарів із захисною стінкою в складі резервуарних парків слід керуватися вимогами СНиП 2.11.03-93 «Склади нафти і нафтопродуктів. Протипожежні норми », при цьому за діаметр резервуара із захисною стінкою слід приймати діаметр основного резервуара.
Резервуари з захисною стінкою не вимагають обвалування.
Випробування резервуарів із захисною стінкою повинні виконуватися в два етапи:
- перший - випробування основного резервуара;
- другий - випробування захисного резервуара.
Гідравлічне випробування захисного резервуара слід проводити при заповненні основного резервуара на висоту стінки захисного резервуара шляхом подачі води в міжстінний простір до проектного рівня.
За результатами випробувань повинні складатися роздільні акти: акт випробування основного резервуара і акт гідравлічного випробування захисного резервуара.
Резервуари вертикальні для нафтопродуктів повинні зберігати герметичність протягом не менше 10 років при дотриманні вимог техніко-експлуатаційної документації на технологічні системи.
Конструкція резервуарів повинна передбачати можливість проведення механізованої пожежовибухобезпечної очищення від залишків зберігається нафтопродукту, дегазації і продувки при їх ремонті, забезпечувати проведення операцій щодо спорожнення і обесшламливания (видалення підтоварної води).
Запірна арматура, що встановлюється на резервуарах, повинна бути виконана за першим класом герметичності відповідно до вимог діючих нормативних документів. Кришки, заглушки і з'єднання фланців, патрубків, штуцерів і т.п. повинні бути споряджені прокладками, виконаними з матеріалів, стійких до впливу нафтопродуктів і навколишнього середовища в умовах експлуатації.
Вимоги до обладнання та автоматизації резервуарів
Кожен резервуар повинен бути оснащений повним комплектом устаткування, передбаченим проектом, в залежності від призначення і умов експлуатації. У паспорті на резервуар наводяться технічні дані на встановлене на ньому обладнання.
Резервуари обладнуються відповідно до проектів.
Для сталевих вертикальних циліндричних резервуарів застосовується наступне обладнання:
- дихальні клапани;
- запобіжні клапани;
- стаціонарні знижені пробовідбірники;
- вогневі запобіжники;
- прилади контролю та сигналізації;
- протипожежне обладнання;
- сифонний водоспускальній кран;
- вентиляційні патрубки;
- пріемораздаточние патрубки;
- люки світлові;
- люки вимірювальні;
Резервуари вертикальні, які в холодний період року заповнюються нафтопродуктами з температурою вище 0 С, слід оснащувати промерзає дихальними клапанами.
У резервуарах для зберігання бензину і необладнаних засобами скорочення втрат від випаровування, під дихальні клапани слід встановити диски-відбивачі.
Діаметр диска вибирають, виходячи з умови вільного пропуску його через монтажний патрубок в складеному положенні.
Для проникнення всередину резервуара при його огляді та проведенні ремонтних робіт кожен резервуар повинен мати не менше двох люків в першому поясі стінки, а резервуари з понтоном (плаваючою дахом), крім того, повинні мати не менше одного люка, розташованого на висоті, що забезпечує вихід на понтон (або плаваючу дах) при положенні його на опорних стійках.
Люки-лази повинні мати умовний прохід не менше 600 мм.
Для огляду внутрішнього простору резервуара, а також для його вентиляції при проведенні робіт всередині резервуара, кожен резервуар повинен бути забезпечений не менше ніж двома люками, встановленими на даху резервуара (світлові люки).
Засоби автоматики, телемеханіки і контрольно-вимірювальні прилади (КВП), що застосовуються в резервуарних парках, призначені для контролю і вимірювань показників технологічного процесу зберігання, прийому та відпуску нафтопродуктів.
Основним завданням автоматизації резервуарних парків є забезпечення комерційного обліку, балансу і управління технологічними процесами прийому, зберігання та відпуску нафтопродуктів.
Експлуатація засобів автоматики, телемеханіки і КВП резервуарних парків магістральних нафтопродуктопроводів здійснюється згідно з «Правилами технічної та безпечної експлуатації засобів автоматики, телемеханіки і контрольно-вимірювальних приладів» РД 153-112 ТНП-028-97.
Резервуари для нафтопродуктів рекомендується оснащувати наступними типами приладів і засобами автоматики:
- місцевим і дистанційним вимірювачами рівня нафтопродукту в резервуарі;
- сигналізаторами максимального оперативного рівня нафтопродукту в резервуарі;
- сигналізатором максимального (аварійного) рівня нафтопродукту в резервуарі;
- дистанційним вимірювачем середньої температури нафтопродукту в резервуарі;
- місцевим і дистанційним вимірювачами температури нафтопродукту в районі приймально-роздавальних патрубків в резервуарі, оснащеному пристроєм для підігріву;
- пожежними сповіщувачами автоматичної дії і засобами включення системи пожежогасіння;
- дистанційним сигналізатором загазованості над плаваючою дахом;
- зниженим пробовідбірником;
- сигналізатором верхнього положення понтона.
Всі імпортні прилади та вироби повинні мати Дозвіл Ростехнагляду Росії на їх застосування, паспорти і сертифікати на відповідність застосування на промислових виробництвах Росії, все вибухозахищені прилади - сертифікати відповідності по вибухобезпеки вимогам Держстандарту Росії.