птэ-86. ПТЭ-86 Резервуары. Иинструкциипоихремонтумосква Недра 1988
 Скачать 2.63 Mb.
|
|
1.4.1 Параметры Марка диска-отражателя КД-100 КД-150 КД-200 КД-250 Д 100 150 200 250 Стр. 6 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38). 1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11). 1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность. 1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и другие. 1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С. 1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии, быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте. 1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки. 1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения. 1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 - 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока). 1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован. 1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39). 1.5. АвтоматикаиКИП 1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики: местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре; сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре; Н 200 270 370 470 Стр. 7 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре; местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости; пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей; сниженным пробоотборником; сигнализатором верхнего положения понтона; датчиком утечек. 1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами. 1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги. 1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня; сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня; сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка; сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты; ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство. Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100 - 400 м 3 . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным. 1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания. 1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. 1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды. На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт). 1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы. 1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, прил. 1, п. 16). 1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, прил. 1, п. 34). Стр. 8 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов; диапазона измеряемого параметра; внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.); конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр). 1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей. 1.6. Приемкановыхрезервуароввэксплуатацию 1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях: конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта; металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов); монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта. П р и м е ч а н и е. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций-разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия. Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта. 1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов. 1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе: сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, прил. 1, п. 33). 1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т.д. 1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента; геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.). Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18-75 , не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1 , 1.6.2 , 1.6.3 , 1.6.4 Таблица 1.6.1 Допустимыеотклоненияпримонтажеконструкцийрезервуаров Наименование отклонений Допустимое отклонение Днище Стр. 9 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 П р и м е ч а н и е. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости. Таблица 1.6.2 Допустимыеотклонения (вмм) наружногоконтураднищаотгоризонтали 1.6.6. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть намерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов. 1.6.7. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями. Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках. Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба. 1.6.8. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенки резервуара следует измерять в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 - 100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а при необходимости - между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными. Таблица 1.6.3 Отклонение наружного контура днища от горизонтали См. табл. 1.6.2 Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м 2 ) Не более 150 мм Стенка Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе: до 12 м включительно ±20 мм свыше 12 м ±30 мм Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной: из рулонной заготовки ±15 мм из отдельных листов ±50 мм Отклонения образующих стенки от вертикали См. табл. 1.6.3 Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей См. табл. 1.6.4 Понтон и плавающая крыша Отклонение наружного контура понтона или плавающей крыши от горизонтали ±20 мм Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали 25 мм Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа ±10 мм Кровля Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема) ±0,02 Разность отметок смежных узлов радиальных балок и ферм 10 мм Вместимость резервуара, м 3 При незаполненном резервуаре При заполненном резервуаре разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок любых других точек разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок любых других точек Менее 700 700 - 1000 2000 - 5000 10000 - 20000 30000 - 50000 30000 - 50000 10 15 20 10 15 25 40 50 50 50 20 30 40 30 30 40 60 80 80 80 Стр. 10 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 Допустимыеотклонения (±мм) образующихстенкирезервуараотвертикали Длярезервуароввысотойдо 12 м Длярезервуароввысотойдо 18 м Длярезервуароввысотойдо 12 м Длярезервуароввысотойдо 18 м П р и м е ч а н и я: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва. 2. Проверка отклонений проводится не реже, чем через 6 м по окружности резервуара. 3. Для 20 % образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения ±90 мм, а для резервуаров других конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции. 4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом. 5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции. Таблица 1.6.4 Допустимыевеличинывыпучиниливмятиннаповерхностистенкивдольобразующей, ±мм 1.6.9. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений. 1.6.10. В резервах вместимостью 1000 м 3 и более на одном листе стенки при площади не менее 7 м 2 не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 м 3 (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил. 1.6.11. При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм. 1.6.12. Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара. Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм. Резервуар Номер пояса I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII С понтонами или плавающими крышами 10 20 30 40 45 50 55 60 - - - - То же 10 20 30 40 45 50 55 55 55 55 60 60 Другие типы 15 30 40 50 60 70 80 90 - - - - То же 15 30 40 50 60 60 70 70 70 80 80 90 Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм Допускаемая величина выпучин или вмятин До 1500 включительно Свыше 1500 до 3000 Свыше 3000 до 4500 15 30 45 Стр. 11 из 182 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту NormaCS® (NRMS10-02983) www.normacs.ru 24.02.2009 9:32:32 1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуумкамеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающими излучениями применяют: в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100 % пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20000 м 3 ; в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I и низа II поясов и 50 % соединений поясов II, III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными; для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм. Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов. 1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям: иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов; глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм; все кратеры должны быть заварены. 1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80 , ГОСТ 8713-79 , ГОСТ 14771- 76 (прил. 1, пп. 12, 13, 14). 1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются); состояние коробов, поплавков и др.; наличие крепления заземления; крепление секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровнемера, пробоотборника. |