УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
1. Схема изучения материала Тема занятия Тип занятия Вид (форма) занятия Количество часов 1. Эксплуатация резервуаров. Изучение нового материала Лекция 2 2. Оборудование резервуаров. Изучение нового материала Лекция 2 3. Системы защиты резервуаров и их обслуживание. Очистка резервуаров. Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению испытаний резервуаров. Изучение нового материала Самостоятельная подготовка 2 4. Подбор оборудования резервуаров. Изучение конструкции клапана НДКМ. Углубление и систематизация учебного материала Практическое занятие 1 5. Резервуары. Предварительный контроль Практическое занятие 1 2. Основы научно-теоретических знаний по модулю Резервуары 2.1. Эксплуатация резервуаров Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков Эксплуатация резервуаров парков – это совокупность процессов по приему, хранению и сдаче нефти, испытанию и приемке резервуаров в эксплуатации, его техническому обслуживанию и ремонту. Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков должна осуществляться в пределах каждого предприятия собственными силами и привлеченных организаций, имеющих лицензии на выполняемые работы. Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяется каждым предприятием и отражается в положениях по организации эксплуатации резервуаров и резервуарных парков в целом по предприятию и его филиалам, нефтеперекачивающими наливным станциям, морскими речным терминалами нефтебазам. Основными видами работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков являются − определение вместимости и градуировка резервуаров − оперативно-техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков (техническое использование резервуаров − техническое обслуживание и технический ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров − техническое диагностирование резервуаров − капитальный ремонт резервуаров Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков, обязан обеспечить − их надежную и безопасную работу − разработку и внедрение мероприятий по охране окружающей среды − организацию и своевременное проведение технической диагностики, технического обслуживания и ремонта − организацию обучения, инструктирование и периодическую проверку знаний подчиненного персонала − внедрение и освоение нового оборудования, осуществление автоматизации и телемеханизации резервуаров и резервуарных парков − наличие и своевременную проверку защитных средств и противопожарного инвентаря. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись Огнеопасно, а также указаны следующие сведения − порядковый номер резервуара − допустимый взлив; − значение базовой высоты (высотного трафарета − указатели положения органов управления сифонным краном и хлопушей. Технические характеристики резервуаров Типы и основные габаритные размеры стальных резервуаров приведены в табл. 3.1. Таблица Технические характеристики типовых стальных вертикальных резервуаров Тип резервуара Высота стенки, м Диаметр резервуарам Масса, т (min – max) РВС-2000 11,92 15,18 44,25 – 48,56 РВСП-2000 11,92 15,18 55,51 РВС-2000 11,92 15,18 45,37 – 52,66 РВС-2000 11,92 15,18 45,28 Окончание табл. 3.1 РВСП-2000 11,92 15,18 47,11 РВС-3000 11,92 18,98 62,84-67,10 РВСП-3000 11,92 18,98 63,46 РВС-3000 11,92 18,98 58,12 – 69,29 РВС-30 11,92 18,98 64,21 РВСП-3000 11,92 18,98 67,03 РВС-5000 11,92 22,80 93,44 – 100,20 РВСП-5000 114,81 РВС-5000 11,92 22,79 93,62 – 106,24 РВС-5000 14,90 20,92 91,70 РВСП-5000 14,90 20,92 97,67 РВС-5000 14,90 20.92 97,91 РВСП-5000 14,90 20,92 108,42 РВС-10000 11,92 34,20 200,34 – 220,18 РВСП-10000 11,92 34,20 240,93 РВС-10000 11,92 34,20 181,36 – 211,97 РВС-10000 17,88 28,50 187,23 – 194,0 РВСП-10000 17,88 28,50 198,58 РВС-10000 11,94 34,20 211,60 РВСП-10000 11,94 34,20 РВС-15000 11,92 39,90 268,52 – 295,92 РВСП-15000 11,92 39,90 РВС-20000 11,92 45,60 353,87 – 390,77 РВСП-20000 11,92 45,60 423,97 РВС-20000 11,92 47,40 363,25 – 408,36 РВС-20000 17,90 39,90 368,78 РВСП-20000 17,90 39,90 446,97 РВС-20000 17,90 39,90 354,45 РВСП-20000 17,90 39,90 381,24 РВС-30000 17,90 45,60 486,90 РВСП-30000 17,90 45,60 584,10 РВС-30000 17,90 45,60 492,20 РВСП-30000 17,90 45,60 561,29 РВСПК-50000 17,90 60,70 798,30 РВСПК-100000 17,90 88,70 16200,00 Примечание.Принятые обозначения: РВС резервуар вертикальный стальной РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей. Типы основные габаритные размеры железобетонных резервуаров приведены в табл. 3.2. В ней приводится унифицированный ряд емкостей резервуаров из железобетонных конструкций для нефти, сооруженных в 1960 – 1974 гг., в т. ч. типовым проектам серий 7-02-295*…..7-02-315** Таблица 3.2 Унифицированный ряд емкостей ЖБК Цилиндрические Прямоугольные Емкость резервуарам диаметр, м высотам в плане, м высотам х 24 4,8 3 000 30 4,8 24 х 30 4,8 5 000* 30 7,8 (8) - - 10 000* 42 7,8 (8) 48 х 48 4,8 20 000 54 9 - - 30 000 66 9 - - 40 000 78 9 - - Резервуарные парки НПС Полезный объём резервуарных парков нефтепроводов определяется в соответствии с требованиями ВНТП 2-86. Полезный суммарный объём резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, приниматься не менее размеров, указанных в табл. 3.3 (в единицах расчетной суточной производительности) Таблица 3.3 Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов (в зависимости от протяженности нефтепровода Диаметр нефтепровода, мм Протяженность нефтепровода участка, км. 630 и менее, 820 1020 1220 до 200 1,5 2 2 2 свыше 200 – 400 2 2,5 2,5 2,5 свыше 400 – 600 2,5 2,5 / 3 2,5 / 3 2,5 / 3 свыше 600 – 800 3 3 / 3,5 3 / 4 3,5 / 4,5 свыше 800 – 1000 3 / 3,5 3 / 4 3,5 / 4,5 3,5 / 5 Примечание 1. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к размеру емкости, приведенному в табл. 3.3, добавляться объем резервуарного парка участка, соответствующего длине остатка. 2. Емкость резервуарного парка конечного пункта, определяется проектом в предела указанной суммарной емкости парка. Полезный (фактический) объем резервуарных парков определяется по табл. 3.4 с учетом коэффициента использования емкости, определяющим неиспользуемые зоны, технологический остаток. Таблица 3.4 Зависимость коэффициента использования емкости от типа резервуара Тип резервуара Коэффициент использования емкости. Вертикальный металлический 5 – 10 тыс. м без понтона 0.76 Вертикальный металлический 5 – 10 тыс. мс понтоном 0,72 Вертикальный металлический 20 – 50 тыс. мс понтоном 0,79 Вертикальный металлический 20 – 50 тыс. мс плавающей крышей 0,83 Железобетонный заглубленный 10 – 50 тыс. м 0,72 Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом − головная нефтеперекачивающая станция нефтепровода, в случае перекачки одного сорта нефти должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода. − на НПС с емкостью, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых требуется обеспечение независимости работы насосного оборудования, должна быть предусмотрена емкость в размере 0,3 – 0,5 суточной производительности нефтепровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0 – 1,5 в случае обеспечения необходимости выполнения приемо-сдаточных операций. − на НПС с емкостью, расположенных на разветвлении магистральных нефтепроводов, атак жена местах их соединения, должна быть предусмотрена емкость в размере 1,0 – 1,5 суточной производительности трубопровода большей производительности. Допускается увеличение размеров емкости на этих станциях до пределов, требуемых по расчету при последовательной перекачке нефти. − распределение объемов парков в пределах нефтепровода (участка) может корректироваться из условия обеспечения независимой работы отдельных эксплуатационных участков при техническом обслуживании НПС и нефтепровода, создания емкости наконечных пунктах, атак же с учетом максимального сокращения времени простоя нефтепровода. При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер емкости должен определятся от суточной производительности каждого нефтепровода (табл. 3.3). При последовательной перекачке нефти объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется размерами накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью перекачки. В целях защиты резервуаров от перелива, а технологических трубопроводов и арматуры от повышения давления в составе резервуарного парка выделяется не менее х резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Резервируемый объем выделенных резервуаров регламентируется правилами эксплуатации магистральных нефтепроводов и входит в объем резервуарного парка НПС с емкостью. Для сокращения потерь нефти должны применятся, как правило, резервуары с плавающими крышами или с понтонами. Применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования. Подогрев нефти, в случае необходимости, должен производится, как правило, с применением циркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или печах. При транспорте нефти, для которых требуется подогрев, необходимо рассматривать вопрос применения тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов с целью уменьшения теплопотерь. Изоляция должна быть несгораемой, тип изоляции устанавливается проектом. Оборудование резервуаров должно обеспечивать технические операции по их наполнению и опорожнению, защиту от повышения и понижения давления, защиту от распространения пожара, тушение пожара. При необходимости, на приемно-раздаточных патрубках должны предусматриваться компенсаторы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары. В резервуарах для нефти в целях предотвращения накопления на дне парафина и других отложений и их удаления должны устанавливаться, как правило, размывающие головки или винтовые мешалки. Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров с помощью подпорных насосов, а технологических трубопроводов с помощью зачистного насоса. Планировка резервуарного парка, расстояние между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров и расстояние между группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03. Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемораз- даточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения. Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена замкнутым земляным обвалованием шириной поверху не менее 0,5 мили ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть нам выше уровня расчетного объёма разлившейся жидкости, ноне менее 1 м для резервуаров номинальным объёмом дом им для резервуаров объёмом 10000 ми более. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объёмом дом им для резервуаров объёмом 10000 ми более. В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объ- ёмом 20000 ми более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объём которых равен или менее 20000 м 3 Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать − 1,3 м – для резервуаров номинальным объёмом дом и болеем для остальных резервуаров. При размещении резервуарных парков на площадках, имеющих более высокие геодезические отметки по сравнению с отметками территории соседних населённых пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии дом от резервуарного парка, а также при размещении резервуарного парка у берегов рек на расстоянии 200 ми менее от уреза воды (при максимальном уровне) должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, исключающие при аварии резервуаров возможность разлива нефти на территорию населенного пункта или предприятия, на пути железных дорог общей сети или в водоем. В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, должны быть предусмотрены заезды внутрь обва- лования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дороги проездов резервуарного парка не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары. Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,7 мс твердым покрытием. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, должны быть, как правило, сварные. Обвалование резервуаров, нарушенное в связи с ремонтом или реконструкцией, по окончанию работ подлежит восстановлению. В производственно-дождевую канализацию из резервуарного парка должны отводится − производственные сточные воды, образующиеся в период дождей и таяния снега − воды, охлаждающие резервуар при пожаре. Не допускается сброс в производственно-дождевую канализацию донных отложений, образующихся при зачистке резервуаров. Они должны отводится в шламонакопители с помощью специальных откачивающих устройств. Дождеприемные колодцы через выпуски с гидравлическими затворами должны быть подключены к сети производственно-дождевой канализации. Хлопуши дождеприемного колодца должны быть постоянно закрыты. Колодцы канализационных сетей, расположенных в резервуарном парке, нумеруются в соответствии с технологической схемой. Приемка резервуаров в эксплуатацию Приемку резервуаров после сооружения, монтажа технологического оборудования, подводящих трубопроводов осуществляет рабочая комиссия, в состав которой входят представители заказчика, генерального подрядчика, субподрядных организаций, генерального проектировщика, органов государственного санэпидемнадзора, органов государственного пожарного надзора, службы охраны окружающей среды, Госгортехнадзора, технической инспекции труда, профсоюзной организации заказчика или эксплуатационной организации, других заинтересованных органов надзора. До начала испытаний резервуаров РВС генеральный подрядчик должен предъявить заказчику всю техническую документацию на резервуар и прочие документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов сертификаты, содержащие данные о сварочных работах и результаты проверки качества сварных соединений акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара, предусмотренного СНиП 3.03.01. Для резервуаров, покрытых с внутренней стороны защитным антикоррозионным покрытием, должны быть представлены технические характеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия и результаты испытаний на адгезию. Испытания конструкций резервуаров должны быть проведены в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01 и ВСН 311 Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов от 100 дом До начала испытаний резервуаров ЖБР генеральный подрядчик (строительно-монтажная организация) представляет заказчику документацию в соответствии со СНиП 3.03.01: сертификат, технические паспорта на качество бетона, класс арматуры, железобетонных элементов конструкций результаты контроля качества антикоррозийных покрытий сварных соединений, закладных и соединительных деталей акты на скрытые работы при устройстве грунтового основания с отражением сведений обустройстве водоотвода, бетонной подготовки, слоя скольжения, гидроизоляции днища, днища и фундамента стен с указанием об отсутствии дефектов (трещин, раковин, обнаженной арматуры и т. д акты на скрытые работы при монтаже сборных элементов, акты замоноличивания стыков между железобетонными элементами, навивке кольцевой арматуры, торкретных работах акты на монтаж и испытания технологического оборудования. При пропитке или покраске готовой конструкции защитными составами или нанесении облицовочных покрытий заказчику должны быть представлены технические характеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия. Антикоррозионная защита должна соответствовать СНиП 2.03.11. Испытания и приемка в эксплуатацию ЖБР должны быть выполнены в соответствии со СНиП 3.03.01. и СН 383 Указания по производству и приемке работ при сооружении железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Документация, оформляемая при приемке резервуаров и резервуарных парков в эксплуатацию. На законченный строительством РВС должна быть передана в эксплуатирующую организацию следующая техническая документация − проектно-сметная документация на резервуар с внесенными в процессе строительства изменениями (исполнительная документация − паспорт резервуара − заводские сертификаты на изготовление стальных конструкций − документы, удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, применяемых при монтаже − заключение по контролю сварных соединений стенки физическим методом со схемами расположения мест контроля − копии удостоверений о классификации сварщиков, выполнявших сварку, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков − акт на скрытые работы по устройству изолирующего слоя под резервуар акт на приёмку основания резервуара под монтаж (ВСН 311); − акт на испытание сварных соединений днища резервуара (ВСН 311); − акт на испытание сварных соединений стенки резервуара − акт на испытание резервуара наливом воды (ВСН 311); − акт на испытание сварных соединений кровли резервуара на герметичность (ВСН 311) − акт на испытание резервуарного оборудования − журнал сварочных работ (СНиП 3.03.01); − акт испытания задвижек резервуара − заключение на просвечивание швов гамма-лучами, (только для резервуаров вместимостью 2000 ми более, изготовленных из отдельных листов − документы о согласовании отступлений от проекта при строительстве − ведомость расхода металла при строительстве резервуара необходимо заполнять только для резервуаров, изготовленных из отдельных листов − акт на испытание герметичности сварного соединения стенки с днищем (ВСН 311); − акт на просвечивание вертикальных монтажных стыков стенки резервуара (ВСН 311); − градуировочная таблица − схема и акт испытания заземления резервуаров − схема нивелирования основания резервуаров − акт рабочей комиссии о приёмке законченного строительством резервуара в соответствии со СНиП 3.01.04 и Временным положением о приемке законченных строительством объектов Для резервуаров РВС с понтоном или плавающей крышей должны быть также приложены − акт испытания сварных соединений центральной части понтона или плавающей крыши на герметичность − акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытаний после монтажа − акт проверки заземления понтона или плавающей крыши − документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для уплотняющего затвора − ведомость отклонений от вертикали патрубков, направляющих и наружного борта понтона или плавающей крыши Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующем резервуар, и подписан главным инженером. В этом случае паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара, а при необходимости – на основании обследования и дефектоскопии. При приемке железобетонных резервуаров в эксплуатацию после окончания строительства передаваемая заказчику исполнительная документация на строительство резервуара должна содержать − комплект рабочих чертежей резервуара, его оборудования и защитных устройств − акт на скрытые работы по устройству основания резервуара и изоляции днища − акт приемки основания резервуара и его нивелировки − акты на арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличива- ние стыков железобетонных конструкций − акт на навивку предварительно напряженной кольцевой арматуры в цилиндрических резервуарах − акт на торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара акт на устройство гидроизоляции − документы о согласовании отступлений от проекта (в т.ч. журнал производства работ − справка лаборатории о примерном содержании бетона в цементе трехкальциевого алюмината и четырехкальциевого алюмфорита, введении в бетон специальных добавок, если они требуются по условиям агрессивности грунта − журналы производства всех видов работа в случае выполнения работ в зимнее время – листы, отражающие значения температуры элек- троподогрева бетона и тепловой обработки торкретного покрытия − сертификаты технического паспорта, удостоверяющие качество сборных железобетонных конструкций, марку бетона, класс арматуры − акты напряжения арматуры − журнал производства сварочных работ − акты проведения геодезических работ − акты монтажа и испытания технологического оборудования − акт проверки заземляющих устройств 100 − акт замера сопротивлению растекания тока − акт готовности резервуара к испытаниям − акты испытаний резервуара на прочность, герметичность и нага- зонепроницаемость покрытия − акты приемки резервуара в эксплуатацию в соответствии со СНиП 3.01.04. и Временным положением о приемке законченных строительством объектов. − градуировочная таблица − журнал производства строительных и монтажных работ с указанием атмосферных условий в период строительства резервуара − паспорт резервуара. Все акты должны быть оформлены в соответствии со − СНиП 3.03.01 “ Несущие и ограждающие конструкции − СНиП 3.03.01 Организация строительного производства − СНиП 3.03.03 Геодезические работы в строительстве − СНиП 3.02.01 Земляные сооружения основания и фундаменты − СНиП 2.01.04 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. После завершения строительства резервуар должен подвергаться следующим видам испытаний − испытание на прочность стенки и основания − испытание на герметичность стенки, кровли и днища − испытание на герметичность плавающей крыши и понтона. Эксплуатационная документация резервуаров На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующая эксплуатационная документация − паспорт резервуара с актами на замену оборудования − исполнительная документация на резервуар и на проведение ремонта − схема нивелирования основания, акты, протоколы по нивелированию окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации − градуировочная таблица на резервуар − технологическая карта эксплуатации резервуара − журнал текущего обслуживания − журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического электричества − схема молниезащиты и защиты от статического электричества Технологическая карта До заполнения резервуаров и подключения их технологический процесс транспортировки нефти должна быть составлена технологическая карта эксплуатации резервуаров. Технологическая карта эксплуатации резервуаров составляется на основе − требований нормативных и руководящих документов − данных о характеристиках резервуаров и их оборудования − технологического состояния резервуаров − схем перекачки нефти, высотных отметок резервуаров и откачивающих агрегатов − свойств нефти − диаметра и протяженности трубопроводов технологической обвязки на участке резервуары – насосная − производительности трубопровода и количества резервуаров, подключенных к данному трубопроводу − температуры воздуха и т. д. Технологическая карта эксплуатации резервуаров должна отражать наиболее вероятные условия его работы обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки. Технологическая карта эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером предприятия и пересматривается по мере необходимости. Технологические карты хранятся в отделах предприятий, их филиалах, которые участвуют в эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, на перекачивающих и наливных пунктах морских и речных терминалов и нефтебаз. Технологические карты должны находится в диспетчерских пунктах предприятий, филиалов ив операторных перекачивающих и наливных станций, морских и речных терминалов, нефтебаз. Заполнение резервуаров и их оперативное обслуживание осуществляются диспетчерскими службами предприятий, филиалов и операторами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз. Оперативное обслуживание заключается в обеспечении режима работы резервуаров в пределах параметров, установленных технологическими картами эксплуатации резервуаров, с отражением в диспетчерских листах уровней нефти в резервуарах с заданной периодичностью. Режим эксплуатации резервуаров Заполнение и опорожнение резервуара осуществляться должны в пределах параметров, установленных технологической картой (картами. При заполнении резервуара после окончания строительства или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приеморазда- точном патрубке не должна превышать 1 м до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном или плавающей крышей – до их всплытия, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара. Для обеспечения электростатической безопасности скорость нефти в приемораздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов после затопления струи не должна превышать максимально допустимой величины, представленной в табл. 3.5. Таблица 3.5 Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности Диаметр приемораздаточного патрубка, мм Максимально допустимая скорость, мс 10,9 300 10,3 500 9,4 600 9,1 700 8,8 Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси. При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленные на резервуаре, не должен превышать 85 % от их суммарной проектной пропускной способности. Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями следует принимать по пропускной способности огневых предохранителей соответствующего диаметра. При необходимости увеличения подачи или откачки нефти из резервуаров следует привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми условиями. Заполнение резервуара с плавающей крышей и резервуара с понтоном условно делится на два периода первый период – от начала заполнения до всплытия плавающей крыши (понтона второй период – от момента всплытия плавающей крыши (понтона) до максимальной рабочей высоты налива. Скорость подъема плавающей крыши или понтона в резервуаре с момента до окончания заполнения не должна превышать величины, указанной в проекте. Опорожнение резервуаров с плавающей крышей или понтоном условно делится на два периода − первый период – от начала опорожнения до посадки плавающей крыши (понтона) на опоры. Опорожнение резервуара может происходить со скоростью опускания плавающей крыши (понтона, предусмотренной проектом. − второй период – от посадки плавающей крыши или понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневых предохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона. Эксплуатации резервуаров в номинальном режиме соответствуют второй период заполнения и первый период опорожнения. При приеме нефти последовательно в несколько резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефть, после этого закрыть задвижку резервуара, в который принималась нефть. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровняв резервуаре. В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики − вовремя эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст, вакуум – не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст − предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2,3 кПа (230 мм вод. ст. ) и вакуум 0,4 кПа (40 мм вод. ст. − на резервуарах с понтоном (плавающей крышей) при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давлении и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм. вод. ст. Максимально допустимый уровень нефти при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном – пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефти и прием ее в течении времени передачи соответствующих распоряжений и отключения резервуара. Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износи другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефти устанавливается по результатам технического диагностирования состояния резервуара. Минимально допустимым уровнем нефти в резервуаре является минимальный уровень, при котором предотвращаются кавитация в системе резервуар – насос и воронкообразование в резервуаре. Расчетный минимально допустимый уровень должен быть выше минимально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров. Минимально допустимый уровень нефти в резервуаре с понтоном плавающей крышей) устанавливаются исходя из условий нахождения понтона (плавающей крыши) на плаву. В резервуарах, работающих в режиме подключенных, устанавливается технологический уровень. При создании запаса нефти для обеспечения независимой работы НПС в течении заданного времени в части резервуаров парка остальная часть может откачиваться до минимально допустимого уровня. Максимальные рабочие уровни в резервуарах, работающих в режиме подключенных, определяются исходя из условия обеспечения запаса свободной их емкости для сброса и приема нефти в течение х часов работы нефтепровода с максимальной производительностью. При невозможности создания запаса емкости для ух часового приема нефти определяют возможный объем резервирования на данной НПС и время, необходимое для заполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью. При резервировании свободной емкости только в части резервуаров парка остальные резервуары могут заполнятся до максимально допустимого уровня. |