УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация

• Название: Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
• Анкор: УМКД ГНП
• Дата: 11.01.2023
• Размер: 6.46 Mb.
• Имя файла: УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1.pdf
• Тип: Учебно-методический комплекс; #881204
• страница: 9 из 21

КПС-100 Широко применяют гидравлические предохранительные клапаны типа КПС для резервуаров на давление до 1960 Парис. Основным элементом таких клапанов является гидравлический затвор, образованный залитой на дно корпуса 3 незамерзающей или слабо испаряющейся жидкостью (трансформаторным маслом) и колпаком 4. При повышении давления внутри резервуара жидкость гидравлического затвора вытесняется из внутреннего кольцевого пространства во внешнее до тех пор, пока уровень не понизится до нижнего зубчатого обреза колпака. После этого газовоздушная смесь будет прорываться (барботировать) в атмосферу. При вакууме в резервуаре жидкость гидравлического затвора вытесняется во внутреннее кольцевое пространство. Для уменьшения уноса жидкости с проходящими газами к крышке 7 и трубке 5 крепят отбойные козырьки. Воронка 8 служит для залива рабочей жидкости, а сливная трубка 2 – для ограничения нижнего уровня жидкости при заливе. Контролируют уровень жидкости щупом 9, а сливают её через отверстие, перекрываемое пробкой 1. Клапан устанавливают на фланец огневого предохранителя и с помощью растяжек 6 дополнительно крепят к корпусу резервуара.

Чтобы гидравлический клапан не работал вместе с механическим, его устанавливают на повышенные (5 – 10 %) давления в вакуум. Гидравлические клапаны следует устанавливать по уровню строго горизонтально, иначе они будут работать с пониженным вакуумом и давлением вследствие стока жидкости на одну сторону клапана. Рис. 3.9. Предохранительный (гидравлический) клапан КПС-100
КПГ Клапан типа КПГ, состоит из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, верхнего корпуса 6 с патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс жидкости при работе клапана огневого предохранителя 4, крышки 3 для защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяют по зеркалу жидкости в чашке с помощью шпилек 1. В отличие от клапанов типа КПС, работающих по принципу барбо- тажа, работа клапанов типа КПГ основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора. Это позволило увеличить их пропускную способность без значительного увеличения габаритных размеров, массы и объема жидкости гидравлического затвора.

При повышении давления в резервуаре ив полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Для обеспечения полного выброса жидкости в момент срабатывания на вакуум в чашке имеется цилиндрическая перегородка с отверстиями, разделяющими ее на две сообщающиеся полости. Площадь кольцевого зазора г между патрубками и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. В освобожденный кольцевой зазор из сообщающейся полости чашки перетекает остаток жидкости и по мере поступления выбрасывается из затвора, не создавая заметного превышения вакуума. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки. После срабатывания клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой через свободные газоходы, и клапан типа КПГ работает как "сухой, обеспечивая более высокую пропускную способность по сравнению с типовым клапаном. Рис. 3.10. Предохранительный (гидравлический) клапан КПГ

Устройство и принцип действия дыхательных клапанов Дыхательные клапаны устанавливают на крыше резервуара уза- мерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения резервуара. Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу образовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохранительный клапан, который срабатывает при повышении расчетного давления и вакуума на 5 – 10 %. Подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров Дыхательные клапаны резервуаров подбирают по пропускной способности и допускаемому перепаду давления. Максимальный расход газов, проходящих через клапан, определяется при заполнении резервуара как сумма расходов, состоящая из з = з + т
+ т
+ q
r
(3.3) где з – максимальный расход газов з – максимальный расход нефтепродуктов при заполнении резервуара т – максимальный расход газа вследствие нагрева газового пространства от внешней среды т
=
β Т V
r
(3.4) где
β – коэффициент объемного расширения газа (β = 1/273 К Т – скорость нагревания газового пространства резервуара (Т =
= 0,0013 К/с);
V
r
– максимальный объем газового пространства (принимается равным объему резервуара. Подставив значения Т ив уравнение (3.3) получим т
= 4,76 т – расход газа вследствие нагрева газового пространства приза- качке более нагретого нефтепродукта т =
β [αF (н – T
r
) / c
⋅ RT
r
/ p
],
(3.5) где
α – коэффициент теплообмена
F – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре ни соответственно температуре нефтепродукта, закачиваемого в резервуар, и температура газового пространства

с – теплоемкость
R – удельная газовая постоянная р – давление в газовом пространстве резервуара q
r
– объем выделяющихся из нефти газов, определяемый по газовому фактору. При выкачке нефтепродукта из резервуара расход поступающего через клапан атмосферного воздуха (в мс) будет В = q
B
+ где q
B
– производительность выкачки нефтепродукта из резервуара
q
T
– дополнительный расход из-за возможного охлаждения газового пространства резервуара и частичной конденсации паров. Величину q
T
определяют по формуле (3.3). Наиболее интенсивно резервуар охлаждается вовремя ливня, поэтому для практических расчетов скорость охлаждения следует принимать
∆T

8 – 10
-3
К/с. Подставив значение р ив, получим т
= 2,9·10
-5
⋅ г
(3.6) По большему значению Qs или Qa подбирают по каталогу клапан необходимого размера. Если требуемая пропускная способность не может быть удовлетворена одним клапаном, то подбирают несколько клапанов меньшего размера.
КД-2 На рис. 3.11 дана конструкция механического дыхательного клапана
КД-2 для вертикальных цилиндрических резервуаров, рассчитанных на давление 2000 Па, вакуум 250 Паи пропускную способность до 900 м
3
/ч воздуха. Обтекаемое очертание внутренних поверхностей корпуса 1 позволяет сократить гидравлические потери за счет более плавного изменения направления проходящего потока и уменьшения завихрения. Направляющие стержни 2 (по четыре на каждый клапан) предназначены для устранения перекоса тарелок клапанов. В нижней части корпуса предусмотрен фланец 9, с помощью которого клапан крепится на огневом предохранителе, установленном на штуцере резервуара. Корпус клапана сварной из алюминия, что исключает возможность образования воспламеняющихся соединений металла, а следовательно, и самовозгорание. Внутри корпуса клапана на одной вертикальной оси размещены нижняя тарелка давления 8 и верхняя тарелка вакуума 3, лежащие на седлах 5 и 7. Алюминиевые седла выполнены съемными. Откидная крышка 4, расположенная над тарелками клапана, обеспечивает свободный доступ к ним для осмотра, проверки и чистки.

Вертикальное перемещение тарелок обеспечивается направляющей
6. Сообщение клапана с атмосферой осуществляется через сетку 10. Крепление крышки с корпусом клапана производится посредством рычага 11, шарнирно связанного с крышкой и корпусом, откидным болтом 13 и маховиком. Тарелки клапана покрыты маслобензостойкой и морозоустойчивой резиновой прокладкой 14. Благодаря выступу на поверхности алюминиевого седла возрастает удельное давление уплотнения и повышается герметичность клапана. Такое уплотнение затвора обладает еще и повышенной надежностью против примерзания. Это достигается применением фторопластовой оболочки 15 и фторопластовой трубки 16. Диски клапанных тарелок в нижней части имеют выступающий буртик, препятствующий стеканию конденсата на уплотнительную поверхность затвора Рис. 3.11. Дыхательный клапан для "атмосферных" резервуаров КД-2 (механический)

122
НДКМ Клапан типа НДКМ (рис. 3.12) состоит из соединительного патрубка
1 с седлом 2, тарелки 3 с мембраной 4, зажатой между фланцами нижнего корпуса 5 и верхнего корпуса 6, верхней мембраны 8 с дисками 9 и регулировочными грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются отверстия для сообщения камеры под крышкой с атмосферой посредством трубки 12. Диски 9 и тарелки 3 соединены цепочками 14. Меж- мембранная камера сообщается через импульсную трубку 15 с газовым пространством резервуара. Гибкая уплотняющая поверхность тарелки 3 выполнена из фторо- пластовой пленки. Для устранения колебаний затвора установлена пружина. В нижнем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк 7. Корпус клапана алюминиевый сварной. Мембрана изготовлена из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается за счет покрытия соприкасающихся поверхностей пленкой из фторопласта. Клапан рассчитан на давление 2000 Паи вакуум 400 Па (для железобетонных резервуаров допускается вакуум 1000 Па. Конструкция клапана предусматривает возможность широкого регулирования пределов его срабатывания. Срабатывание при вакууме регулируется изменением веса тарелки 3 при помощи сменных грузов (на рисунке не показаны, а срабатывание клапана при его работе на давление – изменением числа регулировочных грузов 10. Клапан работает следующим образом. При образовании вакуума в резервуаре в межмембранной камере клапана (под диском 9) также создается вакуум. Когда вес узла тарелки 3 будет меньше усилий, которые под действием атмосферного давления давят на нижнюю поверхность мембраны и на выступающую на седло поверхность тарелки, последняя поднимается, в результате чего газовое пространство сообщается с атмосферой. С увеличением расхода воздуха через клапан тарелка перемещается вверх без существенного увеличения вакуума в резервуаре. Если в резервуаре создается избыточное давление, то оно передается в мембранную камеру и прижимает тарелку к седлу с мембраной. Одновременно избыточное давление действует на верхнюю мембрану с грузом, и при некотором дополнительном давлении, определяемом весом грузов и дисков, мембрана с дисками перемещается вверх, натягивая цепочки. При достижении расчетного давления усилие от воздействия давления на мембрану 8 уравновесится суммарным усилием от воздействия давления на мембрану 4 и весом тарелки 3, дисков 9 и грузов 10, а при дальнейшем увеличении давления тарелка приподнимается.

Рис. 3.12. Непромерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ
ДКМ-150 Дыхательный клапан резервуаров высокого давления представляет собой более сложную конструкцию по сравнению с клапанами типов КД и
НДКМ. На рис. 3.13 представлена одна из конструкций клапана высокого давления ДКМ-150. Клапан мембранный с управляющим устройством – командоаппаратом работает следующим образом. Давление из газового пространства резервуара передается через командоаппарат в камеру под мембраной. Когда давление в резервуаре достигнет расчетной величины, на которую отрегулирован командоаппарат, мембрана с шариком перемещается вверх. В результате этого надмембранная камера сообщается с атмосферой, избыточное давление в ней падает, после этого тарелка поддав- лением, действующим снизу, открывается, сообщая газовое пространство резервуара с атмосферой. Давление срабатывания клапана определяется предварительным натяжением пружины командоаппарата, что позволяет осуществлять регулировку в пределах (0,01 – 0,007 МПа. При работе на вакуум шарик командоаппарата находится в нижнем положении. В надмембранной камере устанавливается вакуум, равный разрежению в газовом пространстве резервуара.

При достижении расчетного значения вакуума вес узла тарелки уравновешивается усилием от атмосферного давления на нижнюю поверхность мембраны, и тарелка перемещается вверх, соединяя газовое пространство резервуара с атмосферой. Таким образом, вакуум срабатывания определяется весом тарелки клапана. Рис. 3.13. Клапан ДКМ-150 для резервуаров высокого давления
1 – мембрана 2 – крышка 3 – тарелка 4 – корпус 5 – седло клапана б – присоединительный патрубок 7 – защитный кожух 8 – патрубок 9 – огневой предохранитель
10 – седла командоаппарат; 12 – шток 13 – пружина 14 – корпус командоаппарата;
15 – шарик 16 – соединяющая трубка Рис. 3.14. Дыхательный клапан КДС-1500 1 – тарелка давления 2 – седла давления 3 – крышка 4 – корпус 5 – седло вакуума
6 – тарелка вакуума 7 – кожух 8 – кассета огневого предохранителя 9 – фланец крепежный диск-отражатель.

125
2.4. Системы защиты резервуаров и их обслуживание Молниезащита Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти должны быть защищены от прямых ударов молний, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД. Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация. Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами. В качестве 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 присоединенных не менее двух в диаметрально противоположных точках. На резервуарах РВСП и РВСПК для защиты от электростатической индукции необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара. Зашита от заноса высокого потенциала по подземными наземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к заземлителям. Ввод линий электропередачи, сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 мс металлической броней или оболочкой или кабелями, проложенными в металлических трубках и коробах. Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм и длинной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволоч- ных канатов сечением не менее 35 мм
2
Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполнятся сваркой или болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом. При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токо- отвод присоединяется к искусственному заземлителю, состоящему из хи более вертикальных электродов длинной 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.

При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график пла- ново-предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств. В случае выявления механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить текущий или капитальный ремонт. Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводится
1 разв год перед началом грозового сезона. Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников, токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений более чем пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит ревизии (и ремонту, при необходимости. Цель ревизии состоит в следующем
– выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений
– проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений
– определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозионной защиты и усилению элементов, поврежденных коррозией. На основании ревизий определяется необходимый объем ремонтных работ по системе молниезащиты, которые должны быть закончены к началу грозового периода года. Мелкие текущие ремонты устройств молниезащиты можно проводить вовремя грозового периода года, капитальные ремонты – только в негрозовой период. Результаты ревизий молниезащитных устройств, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов необходимо заносить в журнал эксплуатации молниезащиты и устройств защиты от статического электричества. Лица, проводящие ревизию молниезащиты, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов. Ответственность за исправное состояние молниезащиты несет служба главного энергетика.

Система защиты резервуаров о коррозии Способы защиты от коррозии резервуаров для нефти следует принимать по СНиП 2.03.11 в зависимости от степени агрессивного воздействия среды на конструкции, в том числе внутренних поверхностей конструкций резервуаров для нефти – с учетом требований ГОСТ 1510. Методы защиты резервуаров от коррозии определяются проектом на антикоррозионную защиту. Антикоррозионная защита осуществляется следующим образом
– наружная поверхность корпуса, крыш стальных резервуаров и оборудования, установленного на них, а также наземные участки трубопроводов всех назначений – защитными антикоррозионными лакокрасочными покрытиями
– наружная поверхность днища стальных резервуаров, подземные участки трубопроводов различного назначения – защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (станциями катодной защиты –
СКЗ и протекторами
– внутренняя поверхность днища, поверхность первого пояса корпуса стальных резервуаров, внутрирезервуарная обвязка системы размыва донных осадков – лакокрасочными и комбинированными покрытиями, установкой протекторов
– внутренняя поверхность РВС (крыша, верхние пояса корпуса) – лакокрасочными и комбинированными покрытиями
– поверхность ЖБР – применением оклеечных материалов, пропиткой или покраской конструкции, использованием герметиков
– арматура, приемораздаточные патрубки, донные клапаны, световые и лазовые люки и другое металлическое оборудование ЖБР – применением лакокрасочных, металлических (цинковых и алюминиевых, комбинированных по металлизационному слою) покрытий, средств электро- химзашиты. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты, должны соответствовать спецификации проекта ЭХЗ, государственным стандартам или техническим условиями иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта. Средства и установки электрохимзащиты должны быть поставлены комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте, и сопровождены документами, удостоверяющими соответствие указанных средств и установок их техническим условиям.

Припуске и опробировании средств и установок электрохимической защиты следует руководствоваться государственными стандартами, строительными нормами и правилами, нормативно-техническими документами по защите подземных сооружений от коррозии, а также требованиями технического проекта и рабочих чертежей на ЭХЗ. Части установок ЭХЗ, которые размещены под землей, разрешается засыпать грунтом только после того, как они освидетельствованы, получено письменное согласие на их засыпку от представителя заказчика и оформлен двусторонний акт на скрытые работы. Качество изоляции контактных соединений протекторных установок перед засыпкой грунтом должно быть проверено искровым дефектоскопом напряжением 20 кВ. На внутренней поверхности резервуаров с помощью металлизации с последующим нанесением изоляционного материала установка протекторов может исключаться. Техническое обслуживание и ремонт установок катодной защиты проводятся в соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов. Контроль за работой установок катодной защиты проводится в соответствии с ГОСТ Р 51164. Техническое обслуживание протекторной защиты должно включать
– контроль эффективности протекторной защиты
– замену изношенных протекторов. Контроль работы протекторной защиты наружной поверхности днища резервуара от почвенной коррозии необходимо проводить с помощью следующих электрических измерений
– распределения потенциала “резервуар-грунт”;
– омического сопротивления цепи протекторных установок
– силы тока протекторных установок. Контроль работы протекторов, устанавливаемых на внутренней поверхности резервуара, заключается в периодических измерениях силы тока контрольных протекторов. Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности потенциалов “резервуар-электролит” и силы тока вцепи “протек-
тор-резервуар”. Разность потенциалов “резервуар-электролит” (днище – подтоварная вода) следует измерять предназначенными для подобных измерений приборами с помощью специального медносульфатного электрода сравнения.

Замену изношенных протекторов необходимо производить в соответствии с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным главным инженером предприятия и составленным с учетом срока службы протекторов и данных об их эксплуатации. Для защиты от коррозии внутренней поверхности вертикальных стальных резервуаров могут быть использованы покрытия, имеющие сертификаты и разрешительные документы. Запрещается допуск подрядчиков производства работ, не имеющих лицензий на данный вид деятельности. Периодический визуальный контроль состояния наружного антикоррозийного покрытия производится 1 разв год (ГОСТ 1510). Контроль состояния внутренней поверхности РВС осуществляется при проведении полного обследования в сроки согласно РД 08-95-95. Качество лакокрасочного покрытия определяется проверкой адгезии адгезия не менее 2 баллов – ГОСТ 15140) и замером толщины покрытия. Дефекты покрытия, обнаруженные при периодических осмотрах, подлежат устранению. Очистка резервуаров Резервуары для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, те. очистку необходимо проводить для
– обеспечения надежной эксплуатации резервуаров
– освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды
– полного обследования и производства ремонта. На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы
– подготовка резервуара к проведению работ
– проведение очистки
– безопасность проведения работ
– пожарная безопасность
– схема размещения оборудования, используемого при очистке. Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта. Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляется акт и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ.

Периодически повторяющиеся газоопасные работы, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводится без оформления наряда-допуска, нос обязательной регистрацией перед их началом в журнале. Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции
– откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации
– откачку до минимально возможного уровня
– подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продута и откачку его в соответствии с ППР;
– дегазацию резервуаров до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;
– очистку резервуара в соответствии с ППР;
– дегазацию резервуара до значений ПДК
– контроль качества очистки
– утилизацию осадка. Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами. Резервуары следует пропаривать приоткрытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 С. При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры. Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме не более 2 гм должна производится только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 гм) Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 мс. Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям
– обеспечивать взрывозащещенность и искробезопасность;
– обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса
– быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, бетон, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефти. В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве. Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию на предприятиях, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпидемнадзора и органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности. Качество очистки резервуара контролируется
– измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м
3
);
– визуально
– измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДНП не более 0,2 кг/м
2
для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м
2
с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ. Работы по зачистке и ремонту резервуаров и резервуарного оборудования проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке вовремя грозы. Для приведения резервуаров в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти
– не более 0,3 гм при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием персонала внутри резервуара беззащитных средств
– не более 2,0 гм при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара. Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки. К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а температура не превышает допустимые санитарные нормы.

Необходимо периодически, ноне реже чем через каждые 2 часа, осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работа при обнаружении в воздухе паров нефти, концентрация которых превышает ПДК, начальник объекта, участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности, а при концентрации 20 % от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования, известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм. Очистку и размывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД, спецодежде и спецобуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнальными веревками, свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люки находится в руках у наблюдающего. У люка резервуара должны находится не менее двух человек, готовых в случае необходимости оказать помощь работающим в резервуаре. Для ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД. При применении шлангового противогаза рабочие, находящиеся снаружи резервуара, должны следить затем, чтобы приемный шланг не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте. Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 минута последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 минут. При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находится в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов. Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами. Вовремя грозы приближаться к молниеотводами резервуарам ближе, чем нам запрещается.

Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению испытаний резервуаров Вертикальные стальные резервуары. При подготовке резервуара к испытанию проверяются его геометрическая форма и размеры, а также положение в плане и по высоте всех конструктивных элементов резервуара в объеме, предусмотренном в СНиП 3.03.01. выполняется нивелирование днища РВС с построением плана днища в горизонталях с целью определения соответствия уклона днища проектному и выявления деформируемых участков (хлопунов и вмятин. Отклонение не должно превышать величин, приведенных в СНиП 3.03.01. Перед испытанием резервуара с плавающей крышей или понтоном при положении крыши (понтона) на опорных стойках или кронштейнах проводят дополнительно следующие замеры a) фактического периметра плавающей крыши или понтона b) отклонений от вертикали направляющих стоек плавающей крыши или понтона c) отклонений от вертикали наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона d) отклонений от горизонтали верхней кромки наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона. Указанные отклонения не должны превышать допустимых величин, приведенных в СНиП 3.03.01. Контроль герметичности монтажных швов днища, плавающей крыши и ее коробов проводится вакуум-камерой путем смачивания контролируемого участка шва мыльным раствором, а при отрицательной температуре воздуха – раствором лакричного корня с хлористым натрием или кальцием. Разрежение в камере должно быть не менее 0,08 МПа. Появление пузырей указывает на наличие неплотностей. Герметичность сварного соединения днища с корпусом резервуара проверяют вакуум-камерой. Контролю просвечиванием подвергают все вертикальные стыковые соединения первого пояса и 50 % стыковых соединений второго и третьего поясов резервуаров на участках длинной 200 – 250 мм, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонталями, а также все стыковые соединения в местах примыкания стенки к окрайкам днища. Гидравлическое испытание проводится для окончательной проверки прочности конструкций основания, прочности и плотности корпуса и днища резервуара и их возможных деформаций, работоспособности системы резервуар – технологическая обвязка с компенсирующими устройствами, а также с целью консолидации (уплотнения) грунтов естественного и искусственного оснований в период производства испытательных работ. Для обеспечения аварийного слива воды вовремя гидравлического испытания, в случае образования течи в днище или стенке резервуара, узел оперативного переключения задвижек системы трубопроводов для заполнения и опорожнения резервуара водой следует располагать за пределами обвалования. Подготовка резервуара к испытанию завершается комиссионной проверкой его внутреннего пространства, закрытием люков и составлением акта готовности резервуара к гидравлическим испытаниям. Испытание резервуара проводится наливом воды (гидравлическое испытание. Гидравлические испытания проводят при положительной температуре окружающего воздуха. При проведении гидравлических испытаний при отрицательной температуре разрабатываются мероприятия, которые обеспечивают положительную температуру воды в резервуаре и исключают примерзание затвора к стенке резервуара, обмерзание понтона, плавающей крыши и стенки резервуара, замерзание воды в арматуре. Резервуар, должен быть залит водой до отметки определенной программой испытаний. Он испытывается на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой (без избыточного давления
– до 20 тыс. м вкл. – ч
– свыше 20 тыс. м – ч. Испытание резервуара на прочность и устойчивость проводят при полном его заливе водой, избыточном давлении в газовом пространстве на
15 %, а в вакууме на 60 % больше проектной величины, если в проекте на резервуар ив проекте производства по его монтажу нет других указаний, а продолжительность нагрузки – 30 мин. Стационарная крыша резервуара испытывается на герметичность при полностью заполненном водой резервуаре давлением, превышающем проектное на 10 %. В процессе испытания герметичность сварных соединений проверяют путем нанесения мыльного или другого индикаторного раствора. Давление в газовом пространстве при всех видах испытаний создается либо непрерывным заполнением резервуара водой при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха. Контроль движения в резервуаре осуществляется образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций резервуара, соблюдая меры безопасности определенные программой испытаний. При обнаружении течи из-под края днища, появлении мокрых пятен на поверхности отмостки, испытания необходимо прекратить, слить воду из резервуара. Установить причину течи и устранить дефект. При обнаружении трещин в швах поясов стенки испытание должно быть прекращено. Уровень воды необходимо понизить на один пояс и устранить дефект. Эти участки после устранения дефектов подлежат контролю физическими методами. Гидравлические испытания резервуара с плавающей крышей или понтоном проводят после монтажа уплотняющих затворов по периметру плавающей крыши и вокруг направляющих. При испытании тщательно проверяют движение и положение плавающей крыши и катучей лестницы, состояние и герметичность системы водоспуска, герметичность коробов и отсеков между коробами, плотность прилегания и плавность скольжения уплотняющих затворов, а также измеряют глубину погружения плавающей крыши через замерный люки в четырех диаметрально противоположных точках через кольцевой зазор. Для этого отжимают затвори измеряют расстояние от поверхности воды до верхней кромки наружного борта понтонного кольца. Погружение плавающей крыши должно быть равно проектному с отклонением не более чем на 10 %. Испытания системы водоспуска плавающей крыши проводятся дважды. При нижнем положении плавающей крыши (перед заполнением резервуара водой) испытание проводится путем заполнения дренажной системы водой и создания давления в ней 0,25 МПа. При этом сальниковые шарниры и клапан ливнеприемника или замещающее его запорное устройство должны быть герметичны. Второй раз система водоспуска испытывается в процессе испытания корпуса резервуара наливом воды. Для этого задвижка на выходе системы водоспуска должна быть постоянно открыта. Отсутствие воды в задвижке будет свидетельствовать о герметичности системы водоспуска. При опорожнении резервуара после гидравлического испытания производят зачистку неровностей швов внутренней поверхности стенки резервуара, замеряют зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши и стенкой резервуара, между направляющими трубами и патрубками в крыше. После проведения гидравлических испытаний не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей и конструкций, проведение других сварочных работ на резервуаре.

После гидравлического испытания и опорожнения резервуара необходимо проверить состояние внутреннего антикоррозионного покрытия визуальным осмотром и выборочным контролем соединения днища и первого пояса при помощи искровых дефектоскопов. Контролю приборами подлежат 5 % соединений днища и первого пояса стенки резервуара. Поврежденные участки защитного покрытия подлежат ремонту. Результаты проверки качества внутреннего антикоррозионного покрытия оформляются актом. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на нем оборудованием, внешнего осмотра и проверки соответствия резервуара представленной документации и требованиям проекта. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если
– в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появится течь, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки
– осадка днища резервуара по окрайке при незаполненном и заполненном резервуаре не превысит допустимых пределов, указанных в СНиП 3.03.01.
– плавающая крыша (понтон) плавно поднимется и опустится без рывков и заеданий, погружение плавающей крыши (понтона) не превысит более чем на 10 %.
Примечание.Увеличение погружения плавающей крыши вводу при испытании свидетельствует о том, что вес крыши больше проектного или сила трения между затвором и стенкой резервуара или между направляющей и патрубком чрезмерно велика, что может быть вызвано неправильной формой стенки резервуара или самой плавающей крыши, неправильным монтажом направляющих и затвора. Результаты гидравлического испытания оформляются актом. Мелкие дефекты (свищи, отпотины), обнаруженные при испытании, подлежат устранению после опорожнения резервуара. Приемка резервуаров оформляется актом. Для обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров рекомендуется выполнять соответствующий геодезический контроль за осадкой оснований и фундаментов и деформацией отдельных конструктивных элементов резервуаров в процессе гидравлического испытания, дои после него. Геодезический контроль за деформацией оснований и фундаментов в процессе гидравлического испытания выполняет генподрядная организация с участием представителя заказчика или эксплуатирующей организации.

Геодезическому контролю подлежат
– окрайка днища
– фундаментное кольцо в точках, прилегающих к контролируемым точкам окраек днища
– днище резервуара после его опорожнения
– фундаменты опорных конструкций запорной арматуры приемо- раздаточных технологических трубопроводов
– фундамент шахтной лестницы
– трубопроводы системы пожаротушения (кроме вертикальных участков. Периодичность контрольных съемок деформаций окрайки днища, фундаментного кольца и фундаментов опорных конструкций запорной арматуры не реже 1 раза в сутки, остальных элементов – до заполнения и после слива воды из резервуара. Резервуары, построенные на свайном основании, необходимо прони- велировать по окрайкам днища дважды – дои после испытания. Точки нивелирования окраек днища и фундаментного кольца рекомендуется совмещать с вертикальными швами первого пояса стенки резервуара. Швы первого пояса стенки должны быть промаркированы несмываемой краской в направлении нарастания нумерации почасовой стрелке с исчислением от ой главной оси резервуара. Количество точек нивелирования определяется в зависимости от емкости резервуара
РВС 5 000 – 12 точек.
РВС 10 000 – 16 точек.
РВС 20 000 – 24 точек.
РВС 50 000 – 35 или 36 точек (в зависимости от длины листов стенки) Измерения вертикальных перемещений оснований резервуаров проводятся по III классу. Для проведения наблюдений используются оптические нивелиры типа НГ, НВ, НС и гидростатические шланговые нивелиры типа НШТ. Для контроля за осадкой резервуаров в период гидравлического испытания рекомендуется использовать также систему гидродинамического нивелирования СГДН – Д, которая предназначена для дистанционных измерений превышения отметок между контрольными точками при регулярных наблюдениях. Железобетонные резервуары. Проверка прочности конструкций, равномерности осадки, а также степени проницаемости стенок и днища резервуара проводится путем залива его водой при температуре окружающего воздухаплюс 5 Си выше.

Испытания проводятся после окончания всех строительно- монтажных работ, кроме оклеечной изоляции и обсыпки, выполняемых после испытания. После внешнего и внутреннего визуальных осмотров составляется акт о готовности резервуара к испытаниям, который подписывается представителями заказчика и генподрядчика (строительно-монтажной организации. До начала испытания на резервуаре необходимо смонтировать временную систему слива воды, состоящую из трубопровода и центробежного насоса. Перед испытаниями должны быть определены отметки следующих точек на покрытии резервуар в центре, над колонами и через каждые 12 – 15 м по краю покрытия над стенкой для ведения контроля за осадкой резервуара в процессе наполнения его водой. Перед заполнением необходимо провести осмотр всех конструкций снаружи и изнутри резервуара. При гидравлических испытаниях резервуарные задвижки должны быть плотно закрыты. Резервуар следует заполнять водой в два этапа. На первом этапе для проверки прочности и плотности днища резервуар заполнить водой на высоту ми выдержать под нагрузкой в течение трех суток. На втором этапе для проверки прочности резервуара в целом и определения степени проницаемости стенок и днища резервуар залить водой до проектной отметки. Продолжительность заполнения резервуара не должна превышать 5 суток. Оценку проницаемости корпуса и днища вести по величине потерь воды, рассчитываемой по изменению уровня воды в резервуаре в процессе испытания. Замер уровня при определении потерь воды проводить с помощью поплавков не менее чем в двух точках зеркала воды. В процессе заполнения и испытания резервуара необходимо через
8 – 12 часов контролировать осадку резервуара по ранее отнивелирован- ным точкам покрытия. При этом разность осадок не должна превышать следующих величин
– в цилиндрических резервуарах между центром и точками покрытия над стеной – 0,0006 R (R – радиус цилиндрического резервуарам, ноне более 25 мм
– между смежными колонами – 0,0008 L, ноне более 5 мм (L – расстояние между смежными колонами, мВ случае если разность осадок превышает указанные, необходимо прервать испытания и начать аварийный слив воды. Аварийный слив необходимо произвести и при появлении следующих дефектов трещин в стено- вых панелях, стыках стеновых панелей или покрытий резервуара течи в корпусе резервуара или шве сопряжения днища со стенкой, грозящих затоплением котлована интенсивного выхода воды у основания резервуара. Дефекты в виде трещин ликвидируют путем вырубки части бетона и заделки дефектного места шприц-бетоном (в опалубке. Резервуар считается выдержавшим испытание, если потеря воды на каждый м его смоченной поверхности за третьи сутки после заполнения до проектной отметки не превышает 3 дм, за шестые сутки – 1,5 дм, за девятые сутки – 1 дм, за пятнадцатые сутки – 0,7 дм. При гидроиспыта- нии не должно быть течи в контрольном колодце дренажной канализации. На наружных поверхностях залитого резервуара допускается только потемнение отдельных мест при наличии струйных утечек и подтеков воды на стене, даже если количественно потери воды не превышают норму, резервуар считается не выдержавшим испытание. Испытание покрытия на газонепроницаемость поводится после завершения следующих операций
– гидравлического испытания резервуара
– монтажа технологического оборудования и люков на кровле резервуара с использованием герметичных прокладок
– заполнения резервуара водой до проектной отметки
– заполнения покрытия (у резервуаров с водяным экраном) водой до проектной отметки не менее чем за сутки о начала испытаний, при этом не должно быть видимых течей через покрытие. На время испытания покрытия отключают дыхательные клапаны, но отставляют для работы гидравлические клапаны. При оснащении резервуаров дыхательными клапанами типа КДС –
1000, 1500, 3000 для создания герметичности “пригружается” тарелка давления. Испытание покрытия резервуара на газонепроницаемость проводится путем создания с помощью компрессора или вентилятора избыточного давления до 1765 Па. Давление в резервуаре измеряют образным водяным манометром, подсоединяемым к установленному на крыше светового люка штуцеру с запорным устройством.

После закачки воздуха в газовое пространство резервуара до давления мм вод. ст. проверяют герметичность сварных и фланцевых соединений оборудования и люков, расположенных на покрытии. Покрытие резервуара считается герметичным, если в течение одного часа давление в газовом пространстве понизится не более чем на 50 % от первоначального. Если потери воды и давления превышают нормы, то необходимо обнаружить и устранить вызывающие их дефекты, и повторно испытать резервуар. По результатам испытаний резервуара составляются акты.