Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 22

 

  Главная      Учебники - АЗС, нефть     Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Серия 03. Выпуск 69

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..

 

 

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов - часть 22

 

 

171

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

8.5.3. Ультразвуковой контроль (УЗК)

8.5.3.1. УЗК проводится для выявления внутренних дефектов 

(трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор) с указа-
нием количества дефектов, их эквивалентной площади, условной 
протяженности и координат расположения.

8.5.3.2. УЗК проводится в соответствии с ГОСТ 14782–86 «Кон-

троль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуко-
вые», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 17 де-
кабря 1986 г. № 3926. Нормы допустимых дефектов по СНиП 3.03.01.

8.5.4. Магнитопорошковый контроль или контроль проникающими 

веществами (ПВК)

Магнитопорошковый контроль или ПВК рекомендуется про-

водить в целях выявления поверхностных дефектов основного ме-
талла и сварных швов, невидимых невооруженным глазом. Маг-
нитопорошковому контролю или ПВК подлежат:

все вертикальные сварные швы стенки и швы соединения стен-

ки с днищем резервуаров, эксплуатируемых при температуре хра-
нимого продукта свыше 120 °С;

сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуа-

ров после их термической обработки;

места на поверхности листов стенок резервуаров с пределом 

текучести свыше 345 МПа, где производилось удаление техноло-
гических приспособлений.

8.5.5. Контроль при гидравлических испытаниях резервуара

8.5.5.1. При гидравлических испытаниях резервуара фиксиру-

ются и бракуются все места, где появляются течи и отпотины. По-
сле опорожнения резервуара в этих местах производятся ремонт и 
контроль.

8.5.5.2. Дефектные места в настиле стационарной крыши и в 

зоне ее примыкания к стенке, выявленные в процессе пневмати-
ческих испытаний резервуара, фиксируются по появлению пу-
зырьков на соединениях, покрытых пенообразующим раствором.

172

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

IX. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БЕЗОПАСНОЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

9.1. Общие рекомендации

Настоящее Руководство рекомендует оснащать резервуары 

следующими устройствами и оборудованием для безопасной экс-
плуатации:

дыхательной аппаратурой;
приборами контроля уровня;
устройствами пожарной безопасности;
устройствами молниезащиты и защиты от статического элек-

тричества.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств 

и оборудования с его привязкой к КМ рекомендуется разрабаты-
вать в разделе проектной документации «Оборудование резервуа-
ра», выполненном специализированной проектной организацией.

9.2. Дыхательная аппаратура

9.2.1. Дыхательную аппаратуру рекомендуется устанавливать 

на стационарной крыше резервуаров, она обеспечивает величины 
внутреннего давления и вакуума, установленные в проектной до-
кументации, или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и 
резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура 
выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапа-
нов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во вто-
ром случае — в виде вентиляционных патрубков.

9.2.2. Минимальную пропускную способность дыхательных 

клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных па-
трубков рекомендуется определять в зависимости от максималь-
ной производительности приемо-раздаточных операций (включая 
аварийные условия) по следующим формулам:

пропускная способность клапана по внутреннему давлению 

Q, м

3

/ч:

173

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

 

Q = 2,71M

1

 + 0,026V; (52)

пропускная способность клапана по вакууму Q, м

3

/ч:

 

Q = M

2

 + 0,22V; (53)

пропускная способность вентиляционного патрубка Q, м

3

/ч:

 

Q = M

1

 + 0,02V (54)

или

 

Q = M

2

 + 0,22(что больше), 

(55)

где  М

1

 —  производительность залива продукта в резервуар, м

3

/ч;

 

М

2

 —  производительность слива продукта из резервуара, м

3

/ч;

 

V  —  полный объем резервуара, включая объем газового про-

странства под стационарной крышей, м

3

.

Не допускается изменение производительности приемо-раз-

даточных операций после введения резервуара в эксплуатацию 
без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, 
а также увеличение производительности слива продукта в аварий-
ных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резерву-

аров с понтоном указано в п. 3.8.12 настоящего Руководства.

Предохранительные клапаны регулируются на повышенные 

(от 5 до 10 %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы 
предохранительные клапаны работали вместе с дыхательными.

9.2.3. Дыхательные и предохранительные клапаны рекоменду-

ется устанавливать совместно с огневыми предохранителями, обе-
спечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в 
течение заданного промежутка времени.

9.2.4. Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыха-

тельным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, 
входящий в комплект клапана.

9.2.5. На резервуарах со стационарной крышей, не имеющей 

легко сбрасываемого настила, должны быть установлены аварий-
ные клапаны в соответствии с В.4.1 ГОСТ 31385—2008.

174

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

9.3. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

9.3.1. Для обеспечения безопасной эксплуатации на резервуа-

ре рекомендуется устанавливать соответствующие КИПиА (сиг-
нализаторы максимального и минимального уровня нефти и не-
фтепродукта, уровнемеры, датчики температуры и давления, по-
жарные извещатели).

9.3.2. Приборы контроля уровня обеспечивают оперативный 

контроль уровня продукта. Максимальный уровень продукта кон-
тролируется сигнализаторами уровня (минимум два), передающи-
ми сигнал на отключение насосного оборудования. В РВСП ре-
комендуется устанавливать на равных расстояниях не менее трех 
сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

9.3.3. При отсутствии сигнализаторов максимального уровня 

предусматриваются переливные устройства, соединенные с резерв-
ной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие пре-
вышение уровня залива нефти и нефтепродукта сверх проектного.

9.3.4. Для размещения КИПиА на резервуаре рекомендуется 

предусмотреть конструкции установки и крепления: патрубки, 
кронштейны и др. 

9.3.5. Предельные отклонения расположения конструкций 

установки и крепления при монтаже рекомендуется устанавливать 
в документации по эксплуатации КИПиА.

9.4. Рекомендации по противопожарной защите

Для предотвращения возникновения, распространения и лик-

видации возможного пожара следует руководствоваться Федераль-
ным законом от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент 
о требованиях пожарной безопасности», в соответствии с которым 
для ликвидации и локализации возможных пожаров в резервуарах 
и резервуарных парках следует предусматривать установки пожа-
ротушения и водяного охлаждения.

175

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

9.5. Устройства молниезащиты и защита от статического 

электричества

9.5.1. Устройства молниезащиты резервуаров рекомендуется 

проектировать в составе раздела проектной документации «Обору-
дование резервуара» согласно положениям СО 153-34.21.122–2003 
«Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и 
промышленных коммуникаций», утвержденного приказом Мин-
энерго России от 30 июня 2003 г. № 280.

9.5.2. Уровень и надежность защиты рекомендуется устанав-

ливать в соответствии с СО 153-34.21.122–2003 «Инструкция по 
устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных 
коммуникаций» в пределах от 0,9 до 0,99 в зависимости от типа 
резервуара, хранимого продукта и вместимости склада (категории 
склада) в соответствии с табл. 31 настоящего Руководства.

9.5.3. Защиту от прямых ударов молнии рекомендуется произво-

дить отдельно стоящими или тросовыми (уровень защиты I или II в со-
ответствии с СО 153-34.21.122–2003 «Инструкция по устройству мол-
ниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций», 
утвержденным приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 280) 
установленными молниеприемниками (молниеотводами), токоотво-
ды которых не имеют контакта с резервуаром. Тросовые молниепри-
емники (молниеотводы) применяются для снижения высоты мол-
ниеотводов на протяженных объектах при установке в ряд более трех 
резервуаров в соответствии с технико-экономическим обоснованием.

При уровне защиты III (в соответствии с СО 153-34.21.122–2003 

«Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и 
промышленных коммуникаций», утвержденным приказом Мин-
энерго России от 30 июня 2003 г. № 280) молниеприемник можно 
устанавливать на резервуаре.

Расчет молниеприемников (молниеотводов) рекомендуется 

выполнять исходя из требуемого уровня защиты в соответствии 
с СО 153-34.21.122–2003 «Инструкция по устройству молниезащи-
ты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций», утверж-
денным приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 280.

176

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

Рекомендуется, чтобы в зону защиты молниеотводов входили 

резервуары и оборудование на крыше, а также:

для РВСПК — пространство высотой 5 м от уровня ЛВЖ в 

кольцевом зазоре;

для РВС с ЛВЖ при уровнях защиты I и II — пространство над 

каждым дыхательным клапаном, ограниченное полусферой ради-
усом 5 м.

9.5.4. Защиту от вторичных проявлений рекомендуется обеспе-

чивать организацией систем заземления и уравнивания потенциа-
лов, обеспечением расстояний от молниеотводов до проводящих 
конструкций, применением устройства защиты от импульсных 
перенапряжений.

9.5.5. Между плавающей крышей, понтоном и корпусом резер-

вуара рекомендуется устанавливать гибкие токопроводящие пере-
мычки:

не менее двух — для резервуаров диаметром до 20 м;
не менее четырех — для резервуаров диаметром более 20 м.

Таблица 31

Характеристика

резервуара

Уровень защиты

Надежность защиты

Склад нефти и нефтепродуктов категории I

РВС для ЛВЖ

I

0,99

РВСП

I

0,99

РВСПК I

0,99

РВС для ГЖ

II

0,95

Склад нефти и нефтепродуктов категории II

РВС для ЛВЖ

I

0,99

РВСП

II

0,95

РВСПК II

0,95

РВС для ГЖ

III

0,90

Склад нефти и нефтепродуктов категории III

РВС для ЛВЖ

II

0,95

РВСП

II

0,95

РВС для ГЖ

III

0,90

177

©  Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

9.5.6. Нижний пояс стенки резервуаров присоединяется че-

рез токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не 
более чем 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диа-
метрально противоположных точках. Соединения токоотводов и 
заземлителей выполняются на сварке. Разрешено присоединение 
резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шай-
бах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные 
к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резь-
бовым отверстием М16. Переходное сопротивление контактных 
соединений — не более 0,05 Ом.

Рекомендуемые размеры заземлителей и заземляющих прово-

дников, проложенных в земле, приведены в табл. 32 настоящего 
Руководства.

9.5.7. В разделе проектной документации «Оборудование резер-

вуара» (подраздел «Молниезащита») разрабатываются мероприятия 
по защите резервуара от электростатической и электромагнитной 
индукции в зависимости от электрических характеристик продук-
та, производительности и условий налива продукта, свойств мате-
риала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефть и не-

фтепродукты рекомендуется заливать в резервуар без разбрызги-
вания, распыления или бурного перемешивания (за исключением 
случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обе-
спечены специальные меры электростатической безопасности).

Таблица 32

 Материал

Профиль  сечения

Диа-

метр, 

мм

Площадь 
попереч-

ного сече-

ния, мм

Тол-

щина 

стен-

ки, мм

Сталь 
оцинко-
ванная

Круглый:

    

для вертикальных заземлителей

12

для горизонтальных заземлителей

10

Прямоугольный

75

3

Трубный

25

2

178

Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических

9.5.8. Рекомендуется подавать продукт в резервуар ниже нахо-

дящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара 
нефть и нефтепродукты подаются со скоростью не более 1,0 м/с до 
момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понто-
на или плавающей крыши. 

9.5.9. Максимальная производительность заполнения (опорож-

нения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограни-
чивается скоростью пере мещения плавающей крыши (понтона) 
и рекомендуется более 3,3 м/ч для резервуаров объемом до 700 м

3

6 м/ч — для резервуаров объемом от 700 до 30 000 м

3

 включитель-

но и 4 м/ч — для резервуаров объемом более 30 000 м

3

. При нахож-

дении плавающей крыши (понтона) на стойках скорость подъема 
(снижения) уровня жидкости в резервуаре не более 2,5 м/ч.

X. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИСПЫТАНИЮ

И ПРИЕМКЕ РЕЗЕРВУАРОВ

10.1. РВС, РВСП и РВСПК рекомендуется подвергать гидрав-

лическому испытанию. РВС, эксплуатируемые с установленными 
на крыше дыхательными клапанами, испытываются на внутреннее 
избыточное давление и относительное разрежение.

Рекомендуемые виды испытаний в зависимости от типа резер-

вуаров приведены в табл. 33 настоящего Руководства.

Таблица 33

Виды испытаний резервуаров

Вид испытания

РВС РВСП РВСПК

1. Испытания герметичности корпуса резервуара 
при заливе водой

+

+

+

2. Испытания прочности корпуса резервуара при 
гидростатической нагрузке

+

+

+

3. Испытания герметичности стационарной крыши 
РВС избыточным давлением воздуха

+

4. Испытания устойчивости корпуса резервуара 
созданием относительного разрежения внутри ре-
зервуара

+

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..