Общие требования к резервуарным паркам

Резервуарный парк –группа (группы) наземных резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой.

Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом требований СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», ПБ 03-381-00 «Правила устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», «Правила технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных Минэнерго России 19. 06. 2003 г. № 232.

Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе, – 30 м (СНиП 2.11.03-93). Резервуары в группе следует располагать не более чем в 4 ряда объемом менее 1000 м³, не более чем в три ряда объемом от 1000 до 10 000 м³, не более чем в 2 ряда объемом 10 000 и более м³. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, до 40 м при объеме резервуара до 20 000 м³.

В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, расположенных в два ряда и более, должны быть предусмотрены заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники. При этом планировочная отметка проезжей части заезда должна быть на 0, 2 м выше уровня расчётного объема разлившейся жидкости.

Для каждого резервуара, находящегося в эксплуатации, должны быть следующие документы:

а) технический паспорт резервуара;

б) технический паспорт на понтон;

в) градуировочная таблица резервуара;

г) технологическая карта резервуара и схема технологических трубопроводов;

д) журнал текущего обслуживания;

е) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

ж) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества.

Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.

Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.

Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:

– дыхательные клапаны, предохранительные клапаны;

– стационарные сниженные пробоотборники;

– огневые предохранители, приборы контроля и сигнализации;

– противопожарное оборудование;

– сифонный водоспускной кран, вентиляционные патрубки;

– приемораздаточные патрубки, хлопуши;

– люки-лазы, люки световые, люки измерительные;

– диски-отражатели.

Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы.

Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:

– местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;

– сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;

– сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;

– дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

– местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;

– пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

– дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

– сниженным пробоотборником;

– сигнализатором верхнего положения понтона.

На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резер-вуара:

– типа резервуара, наличия понтона (плавающей крыши);

– номера резервуара по технологической схеме;

– фактической высоты резервуара до верхнего уголка, м;

– фактической высоты резервуара до врезки пеногенератора, м;

– максимально допустимого уровня нефтепродукта, м;

– минимально допустимого уровня нефтепродукта, м;

– аварийного уровня нефтепродукта, м;

– максимально допустимой производительности закачки, м³/ч;

– максимально допустимой производительности откачки, м³/ч;

– геометрической вместимости резервуара, м³;

– пропускной способности дыхательного клапана, м³/ч;

– пропускной способности предохранительного (гидравлического) клапана, м³/ч;

– типа и количества дыхательных клапанов;

– типа и количества предохранительных клапанов;

– типа и количества огневых предохранителей;

– средства измерения и контроля уровня;

– средства измерения и контроля температуры;

– средства измерения массы нефтепродукта.

Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения.

Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна выполняться с учетом требований СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии». Выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозийной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозийной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения» и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений». Анализируются «рабочие чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы.

В процессе эксплуатации резервуара подвергаются коррозии наружная и внутренняя стороны.

Для защиты резервуаров от внутренней коррозии используются лакокрасочные покрытия.

Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами включает следующие операции:

– подготовительные работы;

– подготовку внутренней поверхности резервуара под окраску;

– нанесение лакокрасочного материала и его сушку;

– контроль качества покрытия;

– заделку технологических отверстий и их окраску.

При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе.

Для агрессивных сред применяют следующие системы лакокрасочных покрытий:

– грунт ВЛ-08, эмаль ЭП-56;

– шпатлевка ЭП-00-10, эмаль ЭП-773; эмаль ЭП-5116.

Перечень основных документов (ГОСТов, СНиПов, РД), необходимых при строительстве, испытании, диагностике, ремонте, зачистке, коррозийной защите, пожарной безопасности резервуаров, резервуарных парков нефтебаз, приведён ниже:

10.5.2. Определение основных размеров вертикальных
цилиндрических резервуаров

На рис. 10.5 показан вертикальный резервуар и эпюра давления от жидкости вдоль стенки. Резервуар находится под постоянным давлением дыхательного клапана (2000 Н/м²), которое, согласно закону Паскаля, передается во все точки резервуара без изменения. Стенки дополнительно воспринимают давление жидкости, которое изменяется от высоты Н и определяется по формуле

, (10.1)

где – плотность нефтепродукта, кг/м³; g – ускорение свободного падения
9, 8 м/с².

Рис. 10.5. Расчетная схема вертикального резервуара

Для резервуара вертикального стального марки РВС – 1000 с высотой наполнения 8 м и плотностью нефтепродукта, равного 900 кг/м³, избыточное давление у основания составит 70560 Н/м². Если учесть наличие дыхательного клапана, поддерживающего давление испарившегося топлива 2000 Н/м², то
общее расчетное избыточное давление у основания резервуара составит
72560 Н/м².

Объем вертикального резервуара зависит от его площади основания , где D – внутренний диаметр резервуара и высоты резервуара Н_{Р .}

, (10.2)

где – радиус резервуара.

На рис. 10.6 показана конструкция резервуара РВС-5000. Он представляет собой цилиндрический корпус 1, сваренный из стальных листов размером
1, 5 х 6 м, толщиной 4 – 25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называют поясом резервуара. Соединение поясов может быть стыковое (С) или ступенчатое (нахлесточное Н).

Рис. 10.6. Вертикальный цилиндрический резервуар объемом 5000 м³
со щитовой кровлей: 1 – корпус; 2 – щитовая кровля; 3 – центральная стойка;
4 – шахтная лестница; 5 – днище

Щитовая кровля 2 опирается на центральную стойку 3. Днище резервуара 5 сварное, располагается на песчаной подушке. Обработано битумом с целью предотвращения коррозии и имеет уклон от центра к периферии для удаления воды.

В таблице 10.3 приведены основные данные по стальным вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 100 000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление около 2000 Па и разрежение около 200 Па
(вакуумметрическое давление).

Таблица 10.3

Основные данные по стальным вертикальным цилиндрическим
резервуарам для нефти и нефтепродуктов