Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
Скачать 3.65 Mb.
|
1.4. Оборудование резервуаров1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:
Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов. 1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара. Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8). 1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150—69 (часть II, прил. 1, п. 7). 1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097—78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8). 1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов. 1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. 1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные. 1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н. Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана. Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1. Таблица 1.4.1
1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106—79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38). 1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11). 1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность. 1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:
1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С. 1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте. 1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки. 1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения. 1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока). 1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован. 1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020—76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39). | ||||||||||||||||||||
Похожие:
 | Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О. Н. Лайков (цнил, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л. В. Дубень,... | | Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О. Н. Лайков (цнил, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л. В. Дубень,... |
| Приложение 1 Журнал проверки знаний Правил технической эксплуатации тепловых установок и сетей и нд по охране труда | | Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г |
| Рд 31. 35. 10-86. Правила технической эксплуатации портовых сооружений и акваторий | | Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г |
 | Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г | | Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г |
| Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г | | Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г |