Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

1.5. Автоматика и КИП 1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики: местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре; сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре; сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре; местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости; пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей; сниженным пробоотборником; сигнализатором верхнего положения понтона; датчиком утечек. 1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами. 1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8·10 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95% при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги. 1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня; сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня; сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка; сигнализаторы СУУЗ-1P, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты; ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1", служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство. Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100-400 м. Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным. 1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания. 1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. 1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды. На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт). 1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы. 1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно #M12293 0 1200003628 4150392453 247265662 4291540385 3918392535 2960271974 3085012060 4294967268 251105619ГОСТ 2517-85#S (часть II, прил.1, п.16). 1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, прил.1, п.34). 1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автoматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов; диапазона измеряемого параметра; внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.); конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр). 1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей. 1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию 1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях: конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта; металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов); монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта. Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций - разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия. Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта. 1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов. 1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе: сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями #M12291 871001075СНиП III-18-75#S (часть II, прил.1, п.33). 1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т.д. 1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента; геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.). Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со #M12291 871001075СНиП III-18-75#S, не должны превышать величин, приведенных в табл.1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4. Таблица 1.6.1 Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров #G0Наименование отклонений Допустимое отклонение Днище Отклонение наружного контура днища от горизонтали См. табл.1.6.2 Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 м) Не более 150 мм Стенка Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе: до 12 м включительно ±20 мм свыше 12 м ±30 мм Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной: из рулонной заготовки ±15 мм из отдельных листов ±50 мм Отклонения образующих стенки от вертикали См. табл.1.6.3 Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей См. табл.1.6.4 Понтон и плавающая крыша Отклонение наружного контура понтона или плавающей крыши от горизонтали ±20 мм Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали 25 мм Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа ±10 мм Кровля Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема) ±0,02 Разность отметок смежных узлов радиальных балок и ферм 10 мм Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости. Таблица 1.6.2 Допустимые отклонения (в мм) наружного контура днища от горизонтали #G0 При незаполненном резервуаре При заполненном резервуаре Вместимость резервуара, м разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок любых других точек разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м разность отметок любых других точек Менее 700 10 25 20 40 700-1000 15 40 30 60 2000-5000 20 50 40 80 10000-20000 10 50 30 80 30000-50000 15 50 30 80 Таблица 1.6.3 Допустимые отклонения (± мм) образующих стенки резервуара от вертикали #G0 Номер пояса Резервуар I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Для резервуаров высотой до 12 м С понтонами или плавающими крышами 10 20 30 40 45 50 55 60 - - - - Для резервуаров высотой до 18 м То же 10 20 30 40 45 50 55 55 55 55 60 60 Для резервуаров высотой до 12 м Другие типы 15 30 40 50 60 70 80 90 - - - - Для резервуаров высотой до 18 м То же 15 30 40 50 60 60 70 70 70 80 80 90 Примечания: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм oт верхнего горизонтального шва. 2. Проверка отклонений проводится не реже, чем через 6 м по окружности резервуара. 3. Для 20% образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения ±90 мм, а для резервуаров других конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции. 4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом 5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции. Таблица 1.6.4

Похожие:

	Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту 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,...		Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту москва «Недра» 1988 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,...
	Правила технической эксплуатации тепло вЫх установок и сетей аутентичный перевод Приложение 1 Журнал проверки знаний Правил технической эксплуатации тепловых установок и сетей и нд по охране труда		"Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок" Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г
	"рд 31. 35. 10-86. Правила технической эксплуатации портовых сооружений... Рд 31. 35. 10-86. Правила технической эксплуатации портовых сооружений и акваторий		Приказ Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115 "Об утверждении Правил... Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г
	Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. №6 "Об утверждении Правил... Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г		Приказ от 13 января 2003 г. N 6 Об утверждении правил технической... Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г
	Приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. N 6 "Об утверждении Правил... Ввести в действие Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей с 1 июля 2003 г		Приказ от 24 марта 2003 г. N 115 об утверждении правил технической... Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г