Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности

Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм	Максимально допустимая скорость, м/с
	10,9
	10,3
	9,4
	9,1
	8,8

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси.

При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленные на резервуаре, не должен превышать 85% от их суммарной проектной пропускной способности.

Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями следует принимать по пропускной способности огневых предохранителей соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки нефти из резервуаров следует привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми условиями.

Заполнение резервуара с плавающей крыше и резервуара с понтоном условно делится на два периода:

- первый период - от начала заполнения до всплытия плавающей крыши (понтона);

- второй период - от момента всплытия плавающей крыши (понтона) до максимальной рабочей высоты налива.

Скорость подъема плавающей крыши или понтона в резервуаре с момента до окончания заполнения не должна превышать величины, указанной в проекте.

Опорожнение резервуаров с плавающей крышей или понтоном условно делится на два периода:

- первый период - от начала опорожнения до посадки плавающей крыши (понтона) на опоры. Опорожнение резервуара может происходить со скоростью опускания плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом.

- второй период - от посадки плавающей крыши или понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневых предохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона.

Эксплуатации резервуаров в номинальном режиме соответствуют второй период заполнения и первый период опорожнения.

При приеме нефти (нефтепродуктов) последовательно в несколько резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефть (нефтепродукт), после этого закрыть задвижку резервуара, в который принималась продукт. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре.

В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики):

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2кПа (200 мм. вод. ст.), вакуум – не более 0,25кПа (25 мм. вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2,3кПа (230 мм. вод. ст. ) и вакуум 0,4кПа (40 мм. вод. ст.);

- на резервуарах с понтоном (плавающей крышей) при наличии огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давлении и вакуум не должны быть больше 0,2кПа (20 мм. вод. ст.).

Максимально допустимый уровень нефти при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном – пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефти (нефтепродукта) и прием ее в течение времени передачи соответствующих распоряжений и отключения резервуара.

Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефти (нефтепродукта) устанавливается по результатам технического диагностирования состояния резервуара.

Минимально допустимым уровнем нефти (нефтепродукта) в резервуаре является минимальный уровень, при котором предотвращаются кавитация в системе «резервуар – насос» и воронкообразование в резервуаре.

Расчетный минимально допустимый уровень должен быть выше минимально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров.

Минимально допустимый уровень нефти (нефтепродукта) в резервуаре с понтоном (плавающей крышей) устанавливается исходя из условий нахождения понтона (плавающей крыши) на плаву.

В резервуарах, работающих в режиме «подключенных», устанавливается технологический уровень.

При создании запаса нефти (нефтепродукта) для обеспечения независимой работы НПС в течение заданного времени в части резервуаров резервуарного парка может создаваться необходимый запас, а из остальных резервуаров нефть может откачиваться до минимально допустимого уровня.

Максимальные рабочие уровни в резервуарах, работающих в режиме «подключенных», определяются исходя из условия обеспечения запаса свободной их емкости для сброса и приема нефти в течение 2-х часов работы нефтепровода с максимальной производительностью.

При невозможности создания запаса емкости для 2-х часового приема нефти определяют возможный объем резервирования на данной НПС и время, необходимое для заполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью (нефтепродуктом).

Оборудование резервуаров

Основные требования к выбору и размещению оборудования стальных резервуаров

Для технического использования и проведения технологических операций резервуар оснащается оборудованием. Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуар должен быть оснащен системами безопасности.

Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией.

На резервуарах должны монтироваться следующее оборудование и системы:

- приемо-раздаточные устройства с внутренней стороны резервуара;

- устройства для размыва донных отложений;

- кран сифонный, водоспуск;

- замерный люк, световой, смотровой, люк-лаз, монтажный;

- дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями для РВС;

- вентиляционные патрубки для РВСП;

- оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара;

- трубопроводы и генераторы систем пожаротушения;

- трубопроводы системы охлаждения резервуара;

- система защиты резервуара от коррозии;

- система молниезащиты, защиты от статического электричества и заземления.

Резервуарное оборудование и системы устанавливаются на резервуарах в зависимости от его типа (РВС, РВСП и РВСПК). Перечень оборудования приведен в табл. 3.4-3.8

Срок службы резервуарного оборудования, устанавливаемого на резервуаре, должен быть не менее 20 лет. Оборудование должно заменяться по истечении срока службы, его морального устаревания. Оборудование, устанавливаемое на резервуаре и внутри защитного обвалования должно быть в климатическом исполнении в соответствии с ГОСТ 15150-69.

На резервуарах должно устанавливаться оборудование во взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению органами Госпромнадзора РБ.

Установку патрубков для оборудования на корпусе и крыше резервуара необходимо производить в соответствии с требованиями промышленной безопасности (ПБ).

Оборудование, располагаемое на резервуаре, должно быть доступным для обслуживания. С этой целью необходимо предусматривать обслуживающие площадки с лестницами.