ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
НАЦИОНАЛЬНЫЙ
СТАНДАРТ
РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ
Правила технической эксплуатации
Издание официальное
Москва
Стандартинформ
2019
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта» (ООО «НИИ Транснефть»)
2 ВНЕСЕН подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Технического комитета по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 ноября 2019 г № 1082-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указалюле «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
© Стандартинформ. оформление. 2019
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
и
РВСП — резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей и понтоном;
РВСПК — резервуар вертикальный стальной цилиндрический с плавающей крышей;
РД — рабочая документация;
РП — резервуарный парк;
СА — система автоматизации;
СВО — система водяного охлаждения;
СИ — средство измерений;
СИЗ — средства индивидуальной защиты;
СКНР — система компенсации нагрузок от приемо-раздаточного патрубка на стенку резервуара;
СПТ — система пенного пожаротушения;
СРДО — система размыва донных отложений;
ТД — техническая документация;
ТКО — товарно-коммерческие операции;
ТО — техническое обслуживание;
ТОР — техническое обслуживание и ремонт;
ТР — текущий ремонт;
УЗТ — ультразвуковая толщинометрия;
ЭХЗ — электрохимическая защита;
нщпру ~ высота от днища резервуара до верха щели ПРУ, м;
Нщтрсб — высота проема трубы аварийного сброса или отверстий ПРУ диффузорного типа, м;
Чла*с лодогр — высота верхней точки системы подогрева продукта, м.
5 Основные положения
5.1 Эксплуатацию резервуаров осуществляют в соответствии с настоящим стандартом с учетом (3) и (4].
5.2 Типы, объемы и габаритные размеры резервуаров — по ГОСТ 31385.
5.3 Перечень оборудования и конструктивных элементов резервуаров в зависимости от их типа приведен в приложении А. Выбор конкретного оборудования и конструктивных элементов определяет проектировщик.
Оборудование резервуаров для авиатоплива — по ГОСТ Р 18.12.02.
5.4 Для аварийного сброса нефти/нефтепродуктов применяют резервуары, оборудованные дыхательными. предохранительными и аварийными клапанами без понтона, без газовой обвязки и установки улавливания легких фракций.
6 Приемка и ввод в эксплуатацию
6.1 Приемку резервуара в эксплуатацию осуществляют после завершения:
- строительно-монтажных работ в соответствии с ПД и РД;
- приемки оборудования после индивидуальных испытаний;
- выполнения первичной поверки (для резервуаров, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений) или калибровки резервуара;
- проведения КО после окончания строительства, реконструкции, технического перевооружения, капитального и текущего ремонта резервуаров по утвержденной заказчиком программе и графикам в соответствии с (5). При проведении КО проверяется работоспособность всего смонтированного на резервуаре оборудования и систем, включая подогреватели в условиях эксплуатационных нагрузок. По результатам проведенных работ оформляется акт КО и акт об окончании пусконаладочных работ по видам работ в установленном порядке.
6.2 Гидравлические испытания резервуара на прочность и герметичность — по ГОСТ 31385.
6.3 Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению гидравлических испытаний вертикальных цилиндрических стальных резервуаров приведен в приложении Б.
6.4 Для резервуаров, предназначенных для приема и накопления авиатоплива, дополнительно (см. приложение Б) выполняют исследование влияния внутреннего АКП резервуара на авиатопливо в соответствии с (6].
6.5 При приемке резервуара в эксплуатацию подрядчик передает организации, эксплуатирующей резервуары, приемо-сдаточную документацию на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт резервуара, в том числе:
- перечень организаций и ответственных лиц, участвующих в строительстве;
- реестр исполнительной документации;
- ПД и РД на резервуар с внесенными в процессе строительства изменениями, ведомость изменений рабочей документации;
- документы о согласовании допустимых отступлений от требований ПД при строительстве;
- комплект рабочих чертежей с надписями о соответствии фактически выполненных работ этим чертежам, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ на основании распорядительного документа (приказа), подтверждающего полномочия лица;
- комплект чертежей металлоконструкций резервуара марки КМД;
- ППР по строительству/ремонту;
- общий журнал работ;
- журнал входного контроля;
- журнал авторского надзора;
- журнал производства земляных работ;
- журнал полевого испытания грунтов:
- журнал забивки свай (при необходимости);
- журнал производства сварочных работ;
- журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ;
- журнал антикоррозионной защиты конструкций резервуара;
- протоколы испытаний сварочно-технологических свойств сварочных материалов;
- протоколы качества, сертификаты, комплектовочные (отправочные) ведомости, технические паспорта. протоколы испытаний и другие документы, удостоверяющие качество, безопасность и свойства материалов, конструкций и изделий, примененных при производстве работ;
- документы по контролю качества сварных соединений со схемами расположения мест контроля и заключениями;
- копии удостоверений об аттестации (НАКС) сварщиков, выполнявших сварку, с указанием шиф-ров-личных клейм (цифровых или буквенных знаков), присвоенных в установленном порядке по системе НАКС;
- акты геодезического контроля;
- акт освидетельствования геодезической разбивочной основы;
- акт разбивки осей резервуара на местности;
- исполнительные геодезические схемы:
- исполнительные схемы контрольных геодезических съемок, выполняемые строительным контролем подрядчика совместно со строительным контролем заказчика;
- исполнительные схемы и профили участков сетей инженерно-технического обеспечения;
- акт на приемку основания резервуара;
- акт на приемку фундамента резервуара;
- акт приемки металлоконструкций резервуара в монтаж;
- акт на скрытые работы по устройству основания, фундамента, изолирующего слоя, заземления, прокладке кабелей и других работ;
- схемы нивелирования фундамента, окрайки днища резервуара;
- акты контроля качества смонтированных конструкций резервуара;
- акт гидравлического испытания резервуара;
- акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум;
- акт завершения монтажа (сборки) конструкций;
- акты испытаний трубопроводов, оборудования, устанавливаемого на резервуаре, устройств сигнализации, автоматизации, молниезащиты и ЭХЗ резервуара;
- документы об утверждении типа и первичной поверке резервуара, используемого для измерений. относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерения (акт о положительных результатах испытаний с целью утверждения типа и/или свидетельство об утверждении
типа с описанием типа, методика поверки, свидетельство о поверке и другие документы в соответствии с методикой поверки);
- схему и акт испытания заземления резервуара;
- документы, подтверждающие качество выполненных работ по антикоррозионной защите конструкций резервуара;
- акт испытания автоматических систем/установок пожаротушения и СВО (при необходимости);
- проверочный расчет объема защитного ограждения (обвалования) резервуара по результатам контрольного обмера с учетом строительных объемов конструкций внутри защитного ограждения (обвалования) с учетом требований ГОСТ Р 53324;
- акты приемки резервуара и оборудования после проведения КО;
- материалы проверок, проведенных в процессе строительства органами государственного и ведомственного надзора;
- акт сдачи-приемки приемочной комиссией законченного строительством резервуара.
6.6 В зависимости от назначения резервуара и установленного на нем оборудования перечень приемо-сдаточной документации на резервуар после строительства или ремонта, приведенный в 6.5. может быть дополнен.
6.7 Для РВС с понтоном или плавающей крышей дополнительно к документам, приведенным в 6.5, прилагают:
- акты испытания коробов стального понтона или плавающей крыши на герметичность после монтажа;
- акт на испытания поплавков алюминиевых понтонов;
- акты на испытания систем водоспуска;
- акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;
- документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для уплотняющего затвора;
- ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона (плавающей крыши), патрубков направляющих и наружного борта понтона или плавающей крыши;
- технические документы на конструкцию уплотняющего затвора понтона (плавающей крыши).
7 Техническая эксплуатация
7.1 Порядок выполнения работ
7.1.1 Осмотр, ТО и ТР резервуаров проводят в соответствии с перечнем работ, приведенным в приложении В.
7.1.2 При осмотре резервуаров типа РВС/РВСП/РВСПК обращают внимание на:
- наличие утечек нефти/нефтепродуктов;
- образование трещин в сварных соединениях и основном металле;
- появление вмятин, хлопунов;
- состояние фланцевых соединений люков подключаемых трубопроводов и арматуры люков (прокладок, заглушек, крепежных элементов, наличие протечек нефти/нефтепродукта);
- состояние запорно-регулирующей арматуры, дыхательных, предохранительных и аварийных клапанов, вентиляционных патрубков, контрольно-измерительных приборов, противопожарного оборудования, молниезащиты и заземления;
- состояние отмостки, защитного ограждения (обвалования).
7.1.3 Визуальный осмотр поверхности понтона выполняют в верхнем его положении через световой (смотровой) люк в кровле резервуара. При осмотре проверяют наличие/отсутствие отпотин или нефти/нефтепродуктов на понтоне и в открытых коробах, исправность заземляющих кабелей понтона, уплотнительного затвора.
7.1.4 Плавающую крышу необходимо ежедневно осматривать с верхней кольцевой площадки. При осмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие нефти/ нефтепродуктов на поверхности плавающей крыши, зимой — наличие и уровень снежного покрова на плавающей крыше, состояние заземляющих кабелей плавающей крыши, состояние элементов кольцевого уплотняющего затвора и направляющей стойки, положение запорной арматуры системы водоспуска.
Нормальное положение запорной арматуры задвижки водоспуска во время эксплуатации резервуара — «открыто». Задвижку водоспускного устройства закрывают при утечке нефти/нефтепродукта в производственно-ливневую канализацию РП из-за разгерметизации водоспускного устройства.
7.1.5 При ТО резервуара с плавающей крышей проверяют состояние элементов катучей лестницы. погружение плавающей крыши, отсутствие нефти/нефтелродуктов в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние кольцевого затвора и его элементов, затвора направляющей стойки, сеток ливнеприемников. состояние заземляющих кабелей и узлов их крепления, наличие уплотняющих прокладок патрубков и люков.
7.1.6 Для удобства обслуживания каждому коробу, люку, каждой опорной стойке плавающей крыши присваивают порядковый номер, наносимый несмываемой краской, начиная с оборудования, расположенного над ПРП, и далее по часовой стрелке, от центра к периферии.
7.1.7 При появлении нефти/нефтепродуктов в дренажном и шахтном колодцах, камере управления. а также при выходе ее/их на поверхность обсыпки резервуара или территорию РП резервуар опорожняют для выявления и устранения имеющихся неисправностей.
7.1.8 В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) контролируют избыточное давление. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации длительное время, допускается уменьшение избыточного рабочего и максимального давления и вакуума по сравнению со значениями, установленными ПД, до величин, определенных по результатам технического диагностирования резервуара.
7.1.9 ТР проводят в плановом порядке без зачистки резервуара по заранее разработанному графику.
7.1.10 На каждый РП разрабатывают инструкцию по эксплуатации и ТОР ОПТ. СВО.
7.1.11 Отметки о выполнении работ по ТОР оборудования вносят в журналы, паспорта и формуляры оборудования и технические паспорта ОПТ и СВО.
7.1.12 ТО оборудования СПТ подразделяют на ежедневное и периодическое.
7.1.13 Перечень параметров технического состояния оборудования, контролируемых при ежедневном осмотре, приводят в инструкции по эксплуатации и ТОР СПТ, СВО.
7.1.14 Перечень параметров технического состояния оборудования СПТ и СВО, контролируемых при ежедневном осмотре, приведен в таблице 1.
|
Таблица 1 — Перечень параметров технического состояния оборудования СПТ и СВО, контролируемых при ежедневном осмотре |
|
Наименование оборудования СПТ и СВО |
Параметр, контролируемый при ежедневном осмотре |
|
Высоконапорный пеногенератор |
Отсутствие наледи (в зимнее время) на воздушных клапанах |
|
Коренная задвижка пенопроеода системы пенного пожаротушения |
Правильное рабочее положение (открыто) Герметичность — отсутствие подтеков нефти/нефтепродуктов Наличие смазки штоков задвижек |
|
Обратный клапан СПТ |
Герметичность — отсутствие подтеков нефти/нефтепродуктов |
|
Разрывная мембрана |
Герметичность — отсутствие подтеков нефти/нефтепродуктов (отсутствие нефти/нефтепродуктов в сливном кране между обратным клапаном и разрывной мембраной). Наличие заглушек на патрубках узлов проверки герметичности мембраны |
|
Узел промывки и испытаний СПТ и СВО |
Герметичность — отсутствие подтеков нефти/нефтепродуктов Положение задвижки — «закрыто». Наличие заглушек с болтовым соединением на патрубках узлов промывки СПТ |
|
Растворопровод (при наружной прокладке), участок пенопроеода от стенки резервуара до обратного клапана включительно |
Состояние теплоизоляционного покрытия — при обходе визуальным осмотром проверяется целостность и отсутствие подтеков раствора пенообразователя |
|
Камера низкократной пены |
Отсутствие механических повреждений корпуса, состояние окраски Отсутствие подтекания раствора |
|
Пеногенератор |
Отсутствие механических повреждений корпуса, сетки, состояние окраски Отсутствие подтекания раствора |
|
Дренаж линии подслойного СПТ в защитном ограждении (обваловании) резервуара |
Закрытое положение дренажных кранов Наличие заглушек с болтовым соединением на патрубках узлов слива конденсата СПТ |
|
7.1.15 Результаты проведения ежедневного осмотра оборудования СПТ и СВО вносят в журнал результатов обхода объектов МТ.
7.2 Эксплуатационные документы
7.2.1 График ТОР РП на год составляет ответственный за эксплуатацию РП с разбивкой по месяцам на все резервуары и виды учтенного оборудования. Пример формы на отдельный вид оборудования (график технического обслуживания и ремонта дыхательных и предохранительных клапанов) приведен в приложении Г.
7.2.2 Для обеспечения безопасной эксплуатации резервуаров и РП объектов МТ ведут следующие эксплуатационные документы:
- технологическая карта эксплуатации резервуара для нефти/нефтепродуктов РП объектов МТ. Форма приведена в приложении Д;
- журнал учета установки заглушек, оформленный в соответствии с приложением Е;
- журнал обхода объектов МТ. Форма приведена в приложении Ж:
- журнал проведения работ по размыву и удалению донных отложений из резервуаров. Форма приведена в приложении И;
- технологическая карта по размыву донных отложений в резервуарах;
- график размыва донных отложений (при необходимости);
- журнал учета движения кассет ОП.
7.2.3 На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, необходимо иметь следующие эксплуатационные документы:
- паспорт резервуара с актами на замену оборудования (в зависимости от типа резервуара), оформленный в соответствии с приложением К Паспорт резервуара ведут в бумажном виде и в электронной форме;
- паспорта/формуляры изготовителя на оборудование резервуара:
- приемо-сдаточная документация на резервуар и на проведение ремонта;
- градуировочная таблица на резервуар;
- акты измерения базовой высоты резервуара;
- схема нивелирования фундамента, окрайки и защитного ограждения резервуара типа РВС/ РВСП/РВСПК;
- журнал текущего обслуживания и ремонта;
- инструкции по эксплуатации резервуара (с учетом типа) и оборудования резервуара;
- протоколы испытаний дыхательных и предохранительных клапанов;
- паспорт комплексного заземляющего устройства резервуара. Форма приведена в приложении Л.
7.2.4 В инструкцию по эксплуатации резервуара (с учетом типа резервуара) и оборудования резервуара включают:
а) технические характеристики резервуара;
б) перечень оборудования резервуара;
в) порядок ТО и ТР резервуара;
г) порядок подготовки резервуара, оборудования. РП к эксплуатации в осенне-зимний, весеннелетний (с учетом весеннего паводка) периоды года;
д) зоны ответственности эксплуатирующего персонала;
е) требования по охране труда и промышленной безопасности;
ж) требования по охране окружающей среды;
и) требования по пожарной безопасности при эксплуатации резервуаров и РП;
к) технологическую карту эксплуатации резервуаров РП объектов МТ;
л) выкопировку из генерального плана объекта МТ с нанесенными инженерными коммуникациями;
м) схему резервуара (план, разрез) с указанием установленного оборудования и подключаемых коммуникаций;
н) формы журналов:
1) учета установки и снятия заглушек:
2) осмотров, учета отказов и неисправностей механо-технологического оборудования;
3) учета движения кассет ОП;
4) наблюдения за осадкой и деформациями фундамента (основания).
И
7.2.5 Обход и осмотр резервуаров и РП осуществляют в соответствии с графиком и инструкциями. утвержденными главным инженером организации, эксплуатирующей резервуары, и оформляют записью в журнале осмотров резервуаров с отметкой об устранении недостатков не реже сроков, приведенных ниже:
- ежесменно — оперативный персонал объекта МТ:
- ежедневно — обслуживающий персонал в соответствии с должностными инструкциями;
- еженедельно — лицо, ответственное за эксплуатацию РП;
- ежемесячно — руководитель обьекта МТ или лицо, его замещающее.
7.2.6 По результатам комплексных и целевых проверок объектов МТ, проводимых в соответствии с правилами (7), составляют акты с указанием в них выявленных недостатков. Акты хранят в составе эксплуатационных документов на резервуар.
7.2.7 Резервуары эксплуатируют в соответствии с технологической картой эксплуатации резервуаров (см. приложение Д).
7.2.8 Технологическую карту эксплуатации резервуаров разрабатывают на основе:
- данных о характеристиках резервуаров и их оборудования;
- технического состояния резервуаров;
- схем перекачки нефти/нефтепродуктов, высотных отметок резервуаров и насосных агрегатов;
- данных по объединению резервуаров в технологические группы для раздельного размещения нефти/нефтепродуктов. различных по качеству, а также расположенных на геодезических отметках с разницей не более 1 м;
- типов, марок и свойств нефти/нефтепродуктов;
- диаметра и производительности участков МТ и количества резервуаров, подключаемых к конкретному участку МТ.
7.2.9 Технологическая карта эксплуатации резервуаров (см. приложение Д) содержит наиболее вероятные безопасные условия работы резервуаров.
7.2.10 В технологическую карту эксплуатации резервуаров включают:
- название организации, эксплуатирующей резервуары;
- тип резервуара;
- номер резервуара по технологической схеме;
- наименование (марку) хранимого продукта;
- температуру хранимого продукта (максимум и минимум, указываются проектные значения, при отсутствии принимаются значения предыдущего года);
- абсолютную отметку днища;
- базовую высоту резервуара;
- параметры резервуара (высота, диаметр, объем по строительному номиналу);
- данные об оборудовании резервуара (тип. количество, производительность дыхательных, предохранительных и аварийных клапанов, для РВСП — количество вентиляционных патрубков, тип СРДО и минимальный допустимый уровень при размыве, тип уровнемера, тип пробоотборника и количество точек отбора проб, тип ПРУ с указанием НщПРу и/или Нщтрсб, при наличии системы подогрева продукта с указанием НткспоаотрУ,
- диаметр, расстояние от днища до верхней образующей ПРП, количество ПРП;
- максимальную допустимую производительность заполнения/опорожнения резервуаров с учетом максимальной скорости движения понтона/плавающей крыши;
- конструкционную высоту стенки резервуара;
- номер технологической группы резервуаров;
- расчетную производительность заполнения/опорожнения резервуара;
- высоту верхнего и нижнего аварийного уровней взлива;
- объемы по верхнему и нижнему аварийным уровням взлива:
• объем аварийного запаса;
- полезный объем для товарных операций;
- товарный объем РП с учетом объема, выведенного из технологии.
При необходимости с учетом проектных технических решений по автоматизации РП технологические карты по эксплуатации резервуаров могут содержать дополнительную информацию, в том числе:
- высоту верхнего и нижнего допустимого уровней взлива;
- высоту верхнего и нижнего нормативного уровней взлива;
- объемы по верхнему и нижнему допустимым уровням взлива;
- объемы по верхнему и нижнему нормативным уровням взпива.
7.3 Режим эксплуатации резервуаров
7.3.1 Заполнение и опорожнение резервуара проводят в пределах параметров, приведенных в технологической карте, по следующим схемам:
- «через резервуар»;
- «с подключенным резервуаром».
При перекачке по схеме «через резервуар» нефть/нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров НПС, подача на следующую НПС осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров.
Схема перекачки «через резервуар» применяется:
- для учета перекачиваемой нефти/нефтепродукта при последовательной перекачке;
- для сохранения качества нефти/нефтепродукта;
- при хранении нефти/нефтепродуктов.
Схема перекачки «с подключенным резервуаром» применятся для компенсации неравномерности подачи нефти/нефтепродукта с предыдущей НПС и откачки на последующую НПС.
7.3.2 Запрещается прием газовоздушной смеси в резервуары с понтоном/плавающей крышей.
7.3.3 Максимальную производительность заполнения/опорожнения резервуара определяют на основании результатов гидравлических расчетов, выполненных по заданной производительности и вязкости транспортируемой нефти/нефтепродуктов, а также с учетом допустимых скоростей истечения и движения нефти/нефтепродуктов.
7.3.4 Для обеспечения электростатической безопасности допустимую скорость истечения и движения нефти/нефтепродукта по трубопроводу определяют в зависимости от объемного электрического сопротивления. Значение скорости истечения принимают с учетом максимальной допустимой скорости истечения и движения нефти/нефтепродукта. приведенной в таблице 2. или определяют расчетом.
|
Таблица 2 — Максимально допустимая скорость истечения и движения нефти/нефтепродукта |
|
Удельное объемное электрическое сопротивление нефти/нефтепродукта, Ом м |
Допустимая скорость истечения и движения нефти'нефтепродукта, м/с |
|
Не более 109 |
До 5 |
|
Более 10е при температуре вспышки ларов 61 *С и выше |
До 5 |
|
Более 109 при температуре вспышки паров ниже 61 °С |
Определяют расчетом |
|
На территории объекта МТ. в том числе на территории РП. максимально допустимая скорость движения нефти/нефтепродуктов в технологических трубопроводах составляет:
- во всасывающих и самотечных трубопроводах — от 0.5 до 1.5 м/с;
- в подводящих и напорных трубопроводах, включая трубопроводы сброса давления. —до 7.0 м/с.
7.3.5 При заполнении порожнего резервуара нефть/нефтепродукты подают по технологическому трубопроводу со скоростью не более 1.0 м/с до момента заполнения резервуара выше верхней образующей ПРП или до всплытия понтона/ллавающей крыши.
7.3.6 Максимальную производительность заполнения/опорожнения резервуара назначают в ПД меньше суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств (клапанов, вентиляционных патрубков, проемов) с учетом пропускной способности ОП соответствующего диаметра.
7.3.7 Производительность заполнения/опорожнения резервуаров с понтоном/плавающей крышей определяется расчетом и ограничивается скоростью перемещения понтона/ллавающей крыши по ГОСТ 31385:
- для резервуаров объемом до 30000 м3 включительно — не более 6.0 м/ч;
- для резервуаров объемом более 30000 м3 — не более 4,0 м/ч.
Для резервуаров объемом до 700 м3 включительно допускается снижение скорости перемещения понтона/ллавающей крыши до 3.5 м/ч.
При нахохщении понтона/плавающей крыши на стойках максимальная скорость повышения/по-нижения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре — не более 2.5 м/ч.
7.3.8 Заполнение резервуаров с плавающей крышей/понтоном условно делят на два периода:
- первый период — от начала заполнения или всплытия плавающей крыши/понтона. Заполнение проводят со скоростью не более 2.5 м/чис обеспечением скорости движения нефти/нефтепродуктов в ПРП не более 1 м/с;
- второй период — от всплытия плавающей крыши/понтона до достижения верхнего аварийного уровня. Производительность заполнения обеспечивают в соответствии с 7.3.7, с учетом 7.3.6.
7.3.9 Опорожнение резервуаров с плавающей крышей/понтоном условно делят на два периода:
- первый период — от начала опорожнения до посадки плавающей крыши/понтона на опоры. Опорожнение резервуара проводят со скоростью опускания плавающей крыши/понтона. предусмотренной ПД;
- второй период — от посадки плавающей крыши/понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. Производительность опорожнения во втором периоде — не более суммарной пропускной способности ОП. установленных на направляющих стойках резервуаров с понтонами/пла-вающими крышами, и предохранительных клапанов, установленных на понтонах/плавающих крышах во избежание смятия плавающей крыши/понтона.
В нормальном режиме эксплуатацию резервуара осуществляют во время второго периода заполнения и первого периода опорожнения.
Работы по переводу опорных стоек понтона с переменной высотой из эксплуатационного положения в ремонтное и обратно с заходом персонала внутрь резервуара выполняются 8 соответствии с инструкцией по эксплуатации резервуара по наряду-допуску на газоопасные работы с применением СИЗ.
7.3.10 При приеме нефти/нефтепродуктов последовательно в несколько резервуаров проверяют техническое состояние резервуаров и трубопроводов в следующем порядке;
- открывают задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефть/нефтепродукт;
- убемедаются в поступлении нефти/нефтепродукта;
- закрывают задвижку резервуара, в который принималась нефть/нефтепродукт.
Одновременное автоматическое переключение задвижек в РП допускается при условии защиты
трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре.
7.3.11 В резервуарах для нефти/нефтепродуктов со стационарной крышей значения давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в ПД или по результатам технического диагностирования) поддерживают согласно ГОСТ 31385:
- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве — не более
2.0 кПа (200 мм вод. ст.). вакуум — не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);
- предохранительные клапаны регулируют на давление не более 2.4 кПа (240 мм вод. ст.) и вакуум — не более 0.3 кПа (30 мм вод. ст.);
- общую производительность предохранительных клапанов, установленных на резервуаре, принимают равной или более общей производительности дыхательных клапанов;
- значение давления срабатывания аварийных клапанов Ра. кПа. устанавливают исходя из условия 1.2 р < Ра S 1.5 р (где р — нормативное значение внутреннего давления в резервуаре. кПа).
В резервуарах с понтоном/плавающей крышей при наличии вентиляционных патрубков с установленными ОП давление и вакуум — не более 0.2 кПа (20 мм вод. ст.).
7.3.12 При проектировании и эксплуатации резервуаров, оборудованных автоматическими установками газового пожаротушения с использованием жидкой углекислоты, учитывают, что в случае их срабатывания в паровоздушном пространстве резервуара резко понижается температура до отрицательных значений, образуется вакуум, превышающий нормативное значение, с последующим испарением углекислоты с резким ростом избыточного давления, превышающим установочное давление срабатывания аварийных клапанов.
7.3.13 Для предотвращения разрушения резервуаров, оборудованных установками газового пожаротушения с использованием жидкой углекислоты, предусматривают:
- на резервуаре типа РВС — установку аварийных клапанов, предназначенных для интенсивного сброса как избыточного внутреннего давления, так и вакуума. Количество и конструкцию аварийных клапанов определяют в ПД,
- на резервуаре типа РВСП — увеличение суммарной площади вентиляционных проемов или патрубков.
7.3.14 Верхний аварийный уровень нефти/нефтепродуктов при заполнении резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и/или другие дефекты несущих элементов стенки, устанавливают по результатам технического диагностирования резервуара.
7.3.15 Расчетный нижний допустимый уровень в резервуаре расположен выше нижнего аварийного уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке откачивающих агрегатов и отключения резервуаров.
7.3.16 Нижний аварийный уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре с понтоном/плавающей крышей устанавливают исходя из условия нахождения понтона/плавающей крыши на плаву с обеспечением расстояния межщу днищем резервуара и стойками понтона/плавающей крыши не менее 100 мм.
7.3.17 В резервуарах, работающих в режиме «с подключенным резервуаром», устанавливают технологический уровень. При создании запаса нефти/нефтепродуктов для обеспечения независимой работы НПС в течение заданного времени используют часть объема/резервуаров РП. остальную часть нефти/нефтепродуктов откачивают из резервуаров до минимально допустимого уровня.
7.3.18 Верхние нормативные уровни в резервуарах, работающих в режиме «с подключенным резервуаром», при отсутствии в составе РП резервуаров аварийного сброса определяют исходя из условия обеспечения запаса свободной емкости для сброса нефти/нефтепродуктов. Объем резервуаров аварийного сброса для обеспечения приема нефти/нефтепродуктов на НПС с РП назначается из расчета максимального поступления за 1 ч.
При оснащении технологического участка МТ СА. реализующей функции автоматической остановки технологического участка МТ. допускается уменьшение объема аварийного сброса с обеспечением 20-минутного сброса нефти/нефтепродуктов в резервуары аварийного сброса с учетом времени закрытия задвижки на входе НПС с РП.
7.3.19 При невозможности создания объема для аварийного сброса нефти/нефтепродуктов в соответствии с 7.3.18 определяют возможный объем аварийного сброса на данной НПС с РП и время, необходимое для заполнения этого объема нефтью/нефтепродуктом. Полученные значения используют при составлении технологической карты РП.
7.3.20 При резервировании «свободной емкости» в части резервуаров остальные резервуары РП допускается заполнять до верхнего аварийного уровня.
7.4 Метрологическое обеспечение
7.4.1 Резервуары, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства средств измерения, должны быть утвержденных типов, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, поверены в соответствии с порядком [8]. Результаты измерений должны быть представлены в единицах, допущенных к применению в Российской Федерации. Для измерения объема/массы нефти/нефтепродуктов применяют методику измерений. аттестованную в установленном порядке.
На резервуар оформляют следующие документы:
- свидетельство об утверждении типа с описанием типа;
- методику поверки;
- свидетельство о поверке резервуаров и другие документы в соответствии с методикой поверки;
- акты измерений базовых высот резервуаров.
7.4.2 Для резервуара, применяемого вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерения, перед выполнением работ по поверке/калибровке резервуара организация, эксплуатирующая резервуар, издает приказ о назначении комиссии по поверке/калибровке резервуара с указанием сроков выполнения работ.
7.4.3 Основанием для проведения работ по поверке/калибровке резервуара являются:
- ввод резервуара в эксплуатацию после строительства;
- ввод резервуара в эксплуатацию после ремонта;
- истечение срока действия свидетельства о поверке, сертификата калибровки;
- внесение в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость и результаты очередного полного технического диагностирования;
- изменение номенклатуры внутреннего оборудования резервуара:
- изменение габаритов или места установки оборудования резервуара, влияющего на вместимость.
7.4 4 Поверку/калибровку осуществляют в соответствии с методикой поверки/методикой калибровки.
7.4.5 Измерение базовой высоты резервуара выполняют ежегодно.
7.4.6 Результаты измерений базовой высоты резервуара оформляют актом, который прилагают к свидетельству о поверке, сертификату калибровки. Значение базовой высоты резервуара указывают на информационной табличке, закрепленной на резервуаре рядом с замерным люком.
7.5 Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования, установленного
на резервуарах, резервуаров и резервуарных парков
7.5.1 Требования к персоналу
7.5.1.1 К эксплуатации и обслуживанию резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет. имеющие профессиональное образование, прошедшие:
- обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования), признанные годными к выполнению работ;
- обучение безопасным методам и приемам выполнения работ (инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда, методов оказания первой доврачебной помощи пострадавшим);
- противопожарный инструктаж и обучение пожарно-техническому минимуму.
7.5.1.2 Обязанности, порядок безопасного производства работ и ответственность персонала определяют в производственных (должностных) инструкциях, разработанных в установленном порядке.
7.5.1.3 Работа персонала в зоне опасных для здоровья концентраций паров нефти/нефтепродук-тов без защитных средств не допускается.
7.5.2 Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков
7.5.2.1 Для поддержания РП и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии в период между капитальными ремонтами проводят их своевременное ТО и ТР.
ТО и ТР резервуаров и других составных частей РП осуществляют силами и средствами участков и служб объектов МТ.
7.5.2.2 ТО РП заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров, систем пожаротушения РП и промышленной канализации.
7.5.2.3 ТО проводят в соответствии с инструкциями по эксплуатации резервуаров, технологическими картами ТОР оборудования, систем, разработанными с учетом требований и рекомендаций изготовителей. нормативных документов.
7.5.2.4 Сведения о проведении ТО и ТОР лицо, ответственное за эксплуатацию РП. заносит в паспорт. оформленный в соответствии с приложением К.
7.5.2.5 ТОР резервуаров и оборудования осуществляют в соответствии с технологическими картами ТОР. разработанными на основании документов изготовителей конкретного оборудования.
7.5.2 6 Периодичность ТО резервуаров и оборудования резервуаров определяют в соответствии с утвержденными графиками ТОР на год, с разбивкой по месяцам.
7.5.2.7 ТР проводят с целью поддержания технико-эксплуатационных характеристик, выполняют без освобождения резервуаров от нефти/нефтепродуктов. ТР РП в целом или отдельных его резервуаров осуществляют по мере необходимости по результатам осмотра РП.
7.5.2.8 С целью обеспечения проведения внеплановых ремонтов оборудования по результатам контроля технического состояния, устранения отказов на объектах РП и проведения плановых работ при отсутствии поставки формируют необходимый запас материально-технических ресурсов (технологический резерв). В состав технологического резерва входят оборудование, запасные части и материалы.
7.5.3 Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров
7.5.3.1 ТО задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров, находящихся внутри защитного ограждения (обвалования), и коренных задвижек проводят в составе обслуживания оборудования объектов МТ в соответствии с картами ТО.
7.5.3.2 Все патрубки на стенке резервуара, воздухоотводчик и дренажные отводы на технологических трубопроводах и трубопроводах ОПТ. находящиеся в пределах защитного ограждения, через которые при открытии запорной арматуры возможен выход нефти/нефтепродукта. оборудуют плоскими заглушками с разъемными соединениями, за исключением сифонных кранов на всех типах резервуаров и задвижек систем водоспусков на резервуарах типа РВСПК.
Содержание
1 Область применения.................................................................1
2 Нормативные ссылки.................................................................1
3 Термины и определения...............................................................3
4 Сокращения........................................................................6
5 Основные положения.................................................................7
6 Приемка и ввод в эксплуатацию........................................................7
7 Техническая эксплуатация.............................................................9
7.1 Порядок выполнения работ........................................................9
7.2 Эксплуатационные документы.....................................................11
7.3 Режим эксплуатации резервуаров..................................................13
7.4 Метрологическое обеспечение.....................................................15
7.5 Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования, установленного
на резервуарах, резервуаров и резервуарных парков.....................................16
7.6 Особенности эксплуатации оборудования и резервуаров в осенне-зимний и весенне-летний
периоды..........................................................................17
7.7 Особенности эксплуатации резервуаров с высокосернистой нефтью.....................18
7.8 Особенности эксплуатации резервуаров для хранения авиатоплива.....................18
7.9 Особенность эксплуатация резервуаров с системой обогрева...........................18
7.10 Предотвращение накопления донных отложений....................................21
7.11 Дренирование подтоварной воды.................................................21
7.12 Контроль за осадкой фундамента резервуаров, трубопроводов и оборудования...........21
7.13 Содержание территории.........................................................23
8 Техническое диагностирование........................................................24
9 Вывод из эксплуатации..............................................................24
10 Техническое перевооружение, реконструкция, ремонт....................................24
11 Обеспечение безопасной эксплуатации................................................26
11.1 Предупреждение аварий и повреждений............................................26
11.2 Система автоматизации резервуарного парка.......................................27
11.3 Системы пожаротушения и водяного охлаждения....................................28
11.4 Система защиты резервуаров от коррозии..........................................29
11.5 Система защиты резервуаров от статического электричества..........................29
11.6 Молниезащита.................................................................30
11.7 Охрана труда..................................................................30
11.8 Промышленная безопасность.....................................................36
11.9 Пожарная безопасность.........................................................37
12 Охрана окружающей среды..........................................................37
Приложение А (рекомендуемое) Перечень оборудования и конструктивных элементов
резервуаров............................................................39
Приложение Б (рекомендуемое) Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению
гидравлических испытаний резервуара......................................41
Приложение В (справочное) Перечень работ при осмотре, техническом обслуживании и текущем
ремонте резервуара......................................................43
Приложение Г (рекомендуемое) Форма графика технического обслуживания и ремонта
дыхательных и предохранительных клапанов.................................49
Приложение Д (рекомендуемое) Форма технологической карты эксплуатации резервуаров.......50
7.5.3.3 Места установки манометров на технологических трубопроводах и трубопроводах ОПТ. находящихся внутри защитного ограждения и содержащих нефть/нефтепродукты. необходимо заглушить резьбовыми заглушками.
7.5.4 Обслуживание средств измерения уровня и устройств отбора проб нефти/нефтепро-д у кто в
7.5.4.1 Обслуживание СИ уровня и устройств отбора проб, установленных на резервуаре, выполняют в соответствии с технологическими картами ТОР или руководством по эксплуатации на СИ и оборудование.
7.5.4 2 О результатах контроля технического состояния делают запись в журнале текущего обслуживания резервуара.
7.5.4.3 Конструкция используемых СИ уровня и отбора проб предусматривает возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от нефти/нефтепродуктов.
7.5.4 4 На резервуары устанавливают СИ утвержденного типа, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и поверены в соответствии с порядком [8].
7.5.4.5 В целях обеспечения нормальной работы СИ резервуары систематически очищают от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.
7.5 4 6 При отборе проб не допускается разлив нефти/нефтепродуктов. При разливе нефть/нефтепродукты удаляют с применением ветоши. Запрещается оставлять на крыше резервуара ветошь, паклю, посторонние предметы.
7.6 Особенности эксплуатации оборудования и резервуаров в осенне-зимний
и весенне-летний периоды
7.6.1 При подготовке резервуаров к работе в осенне-зимний период:
- проверяют состояние и при необходимости очищают от мусора защитные сетки систем водоспусков и аварийных водоспусков плавающих крыш резервуаров типа РВСПК;
- удаляют подтоварную воду из резервуаров;
- сифонные краны промывают нефтью/нефтепродуктом, поворачивают в нерабочее положение и утепляют;
- задвижку зачистного патрубка промывают нефтью/нефтепродуктом и утепляют при необходимости;
- выполняют подготовку трубопроводов и оборудования СПТ и СВО в соответствии с инструкцией по обслуживанию;
- проверяют плотность прилегания тарелок клапанов к седлам и подготавливают дыхательную и предохранительную арматуру:
- проверяют состояние предохранительных клапанов на плавающих крышах резервуаров типа РВСПК;
- кассеты ОП демонтируют при наступлении устойчивой минусовой среднесуточной температуры воздуха;
- утепляют запорную арматуру водоспускных устройств;
- проверяют уровнемеры и стационарные пробоотборники и при необходимости утепляют, если утепление не предусмотрено ПД;
- пробоотборник промывают нефтью/нефтепродуктом во избежание скопления воды и при необходимости утепляют;
- очищают измерительную трубу радарного уровнемера от отложений парафина на резервуарах для нефти (при необходимости).
7.6.2 Предохранительные гидравлические клапаны на стационарных крышах резервуаров на зиму заливают незамерзающей жидкостью.
7.6.3 Проверяют устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.
7.6.4 При подготовке канализационной сети к осенне-зимнему периоду проводят ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, задвижек, колодцев.
7.6.5 При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его отрывают при помощи не образующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на примерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны, или путем циркуляции теплой нефти/нефтепродукта в резервуаре.
Приложение Е (обязательное) Форма журнала учета установки заглушек......................52
Приложение Ж (рекомендуемое) Форма журнала обхода объекта магистрального трубопровода.. .53 Приложение И (рекомендуемое) Форма журнала проведения работ по размыву и удалению
донных отложений из резервуара...........................................54
Приложение К (обязательное) Форма паспорта на резервуар................................55
Приложение Л (справочное) Форма паспорта комплексного заземляющего устройства
резервуара.............................................................71
Библиография.......................................................................73
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ
Правила технической эксплуатации
Trunk pipeline transport of oil and oil products Vertical cylindrical steel tanks Rules of technical operation
Дата введения —2020—08—01
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила технической эксплуатации вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти/нефтепродуктов (далее — резервуары), входящих в состав объектов магистрального трубопровода для транспортировки нефти и нефтепродуктов.
1.2 Настоящий стандарт распространяется на резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 м3, в том числе оборудованные теплоизоляцией, следующих типов:
- со стационарной крышей без понтона;
- со стационарной крышей с понтоном:
- с плавающей крышей.
1.3 Настоящий стандарт распространяется на следующие условия эксплуатации резервуаров:
- расположение резервуаров — наземное;
- плотность нефти и нефтепродуктов — не более 1600 кг/м3;
- температура корпуса резервуара — от минус 65 °С до 160 °С;
- нормативное внутреннее избыточное давление в газовом пространстве — не более 5000 Па;
- нормативное относительное разрежение в газовом пространстве — не более 500 Па;
- сейсмичность района строительства — до 9 баллов включительно по шкале MSK-64 (1).
1.4 Настоящий стандарт не распространяется:
- на изотермические резервуары для хранения сжиженных тазов:
- на железобетонные резервуары;
- на горизонтальные стальные резервуары;
- на резервуары для нефти/нефтепродуктов вспомогательных систем механо-технологического оборудования;
- на нефтеловушки и резервуары статического отстоя в части их оборудования;
- на резервуары, построенные и эксплуатируемые на многолетнемерзлых грунтах.
1.5 Настоящий стандарт допускается применять при технической эксплуатации резервуаров для пожарной воды, нефтесодержащих стоков.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
Издание официальное
ГОСТ 12.2.020 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка
ГОСТ 12.2.044 Система стандартов безопасности труда. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.003 Система стандартов безопасности труда. Работы электросварочные. Требования безопасности
ГОСТ 12.4.026 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ 12.4.059 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия
ГОСТ 12.4.087 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия
ГОСТ 12.4.107 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Канаты страховочные. Технические условия
ГОСТ 12.4.122 Система стандартов безопасности труда. Коробки фильтрующе-поглощающие для промышленных противогазов. Технические условия
ГОСТ 12 4.124 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
ГОСТ 12.4.253 (EN 166:2002) Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты глаз. Общие технические требования
ГОСТ 17.2.3.02 Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями
ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод ГОСТ 22782.0 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 23055 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля
ГОСТ 26887 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия
ГОСТ 27321 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия ГОСТ 27372 Люльки для строительно-монтажных работ. Технические условия ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть
ГОСТ 31385 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия
ГОСТ 32489 Пояса предохранительные строительные. Общие технические условия ГОСТР 18.12.02 Технологии авиатопливообеспечения. Оборудование типовых схем авиатопливо-обеспечения. Общие технические требования
ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 53324 Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности ГОСТ Р 53691 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Паспорт отхода I—IV класса опасности. Основные требования
ГОСТ Р 58362 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования. Основные положения, термины и определения ГОСТ Р МЭК 62305-1 Менеджмент риска. Защита от молнии. Часть 1. Общие принципы СП 22.13330.2016 «СНиП 2.02.01-83* Основание зданий и сооружений»
СП 28.13330.2017 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии»
СП 70.13330.2012 «СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции»
СП 74.13330.2011 «СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети»
СП 131.13330.2018 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология»
СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности СП 232.1311500.2015 Пожарная охрана предприятий. Общие требования
СП 246.1325800 2016 Положение об авторском надзоре за строительством зданий и сооружений
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия) Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется принять в части, не затрагивающей эту ссылку
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 базовая высота: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края замерного люка или до риски направляющей планки замерного люка.
3.2 верхний аварийный уровень: Максимальный уровень заполнения, выше которого заполнение резервуара запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.
3.3 верхний допустимый уровень: Уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на приемо-раздаточных патрубках резервуара.
3.4 верхний нормативный уровень: Уровень нефти/нефтепродуктов. при достижении которого выполняются технологические операции по остановке заполнения резервуара.
3.5 _
донные отложения (в резервуаре): Осадок в резервуаре, состоящий из смеси нефти/нефтепродуктов с парафином, механическими примесями и подтоварной воды.
[ГОСТ Р 57512-2017, статья 135)
3.6 закачка: Процесс заполнения резервуара с применением насосов или за счет разности геодезических отметок.
3.7 _
зачистка резервуара: Комплекс технологических операций по удалению с внутренней поверхности резервуара остатков нефти/нефтепродуктов и донных отложений.
[ГОСТ Р 57512-2017, статья 134)
3.8_
заземляющее устройство: Совокупность всех электрических соединений и устройств, обеспечивающих заземление системы, установки и оборудования.
[ГОСТ Р МЭК 60050-826-2009, статья 826-13-04)
3.9_
комплексное опробование: Проверка, регулировка и обеспечение взаимосвязанной работы оборудования в предусмотренном проектной документацией технологическом процессе на холостом ходу с последующим переводом оборудования на работу под нагрузкой и выводом на устойчивый проектный технологический режим.
[ГОСТ Р 55435-2013, статья 3.16)
3.10 коренные задвижки резервуара: Задвижки, расположенные на технологических трубопроводах наиболее близко к резервуару и находящиеся внутри защитного огра>кдения/обвалования резервуара.
3.11_
многолетнемерзлый грунт: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии постоянно в течение трех и более лет.
(ГОСТ 25100-2011, статья 3.19)
3.12_
система защиты от молнии: Комплексная система защиты от молнии, предназначенная для уменьшения физических повреэедений зданий/сооружений при ударе молнии в здание/сооружение. (ГОСТ Р МЭК 62305-2-2010. статья 3.1.40]
3.13 нижний аварийный уровень: Минимальный уровень опорожнения, ниже которого опорожнение резервуара при его эксплуатации запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.
3.14 нижний допустимый уровень: Уровень нефти/нефтелродуктов в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на приемо-раздаточных патрубках резервуара.
3.15 нижний нормативный уровень: Уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре, при достижении которого выполняются технологические операции по остановке откачки из резервуара.
3.16 _
номинальный объем резервуара: Условная величина, предназначенная для идентификации резервуара при проектировании.
Примечание — Например, номинальный объем резервуара используют
- при расчете объема резервуара и устанавливаемого на резервуар оборудования,
- расчете установок пожаротушения и орошения стенок резервуаров,
- компоновке резервуарных парков и нефтебаз
(ГОСТ Р 57512-2017. статья 84]
3.17 обслуживающий персонал: Физические лица, имеющие профессиональную подготовку и выполняющие работы по техническому обслуживанию, ремонту, монтажу, осмотру оборудования объектов магистрального трубопровода.
3.18 оперативный персонал: Категория работников, непосредственно воздействующих на органы управления технологических установок и/или оборудования и осуществляющих управление и обслуживание этими установками и/или оборудованием в смене.
3.19 организация, эксплуатирующая резервуары: Юридическое лицо, действующее в порядке, установленном соответствующими законодательными и/или нормативными правовыми актами Российской Федерации, обеспеченное персоналом и техническими средствами, необходимыми для технологического управления, обслуживания и поддержания в безопасном состоянии резервуаров, которое осуществляет эксплуатацию резервуаров на праве собственности или на ином законном основании.
3.20 осадка резервуара: Вертикальное перемещение отметок окрайки резервуара.
3.21 откачка: Процесс опорожнения резервуара с применением насосов или за счет разности геодезических отметок.
3.22 _
поверка средств измерения: Совокупность операций, выполняемых в целях подтверждения соответствия средств измерений метрологическим требованиям.
(2]. статья 2, пункт 17]
3.23_
проектировщик: Организация, осуществляющая разработку проектной документации. (ГОСТ 31385-2016. статья 3.20]
3.24_
подрядчик: Организация, имеющая выданное саморегулируемой организацией свидетельство о допуске к работам установленного перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству и реконструкции объектов магистральных трубопроводов. которые оказывают влияние на его безопасность, имеющая необходимую материально-техническую оснащенность, и, на основании договора с застройщиком (заказчиком), осуществляющая строительство и реконструкцию объектов магистральных трубопроводов в соответствии с требованиями нормативной и проектной документации.
(СП 86.13330.2014. статья 3.17]
3.25_
предельное состояние: Состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация невозможна. недопустима или нецелесообразна.
[ГОСТ Р 27.607-2013, статья 3.27]
3.26 плавающая крыша: Конструкция, предназначенная для предотвращения испарения нефти/ нефтепродуктов в резервуаре, не имеющем стационарной крыши, плавающая на поверхности нефти/ нефтепродуктов и закрывающая поверхность нефти/нефтепродуктов по всей площади резервуара.
3.27 понтон: Конструкция, предназначенная для предотвращения испарения нефти/нефтепродуктов в резервуаре со стационарной крышей, плавающая на поверхности нефти/нефтепродуктов и закрывающая поверхность нефти/нефтепродуктов по всей площади резервуара.
3.28 резервуар аварийного сброса: Резервуар, предназначенный для противоаварийного приема нефти/нефтепродуктов из технологического участка магистрального трубопровода при срабатывании предохранительных устройств.
3.29 _
резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов.
Примечание — Резервуары в ряде случаев можно использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов
(ГОСТ Р 57512-2017. статья 55]
3.30_
резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенный для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. (ГОСТ Р 57512-2017, статья 19]
3.31_
текущий ремонт: Плановый ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности объекта и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных легкодоступных его частей.
[ГОСТ 18322-2016, статья 2.3.9]
3.32_
техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта. Примечания
1 Задачами технического диагностирования являются
- контроль технического состояния,
- поиск места и определение причин отказа (неисправности);
- прогнозирование технического состояния
2 Термин «Техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности)
3 Термин «Контроль технического состояния» применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния
(ГОСТ 20911-89, статья 4]
3.33_
технологический участок магистрального трубопровода: Работающий в едином гидравлическом режиме участок магистрального трубопровода от одной НПС с резервуарным парком до следующей по направлению перекачки НПС с резервуарным парком или до пункта назначения, для которого предусмотрен технологический режим перекачки нефти/нефтепродуктов.
(ГОСТ Р 57512-2017, статья 46]
3.34 уровень аварийного запаса: Уровень, обеспечивающий запас свободной емкости для про-тивоаварийного приема нефти/нефтепродуктов из технологического участка магистрального трубопровода при срабатывании предохранительных устройств.
3.35 _
утечка нефти/нефтепродукта: Выход нефти/нефтепродукта из трубопровода, оборудования или сооружения вследствие повреждения или нарушения герметичности.
(ГОСТ Р 57512-2017, статья 8]
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АКП — антикоррозионное покрытие;
АРМ — автоматизированное рабочее место;
ДП — диспетчерское подразделение;
ЗУ — заземляющее устройство;
КМ — конструкции металлические;
КМД — конструкции металлические деталировочные:
КО — комплексное опробование;
МТ — магистральный трубопровод;
объект МТ — НПС, нефтебаза, терминал, наливной пункт;
ОП — огнепреградитель;
ПД— проектная документация;
ПВК — контроль проникающими веществами, капиллярный;
ПВТ — контроль проникающими веществами, течеискание;
ПДВК — предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;
ПДК — предельно допустимая концентрация;
ППР — проект производства работ;
ПРП — приемо-раздаточный патрубок;
ПРУ — приемо-раздаточное устройство;
ПСП — приемо-сдаточный пункт;
ПТ — пожаротушение;
ПУВ — плавающее устройство верхнего забора;
РВС — резервуар вертикальный стальной цилиндрический со стационарной крышей без понтона;
