МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ РД 39-30-816-82

1983

Министерство нефтяной промьшшеяности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов

(ШШИСПТнефть)

СОШСОВШ

о ЦК профсоюзов рабочих нефтяной я газовой промышленности (постановление секретариата И 10 от 23 ноября 1982 г»)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

с птвшовй крышей

РД 39-30-816-82

Уфа 1983

10

-    два патрубка ППР-700 для соединения системы размыва и предотвращения накопления донных отложений;

-    сифонный кран СК-80, предназначенный для периодического спуска подтоварной воды;

-    патрубок водоспуска с плавающей крыши с задвижкой ЗКЛ2-150-16, Ду 150, Ру 16 с выдвижным шпинделем;

-    люк-лаз Ду 500 ЛЛ-500-1 (I шт), люк-лаз овальный 600/900 (2 шт), служащие для проветривания в проникновения внутрь резервуара при его ремонте или зачистке; в крышке люка-лаза овального встроено устройство для установки углового термометра.

2.9. На плавающей крыше установлены: люк световой ЛЩ-200 Ду 500, шт    4

люк монтажный Ду 1000, шт    I

люк замерйый, предназначенный для замера уровня нефти и отбора проб ЛЗ-150 Ду 150, щт I ливиеприемиик водоспуска, шт    I

устройство для удаления паровоздушной смеси из-под плавающей крыши при закачке нефти, шт 2 кабель для отвода статического электричества,шт 2

2Л0, Водоспуск (рис.2) состоит из ливнеприемника {, систем» труб 2, соединенных между собой сальниковыми шарнирами, нижнего поворотного узла 3.

Для уменьшения осевого усилия на ветви труб водоспуска и облегчения подъема его в месте соединения боковых труб с крестовиной предусмотрен поплавок 4. Поплавок при полном опорожнении резервуара опирается на специальную стойку.

В центре днища резервуара на четырех стойках, привариваемых при монтаже к днищу, монтируется нижний поворотный узел 3, состоящий из двух тройников и колена. Колено в свою очередь сообщено с водоотводящим коллектором 5. Ливнеприемник и нижний поворотный узел

II

Зерте /юм*е*ие_    кциим.

,^:П......rr;^-zzzr—_

Ржо.2. Водоспуок в няаващей крыв»;

I “ дивнеприемвнк; 2 - труба} 3 - нижней поворотный узел; 4 - поплавок; 5 - коллектор водоотводящей; 3 - фланец.

12

связаны между собой системой складывающихся труб посредством специальных сальниковых шарниров* Сальниковые шарниры состоят из корпуса, втулки, сальниковой набивки и грунд-буксы. Для обеспечения постоянной затяжки сальника под зажимные болты установлены цилиндрические пружины* Водоотводящий коллектор монтируется на стойках, привариваемых к днищу резервуара, и заканчивается за пределами резервуара фланцем б для присоединения запоркой задвижки,

г.II* Ливнепркемник (рис* 3) состоит из корпуса I, ввариваемого в плавающую крышу резервуара, и запорного поплавкового устройства* Запорное устройство включает в себя поплавок 3, направляющую поплавка 2 и фланец с впрессованной в него втулкой. Оно предназначено для предотвращения попадания продукта на плавающую крышу при нарушений по какой-либо причине герметичности водопуска.

При попадании продукта во внутрь водоспуска в корпусе ливнеприем-ника уровень начинает расти, поплавок всплывает к перекрывает отверстие, сообщающееся с поверхностью плавящей крыши.

2.12. Для предупреждения заклинивания вследствие неровности стенок резервуаров или неравномерной осадки основания диаметр плавящей крыши на 400 мм меньше диаметра резервуара. Зазор между крышей и стенкой резервуара уплотняется затвором. Проектом резервуара с плавающей крышей, по которому ведется техническое описание конструкция затвора не определена и допускается привязка различных затворов. Описание некоторых типов затворов, применяемых на плавающих крышах, приведено в приложении 2.

Согласно СНиП П-91-77 затворы для плавающих крыш в резервуарах с нефтью с повышенным содержанием парафина должны иметь устройства (скребки) против стекения нефти со стен на плавающую крыш/. При опускании плавающей крыши скребки соскабливают парафинирую 01 жжения со стенок резервуара ниже уровня затвора*

13

Рао.З. Ливяепривмник:

1    - корпус ливнедривмника;

2    - направляющая поплавка;

3    - поплавок; 4 - кратка.

14

2ЛЗ. Уровнемер жидкости системы COR - V0L (поставки ШР) предназначен (рис. 4) для точного измерения уровня жидкости с последующей передачей данных измерения в диспетчерский пункт, а также для включения и отключения электрической исполнительной цепи, сигнализирующей и управляющей тремя произвольно и наперед установленными величинами уровня жидкости в пределах диапазона измерения прибора. Прибор действует по принципу следящего регулирования и питается вспомогательной электроэнергией.

2.14.    Отвод статического электричества осуществляется медным кабелем, присоединяющим лестницу к корпусу резервуара. Корпус резервуара заземлен при помощи четырех стальных труб, соединенных между собой стальной лентой.

2.15.    Система пожаротушения состоит из пенопровода диаметром 108 мм, к которому присоединены 10 пеногенераторов ГВПС-200,и стационарной системы охлаждения стенок резервуара, представляющей кольцевую трубу диаметром 140 мм с перфорацией, обращенной х стенке, уложенную на кольцевую плоадяку.

Между кольцевой площадкой и стенкой резервуара имеется зазор, предназначенный для отекания воды по стенке резервуара из трубы стационарной системы охлаждения (рис.. 5).

2.16.    В качестве размывающих устройств системы предотвращения накопления донных отложений приняты пригруженные веерные кольцевые сопла Ду 100 (рис. 6,7) с автоматически меняющейся высотой щели типа СПВК конструкция ШШОТГнефть в количестве 20 от. Система предотвращения накопления парафинистого осадка основана

на принципе периодического взвешивания в нефти ’’свежего¹’ неслвжавшегося осадка струйным течением нефти через веерное сопло.

15

Ряс.4. Расположение уровнемера:

1    - прибор для измерения уровня жидкости;

2    - трос; 3 - кронштейн; 4 - плана шал кргопп;

Ь - стенка резервуара; 6 - кольцевал площадка; 7 - нгщратштеш; В - огневой предохранитель; Р - понт.

барьер дм pftpxam шитшао/хаа

Рйо. 5« Система асагаротуианвд.

п

Рис. 6. Схема системы разштш и предотвращения накопления: парафинистого осадки в резервуаре FPG-5Q000:

I - приемный патрубок; П - фильтр; И - задвижка;

ХУ - манометр; У - веерные спила (1-20); У1 - обвязквавдие трубопроводы на днище резервуара5,УП - резервуар.

3

Рис, 7. Общий вил сопла пригрукенного веерного кольцевого СГОЯС-ХОСМ:

I - корпус; 2 - диск опорный; 3 - фяанеа присоединительный; 4 - обечайка; 5 - тройник крепелный; 6 - контргайка

19

3. ИСПЫТАНИЕ И ПРИЕМКА Б ЭКСПЛУАТАЩЮ

3Л. Изготовление» сварка, монтаж и испытание конструкций резервуара» в том числе и плавающей крыши, должны выполняться в соответствии с СНяП Ш~18-75 и "Указаниями по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти я нефтепродуктов¹¹ ВСЯ ЗП-73, за исключением п. 21Л2, по которому предусмотрено испытание резервуара с плавающей хршей без уплотняющих затворов,

3.2. Перед заливом резервуара водой производится контроль Герметичности всех монтажных швов и проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара и плавающей крыжи. Допускаемые отклонения для указанных величин приведены в таблице I.

Таблица Т

Наименование    !    Допускаемое

отклонений    !    отклонение

I* Отклонение наружного контура днища от горизонт али при незаполненном резервуаре, ш:

для соседних точек на расстоянии 6 м    20

для любых других точек    50

2.    Тоже при заполнение** резервуаре, мм:

для соседних точек на расстоянии 6 м    40

для любых других точек    80

3.    Высота хлопунов днища (площадь не более

г М^? ), мм    150

4- Отклонение радиуса резервуара от проектной

на уровне днища,    т    + 30

5, Отклонение образующих стенки от вертикали по поясам, мм:

I    пояс    ■{ U".

Правила составлены сотрудниками Всесоюзного научно-исследовательского института по сбору* подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ШЙИСПТнефть) Н.Ф.Агзамовой (разделы 2)5*9*13*15* приложения 1*3-11), Д*Г.Тухватуллиной (разделы 2*8,9), ЮЛ4*Яхиным (приложение 2) и Н.М.Фатхиевым (остальные разделы). Общее методическое руководство над составлением настоящего руководящего документа осуществлялось И.G.Бронштейном и Н»М.Ф&тхневым*

20

-______ -........ I    I    2

2    пояс

3    пояс

4    пояс

5    пояс

6    пояс

7    пояс

8    пояс

9    пояс

10    пояс

11    пояс

12    пояс

6, Отклонение направляющих плавающей крыши

от вертикали, ш    25

Примечание: I. Проверка отклонений образующих производится с

помощью отвеса не реже» чем через 6 м по периметру#

2.    Для ZO& образующих в уровне 8 пояса и выше допускаются отклонения до ± 90 мм.

3.    Отклонение от вертикали нахр&тяжщих проверяют

с помощью отвеса» опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

3.3* Контроль герметичности монтажных швов днища и плавающей крыши производится вакуум-камерой. При контроле сварных швов вакуум-методом контролируемый участок сварного шва шириной -по 150 т по обеим сторонам от шва очищается от пыли, масла и шлака» смачивается мыльным раствором» а при отрицательной температуре раствором лакричного корня с солью хлористого натрия или хлористого кальция ((5 г концентрированного раствора лакричного экстракта на I л водного раствора хлористой соли). Разряжение в камере должно быть

руюшддай докуишт

Правила эксплуатации резервуаров с плавающей крышей РД 39-30-816-82

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 01 июня 1983 г. $ 284

срок введения установлен с 1.06*83 г.

Срок действия до 1*06*88 г»

Настоящие Правила распространяются на стальные резервуары емкостью 50000 м^ с плавающей крышей и предназначены для руководящих и инженерно-технических работников предприятий Министерства нефтяной промышленности, имеющих на своих объектах резервуары с плавающей крышей, В Правилах изложены положения по устройству, оборудованию, безопасной эксплуатации и обслуживанию металлических резервуаров с плавающей крышей*

На основании настоящих Правил на предприятиях должны разрабатывать и утверждать совместно с комитетом профсоюза инструкции, устанавливающие правила выполнения работ на резервуаре с плавающей крышей и поведения обслуживающего персонала на рабочем месте*

I. ОБЩИЕ пояотаия

1*1. Устройство резервуарного парка должно соответствовать требованиям строительных норм СНиП П~106-79 "Склады нефти и нефтепродуктов* Нормы проектирования" (М., Стройна дат, 1980,? или заменяющих их норм. Изготовление, монтаж и приемка стальных комет* рукций резервуаров должны соответствовать требованиям дополни-

4

тыльных правил для конструкций цилиндрически а вертикальных резервуаров, изложенных в СНиП Ш~Ш~75 "Правила производства и приемки работ. Металлические конструкции** (М., Стройиэдат, 1976, приложение I).

1.2.    Каждый работник, обслуживающий резервуар с плавающей кршей, должен знать особенности резервуара с плавающей крышей, его преимущества и недостатки по сравнению с другими резервуарами и содержать в исправности его оборудование.

1.3.    Плавающая крыша разобщает поверхность нефти от атмосферного воздуха и препятствует испарению нефти. Преимуществом

плавающей крыши является то, что, в отличие от понтона, она доступна для наблюдения и над ней не накапливаются газы и пары нефти, это пространство постоянно проветривается.

1.4.    Одной из основных экепдуатационных особенностей резервуаров с плавающей кршей является то, что газовые или газовоз-душные массы при попадании в резервуар всплывают и могут накапливаться под плавающей крышей, создавая газовую подушку между поверхностью нефти и плавающей крышей.

Всплытие газовых пробок может сопровождаться гидравлическими ударами и выбросом нефти через имеющиеся неплотности в затворе, замерном люке и т.д. Гидравлические удары могут привести к разрушению затвора, деформации или перекосу плавающей крыши.

Поэтому во избежание образования газовых пробок в нефтепроводе не рекомендуется опорожнять даже небольшой участок трубы.

А если опорожнение трубы все же неизбежно (при ремонтных работах), при возобновлении пегекачки нефти перед приемом ее в резервуар с плавающей кршей необходимо обязательно удалить газовоздушные пробки ия путепровода или осуществлять прием нефти в специальные ре-эервуаоы, не имеющие плавающей крыши, со скоростью в приемном трубопроводе не более Г м/с.

5

Наиболее вероятным местом образования газовых пробок являются технологические трубопроводы, так как в них давление может понижаться до атмосферного или даже ниже атмосферного при остановках перекачки, при переключениях резервуаров. Газовые пробки возникают также в магистральном трубопроводе.

Чтобы не допустить образования газовой пробки, в технологических коммуникациях необходимо поддерживать избыточное давление не менее давления насыщенных паров нефти.

1.5.    В резервуаре с плавающей крышей не менее, чем на меньше потерь нефти от испарения по сравнению с таким же резервуаром со стационарной крышей и дыхательным клапаном. По оценке специалистов в резервуаре с плавающей крышей меньше корродируют верхние пояса и сама плавающая крыша по сравнению со стационарной крышей.

1.6.    Плавающая крыша более безопасна в пожарном отношении. Загорание на плавающей крыше может происходить в системе уплотнения крыши и, если при пожаре плавающая *срыша не затонула, легче тушить на ней пожары. Проектом предусматривается подача огногася-щей пены только в зону уплотняющего затвора по периметру плавающей крыши; расход пены рассчитан на тушение пламени в кольцевом зазоре между плавающей крышей и стенкой резервуара.

1*7. Температура нефти, поступающей в резервуары, должна быть меньше температуры ее кипения (начала перегонки по стандартному методу, ГОСТ 2177-83) не менее чем на Ю°С, Это объясняется тем, что при приближении температуры нефти к температуре кипения ее резко возрастают испарение нефти и газовыделение из нее.

Понтоны и плавающие крыши не могут удержать эти газы, поэтому

^ Сокращение потерь зависит от качества уплотняющих затворов и определяется экспериментально

в

резко возрастают потери легких углеводородов и увеличивается загазованность на резервуаре. При повышенной температуре возможны вспенивание нефти и вынос ее на плавающую крышу через уплотняющие затворы.

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

2.1.    Б настоящих Правилах приведено техническое описание резервуара емкостью 50000 м^ с плавающей крышей понтонного типа (проект $ 10-Ф1418-1-НМ института 1ЩИИпроектстальконструкция), состоящей из понтонного кольца и плоской центральной части (рис. I). Это наиболее распространенный вид плавающей крыши, сравнительно простой и вместе с тем обладающий достаточной надежностью в эксплуатации .

2.2.    Огенка I резервуара в верху укрепляется кольцом жесткости 2, которое обеспечивает общую устойчивость сооружения, воспринимает ветровую нагрузку и служит ходовой площадкой.

Для обеспечения устойчивости полотнищ стенки устанавливаются дополнительные кольца жесткости 3.

2.3.    Плавающая крыша состоит из плоской центральной части 4 толщиной 5 мм и внешнего понтонного кольца из 32 пустотелых герметичных коробов 6, образующих отсеки. На днище каждого короба предусмотрена муфта с пробкой для слива продукта а случае нарушения герметичности его. Проектом предусмотрена пробка, которая ввинчивается из-под плавающей крыши. Для удобства отвинчивания в процессе эксплуатации рекомендуется эти пробки ввинчивать сверху под смотровым люком короба и оснащать их удлиненной ручкой. Каждый короб в верхних листах имеет люк 6 размером 600 мм, закрываемый съемной крышкой, который позволяет контролировать герметичность юзов во время эксплуатации резервуаров. В верхних листах каждого отсека, образованного соседними коробами, имеются смотровые люки

7

FBc.I. Резервуар емкостью 50 тыс.м⁸ е плавающей кршей:

I - стенка; 2 - кольцо жесткости;

3    - дополнительные кольца жесткости;

4    - плавающая крыша; 5 - короб плавающей крыш; 6 - ш оветовоЧ; 7 - стойка опорная; 8 - направляющая; 9 - шахтная лестница; 10 - переход; II - катучая лестница; 12 - ферма; 13 - водоспуск;

14 - лиЕнапривыкик; 15 - огневой предохранитель.

8

Ду 159 мы.

2.4.    Дня ограничения опускания крыши и фиксирования ее в крайнем нижнем положении имеется 152 трубчатые опорные стойки 7 диаметром 89 мм, расположенные по семи концентрическим охружко-стям с радиусами от центра 2500 , 6900, IX30Q, 15750 , 20100, 24500, 28550 мм. Стойки закреплены на плавающей крыше и даиздтся вместе

е ней. Высота стоек от днища резервуара до низа плавающей кр^пш неодинакова. Наибольшую высоту имеют стойки, расположенные вблизи стенки резервуара. Высота стоек от низа плавающей крыши до днища у стенки резервуара 1,8 м; наименьшая высота стоек у центральной пасти. Переменная высота опорных стоек обеспечивает уклон 1:100 на плавающей крыше к центру. При заполнении и опорожнении резервуара плавающая крыша поднимается и опускается вместе с опорными стойками и оборудованием, расположенным на ней.

2.5.    Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении имеются две диаметрально-расположенные направляющие 8 из труб диаметром 530 км. На обеих направляющих установлен огневой предохранитель 0П-500 15, предназначенный для предохранения резервуара с нефтью от проникновения пламени и искр под плавающую кршу* Лламегасительные элементы огневого предохранителя защищены от попадания атмосферных осадков зонтом.

2.6.    Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны резервуара через шахтную лестницу 9, переход 10 и катучую лестницу II* Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается

на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути 12, уложенному на опорной ферме* Ступени катучей лестницы независимо ст угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.

2.7.    Техническая характеристика резервуара

9

Вместимость резервуара, м^

Внутренний диаметр резервуара,    и    60,7

Высота стенки резервуара, м    17,95

о

Площадь зеркала продукта, иг    2894

Наружный диаметр понтонного кольца плавающей крыши, м    60,2

Площадь плавающей крыши,    2856

Масса стальных конструкций (без уплотняющего затвора), т    700,4

в том числе:

плавающей крыши с опорными стойками    179,73

катучей лестницы    3,0

Погружение плавающей крыши (расчетное), мм    265

Расстояние от дна резервуара до низа плавающей крыши у стенки, мм    1800

Пропускная способность огнепреградителя, м³/ч    2200

Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм    700

Количество приемо-раздаточных патрубков, шт    6

Примечание: Количество ПНР в конкретных случаях может меняться.

2.8. На резервуаре установлен комплект оборудования, обеспечивающий выполнение технологических операций: приборы дистанционного измерения уровня, сигнализатор максимального уровня нефти СУЖ-IH и сниженный пробоотборник.

На нижнем поясе резервуара смонтированы:

- приемо-раздаточные патрубки ППР-700 в количестве 4-х штук, на которых имеются электроприводиые хлопушки с перепуском ЭХ-700 для предотвращения утечек нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек;