Состав оборудования резервуаров РВС (П,ПК)

1.

Состав оборудования резервуаров
РВС (П,ПК)

2. РВС(П,ПК)

• Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных
нефти(нефтепродуктопроводов) служат:
• для компенсации неравномерности приема-отпуска
нефти/нефтепродуктов на границах участков транспортной цепи;
• для учета нефти( нефтепродукта);
• для достижения требуемого качества нефти/нефтепродукта
(отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).
• Для приема, накопления, хранения, измерения объема и сдачи нефти
объектах МТ применяются вертикальные цилиндрические стальные и
железобетонные резервуары следующих типов:
• РВС, РВСП, РВСПК и РВСПА объемом от 100 до 100000 м3;
• Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов практически
такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогрева и
размыва донных отложений.
• На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева
сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный
патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с
атмосферой напрямую. Это стало возможным благодаря низкой
испаряемости темных нефтепродуктов.

3. Оборудование резервуара РВС:

4.

Оборудование резервуара РВС:

5. РВС

Если рассматривать укрупненно, тогда на резервуарах
устанавливается:
• оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров
и снижение потерь нефти\нефтепродукта;
• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;
• противопожарное оборудование;
• приборы контроля и сигнализации.
Более подробный перечень устанавливаемого оборудования
приведен ниже

6. Оборудование вертикальных цилиндрических стальных резервуаров

В зависимости от типа и назначения вертикальные цилиндрические
стальные резервуары оснащаются следующим оборудованием:
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
20.1
21
22
23
24
25
26
Наименование оборудования
РВС
Наличие в резервуаре типа
РВСП, РВСПА
РВСПК
2
3
4
5
ПРП
Приемо-раздаточное устройство
СКНР
СРДО2), в том числе типа «Диоген»
Кран сифонный
Люк-лазы в первом поясе
Люк-лаз во втором (третьем) поясе
Люк световой3)
Люк смотровой3)
Люк монтажный
Люк замерный
Дыхательный клапан
Предохранительный клапан
Аварийный клапан
Вентиляционный патрубок
Пробоотборник2)
Водоспуск
Система подогрева (опционально)
Система охлаждения6)
Система пожаротушения6)
в том числе пожарные извещатели
Установка газового пожаротушения (опционально)
Сигнализатор верхнего допустимого уровня
Уровнемер (измеритель уровня)
Многоточечный датчик средней температуры нефти
Датчик гидростатического давления (опционально)
Датчик (типа мановакуумметр) для контроля давления в
паровоздушном пространстве под стационарной крышей
+
+
+1)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+1)
+
+
+
+
+
+
+
+
- 4)
+
+
+
+
+
+
+/+
+
+
+
+
+
+1)
+
+
+
+
+
+
+
+
- 5)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
-

7. Оборудование вертикальных цилиндрических стальных резервуаров

1) Необходимость установки СКНР определяется по РД-23.020.00-
КТН-018-14 (10.5.5).
2) В резервуарах для светлых нефтепродуктов вместо люка для
СРДО устанавливается пробоотборник.
3)
Осмотр внутреннего пространства резервуара может
проводиться как через смотровые, так и через световые люки.
4) Для РВСП при наличии автоматических установок газового
пожаротушения предусматриваются вентиляционные аварийные
устройства согласно РД-23.020.00-КТН-018-14 (6.4.3.5).
5)
Устанавливается
по
требованию
эксплуатирующей
организации на РВСПК, предназначенных для осуществления
приема, накопления, измерения объема, сдачи нефтепродуктов
при проведении планового капитального ремонта или технического
перевооружения резервуара.
6)
Необходимость применения систем охлаждения и
пожаротушения для резервуаров определяется по
РД-13.220.00-КТН-142-15.

8.

Приемораздаточные патрубки. Приемораздаточные устройства
Приемораздаточные патрубки предназначены для присоединения
к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи
резервуаров и хлопушек или шарнира подъемной трубы изнутри.
Они устанавливаются на нижнем поясе резервуара в
количестве от одного до четырех (при большой
производительности закачки и откачки нефти, 3000 м3/ч и более).
Диаметры приемораздаточных патрубков принимаются от
150 до 700 мм.
Количество и диаметр приемо-раздаточных патрубков
определяется расчетом, в котором учитываются: скорость подъема
жидкости в резервуаре и скорость движения жидкости в патрубке,
емкость резервуара и его диаметр.
На выбор диаметров приемо-раздаточных патрубков и их
количество влияет также технологическая схема резервуарного
парка.

9.

Приемораздаточные патрубки. Приемораздаточные
устройства
Хлопушка, установленная на приемораздаточном патрубке,
предупреждает утечки нефтепродукта при повреждениях
приемораздаточных трубопроводов и их задвижек.
В резервуарах типа РВС эксплуатируются приемораздаточные
устройства (ПРУ), установленные взамен традиционных ПРП с
хлопушкой.
При установке ПРУ предполагалось решить следующие задачи:
- увеличить полезную вместимость стальных резервуаров;
- снизить интенсивность накопления парафинистых отложений;
- увеличить сроки службы первого пояса и днища резервуаров за
счет уменьшения зоны коррозионной активности донного остатка.

10.

Приемораздаточные патрубки. Приемораздаточные
устройства
ПРУ состоит из приемораздаточного патрубка (ПРП) и поворотной
заслонки, заменяющей хлопушку. ПРП состоит из патрубка, отвода,
специальной конструкции зонта, рассекателя, и соединительных
фланцев. Монтируется внутри резервуара на фланец для крепления
хлопушки (см. рисунок). Рисунок - Приемораздаточное устройство
(а) и традиционный приемо-раздаточный патрубок (б)
1 – поворотная заслонка; 2 – приемораздаточное устройство (ПРУ);3 – привод
хлопушки; 4 – хлопушка ХП-600; 5 – задвижка; 6 – стенка резервуара.

11.

Приемораздаточные устройства
• Общий вид приемо-раздаточное устройствоПРУ
• 1- отвод; 2- зонт; 3- рассекатель; 4- заслонка поворотная; 5электропривод. (Патрубок ППР, поз.6-вставка и поз.7- задвижка
ПРУ монтируются на стенке резервуара при помощи сварки,
имеют свой независимый ручной (ПРУ) или электропривод
(ПРУ1).

12.

Приемораздаточные патрубки. Приемораздаточные
устройства
• Общий вид механизма управления хлопушей МУ-I:
• 1- корпус управления; 2-вал; 3- барабан; 4- трос; 5- штурвал; 6указатель; 7- стопор; 8- кронштейн; 9- хлопуша; 10- стенка
резервуара.
• Хлопушки ХП, ХП-400 предназначены для предотвращения
потерь нефти и нефтепродуктов из резервуара в случаях
разрыва технологических трубопроводов или выхода из строя
размещенных на нем запорных устройств.
Механизм управления хлопушкой (боковой) предназначен
для открывания крышек хлопушек (основной и перепускной) и
фиксации их в открытом положении в вертикальных
цилиндрических резервуарах для нефтепродуктов.

13.

Приемораздаточные патрубки. Приемораздаточные
устройства
Применение ПРУ позволяет увеличить до 20 % полезную
вместимость стальных резервуаров всех типов, значительно
снизить затраты и трудоемкость по их зачистке.

14.

Система компенсации нагрузок от приемо-раздаточных
патрубков на стенку резервуара вертикального стального
(СКНР)
СКНР предотвращает повреждение швов приемо-раздаточных
патрубков, которое может возникнуть в результате
множественных движений трубопроводных линий. СКНР
способствует эффективному снижению нагрузок на приемораздаточные патрубки, значительно продлевая срок службы
последних.
СКНР служит для компенсации относительных перемещений
соединяемых трубопроводных линий в пространстве в результате:
осадки основания резервуара;
• деформаций стенок трубопровода и резервуара при
изменениях гидравлического давления и температуры
окружающего воздуха, а также температуры и плотности
транспортируемой рабочей среды;
• изменения веса трубопровода (после опорожнения или

15.

Система компенсации нагрузок от приемо-раздаточных
патрубков на стенку резервуара вертикального стального
(СКНР)
.

16.

• СКНР применяются для трубной обвязки патрубков приемораздачи (ППР) стальных вертикальных резервуаров РВС, РВСП,
РВСПК номинальным обьемом от 10 до 50 тыс м2 и высотой
стенок резервуаров 1S10 мм и менее с подводящими
технологическими трубопроводами (ТТ] условным диаметром
от 400 до 700 мм и условным давлением до 1,0 Мпа
• СКНР - это комплекс, состоящий из монтируемых на месте
эксплуатации следующих составных частей:
• * трубопровода - 1 шт;
• * подвесок пружинных 2шт:
• * ригелей - 2 шт:
• * стоек - 4 шт;
• * опоры Катковой - 1 шт
• Трубопровод СКНР представляет собой трехшарнирную систему
компенсаторов, установленную на подвижных опорах,
связывающую между собой неподвижно закрепленные ППР
резервуара и подводящий ТТ.

17.

• Трубопровод СКНР разделен карданным поворотным
сильфонным компенсатором.
• Два карданных поворотных компенсатора разделяют
трубопровод СКНР U ПРП U ТТ, соответственно.
• Трубопровод поддерживается при помощи катковой скользящей
опоры, двух пружинных подвесок закрепленных на ригелях,
опирающихся на две стойки, расположенные по сторонам
трубопроводов.
• В зависимости от назначения поворотные компенсаторы
оснащаются патрубками noд приварку или фланцами.
• Трубопровод имеет дренаж для слива воды после
гидроиспытания [задвижка или кран шаровый] и воздушники в
верхних точках труборовода для удаления газа.
• Применение СКНР позволяет увеличить срок зксплуатации
подводящих трубопроводов и сократить к минимуму
возможность аварийной ситуации вследствии повреждения
приемо-раздаточного патрубка

18. Система размыва донных отложений

В настоящее время для размыва донных отложений в
резервуарах используются две системы – с помощью
размывающих головок и с помощью устройств «Диоген».
Размыв донных отложений с помощью размывающих головок
Система представляет собой группу размывающих головок веерного
типа, расположенных на днище резервуара. Количество и схема
размещения головок зависит от емкости резервуара. Головки
обвязаны трубопроводами, по которым к ним подается нефть под
давлением 0,5-0,6 МПа. Применяют два способа размыва:
раздельный и совмещенный.
При раздельном способе заполнение резервуара производят через
размывающую систему.
При совмещенном способе, размыв и откачка производятся
одновременно.

19. Система размыва донных отложений

Размыв донных отложений с помощью размывающих головок

20. Система размыва донных отложений

Практика эксплуатации резервуаров показала малую эффективность
работы данной системы. Основными причинами низкой
эффективности системы размыва являются:
отсутствие на некоторых НПС внутрипарковой перекачки и
как следствие, невозможность создания необходимого давления;
струя, выходящая из головки неподвижна и ее длина мала,
вследствие чего размываются только небольшие участки;
со временем трубопроводы системы разрушаются,
подвижные части сопел засоряются, теряют подвижность, снижая
эффективность размыва;
неравномерный размыв донных отложений на днище
резервуара (только в окрестностях головки и патрубков);
отсутствие достоверной информации о количестве донных
отложений в резервуарах с понтонами, так как замер осадка
осуществляется только через замерный люк, установленный на
направляющей трубе, и отражает уровень осадка только в этой

21. Система размыва донных отложений

Размыв донных отложений с помощью винтовых устройств
«Диоген»
Устройства «Диоген» устанавливаются на крышке люка-лаза или
на специально врезанном патрубке в первом поясе резервуара.
Принцип работы изделия заключается в образовании процесса
перемешивания нефти направленной затопленной струей нефти,
создаваемой вращающимся пропеллером, при котором тяжелые
парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в
общей массе нефти.

22. Система размыва донных отложений

По условиям предупреждения образования статического
электричества при работе устройства уровень нефти в РВС должен
быть:
• не менее 5 метров для резервуаров типа РВСП, РВСПК;
• не менее 3 метров для резервуаров типа РВС. Размыв и
удаление донных отложений из резервуара выполняются по
технологической карте размыва донных отложений.

23. Сифонный кран

• На ПС (ЛПДС), оснащенных очистными сооружениями или имеющих
возможность очистки сточных вод, подтоварная вода, образующаяся
в резервуарах при отстое нефтепродуктов, должна периодически
отводиться в производственную канализацию в соответствии с
производственной инструкцией, содержащей подчиненность,
ответственность, технологию и последовательность действий
оперативного персонал, а также правила безопасности.
Сифонный кран предназначен для спуска подтоварной воды из
резервуара. Он устанавливается в первом поясе резервуара и
представляет собой «изогнутую» трубу, которая через
сальниковое уплотнение вставлена внутрь резервуара.

24. ЭВ №45 Сифонный кран

• Подтоварная вода из РВС (РВСП, РВСПК, РВСПА) удаляется через
сифонный кран, в том числе с паровой рубашкой.
• Сифонный кран необходимо осматривать при каждом
дренировании подтоварной воды.
• При этом проверяется отсутствие течи в сальниках крана.
Поворот крана должен быть плавным, без заеданий.
• В нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в
горизонтальном положении.
• Отметки на корпусе сальника, соответствующие трем
положениям отвода: рабочее (Р), промывка (П) и нерабочее (Н)
должны быть продублированы на стенке резервуара возле
сифонного крана.

25. Сифонный кран

• Удаление подтоварной воды из ЖБР проводится погружным насосом,
который монтируется на люке крыши резервуара, или другими
средствами.
• Частота дренирования подтоварной воды зависит от содержания воды
в нефтепродукте, режима работы резервуаров (для резервуаров,
работающих в режиме «прием-сдача», – перед проведением каждого
измерения).
• При удалении подтоварной воды необходим постоянный контроль за
ее стоком. Не допускается вытекание нефтепродуктов.
• Измерение уровня подтоварной воды проводится в соответствии с
МИ 3275-2016
• Дренирование резервуара, используемого под продукты зачистки в
качестве емкости-отстойника, должно проводиться персоналом
СЭРП.

26. Люки световые

Световые люки устанавливаются на крыше резервуара. При
открытых крышках люков, через них проникает естественный свет
внутрь резервуара, а также они используются для проветривания
резервуара во время зачистки и проведения ремонтных работ.

27. Люки замерные

Люки замерные устанавливаются на крыше резервуара и служат
для замера уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре, а
также для отбора проб с помощью переносного пробоотборника.
Для обозначения постоянного места замера внутри люка
расположена направляющая колодка, по которой спускается в
резервуар замерная лента с лотом. Колодка изготовляется из меди
или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование. На колодке
наносится риска соответствующая высотному трафарету. Для
контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка иногда
устанавливается штуцер с запорным устройством для установки
манометра.

28. Люки-лазы

Люки-лазы устанавливаются в нижнем поясе резервуара и служат
для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара, а также
для освещения проветривания резервуара при его зачистке.
Взаиморасположение световых люков и люков-лазов в стенке
должно обеспечивать максимальное проветривание внутреннего
пространства резервуара при его зачистке. Для проветривания
внутреннего пространства резервуара люки-лазы в первом поясе,
люки-лазы во втором (третьем) поясах должны располагаться
диаметрально противоположно.

29. Монтажный люк

Монтажный люк устанавливаемый на стационарной крыше,
понтоне и плавающей крыше резервуара, должен располагаться
над приемо-раздаточными патрубками или в непосредственной
близости от них. Монтажные люки на стационарной кровле и
понтоне резервуаров РВСП должны располагаться на одной
вертикальной оси.

30. Дыхательные клапаны

• Дыхательные клапаны КДС предназначены для герметизации
газового пространства резервуаров с нефтью\нефтепродуктами и
регулирования давления в этом пространстве в заданных
пределах.
• Предохранительные клапаны
• На резервуарах типа РВС в качестве дыхательных клапанов
должны использоваться универсальные клапаны КДС, которые
работают как в режиме дыхательного, так и
предохранительного клапана.

31. Диск отражатель

Под дыхательным клапаном на специальном кронштейне
устанавливается диск-отражатель, который уменьшает потери
нефти от обратного «выдоха» из резервуара. Направление
движения поступающего через дыхательный клапан воздуха при
«вдохе» изменяется диском-отражателем на почти горизонтальное.
Этим самым уменьшается перемешивание чистого воздуха с
парами нефти, а, следовательно, при «выдохе» из резервуара в
первую очередь будет вытесняться паровоздушная смесь с
меньшей концентрацией нефтепродуктов
Диск-отражатель состоит из круглого составного листа, части
которого соединены между собой на шарнирах. Такая конструкция
диска-отражателя позволяет складывать лист при вводе его в
резервуар через монтажный патрубок. Диск-отражатель имеет
диаметр в три раза больше, чем диаметр дыхательного патрубка.
Эффективность работы диска-отражателя зависит от его диаметра,
высоты установки и параллельности установки его относительно
горизонтального сечения дыхательного патрубка. .

32.

Рисунок – Диск отражатель

33. Стационарный пробоотборник сниженного типа

• Стационарный пробоотборник сниженного типа позволяет
автоматически отбирать пробу из резервуара, соответствующую
составу нефтепродукта в резервуаре.
• Пробоотборник секционный сниженный резервуарный ПСР и
его модификации
• Пробоотборники секционные сниженные резервуарные ПСР
предназначены для отбора в соответствии с ГОСТ 2517-85
смешанной (усредненной) пробы нефти и нефтепродуктов по
всей высоте резервуара с нормальным и избыточным
давлением.
• Для отбора проб в резервуарах с понтоном или плавающей
крышей применяются пробоотборники ПСР-п, которые
устанавливаются в направляющую трубу понтона или
плавающей крыши.

34.

35. Стационарный пробоотборник сниженного типа

• Монтаж пробоотборника может выполняться через люк или
усиливающую накладку в стенке резервуара. Пробоотборная
колонна монтируется внутри резервуара с помощью
специальных кронштейнов, привариваемых к стенке и днищу
резервуара. Сварное соединение — по ГОСТ 5264-80.
• Пробоотборник состоит из пробоотборной колонны и
приемного узла. С помощью пробоотборной колонны
происходит отбор пробы и ее отделение от основной массы
хранимого продукта. Через приемный узел пробоотборника
осуществляется управление операциями отбора и слива пробы.
• Для более надежной и долговечной работы элементы
пробоотборника выполняются из нержавеющей стали.
• Пробоотборник может быть оснащен системой аварийного
перекрытия, насосом.

36. Уровнемер

Уровнемер устанавливается на крыше резервуара и служит для
оперативного определения уровня взлива нефти\нефтепродукта в
резервуаре с дистанционной передачей информации в местный
диспетчерский пункт.
В настоящее время применяются различные системы измерения
уровня жидкости в резервуарах: поплавкового типа, сервосистемы,
радарные, гидростатические и др.
Принцип действия поплавкового уровнемера основан на
следящем эффекте поплавка. Поплавок является чувствительным
элементом, который плавает на поверхности жидкости и
перемещается вместе с изменением ее уровня.

37. Уровнемер

Принцип действия радарных измерительных систем основан на
отражении модулированного лазерного излучения от границ
раздела жидкой и газообразной сред с последующим анализом
фазы отраженного луча.
Благодаря своей бесконтактности и отсутствию движущихся частей
радарные уровнемеры являются гораздо более надежными
устройствами, чем поплавковые уровнемеры. На точность
измерения и надежность работы радарных уровнемеров не влияют
ни атмосферные осадки, ни колебания температур, ни высокая
температура, ни вязкость измеряемого продукта.

38. Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектами повышенной пожарной опасности,
поэтому они в обязательном порядке оснащаются
противопожарным оборудованием: огнепреградителями,
системой пожаротушения и охлаждения.
Огнепреградитель
В тех случаях, когда огнепреградители
не встроены в корпус клапанов, они
устанавливаются между клапаном и
монтажным патрубком. Принцип
действия огнепреградителей основан
на том, что пламя или искра не
способны проникнуть внутрь
резервуара через отверстие малого
сечения в условиях интенсивного
теплоотвода.
Огнепреградители являются
комплектующими изделиями
дыхательных и предохранительных
клапанов.

39.

• Система и средства пожаротушения и орошения резервуара.
Резервуары, для тушения пожаров в которых применяется
воздушно-механическая пена, оборудуют стационарной
установкой генераторов высокократной пены.
• Над пеногенератором устанавливается пенокамера, которая
предназначена для подачи в резервуар высокократной пены,
образуемой генератором.
• Пенокамера имеет герметизирующую крышку,
предохраняющую от попадания паров нефти во внешнюю
среду. Герметизирующую крышку плотно крепят к корпусу
пенокамеры стяжками, снабженными замками, состоящими
из двух частей, спаянных легкоплавким сплавом (температура
плавления не выше 120 0С). Замки в стяжках при повышении
температуры внутри резервуара распавляются, и
герметизирующая крышка под действием собственного веса
падает, освобождая доступ пены к горящему продукту.
Резервуары оснащены системой оповещения о пожаре с
датчиками срабатывающими по температуре.
• При возгорании нефти в резервуаре на датчике плавится
легкоплавкая вставка и подается команда в систему
пожаротушения на автоматический запуск.

40. Автоматическая система пожаротушения

• В случае возникновения пожара, тушение горящей нефти в
резервуаре производится пеной, изолирующей поверхность
горючей жидкости от кислорода воздуха.
Пеногенератор пожарный
1 – пеногенератор; 2 – стенка резервуара;
3 – фланец; 4 – смотровой люк;
5 – пенокамера; 6 – площадка обслуживания;
7– вставка;
8 – трубопровод для подачи раствора пенообразователя

41. Система подслойного тушения пожаров резервуаров

Система подслойного пожаротушения – это совокупность
специального оборудования, пенообразователя и технологии,
позволяющая генерировать, транспортировать и подавать раствор
пенообразователя непосредственно в резервуар в нижний слой
горящей нефти, обеспечивая быстрое тушение пожара за счет
образования на ее поверхности изолирующего слоя.
Система подслойного тушения пожаров резервуаров
позволяет одновременно использовать два механизма
воздействия:
• охлаждение поверхностного слоя за счет холодной нефти,
увлекаемой вверх восходящей струей пены;
• резкое снижение скорости поступления паров углеводородов в
зону горения за счет изолирующего действия самопроизвольно
растекающейся по нефти водной пленки и слоя
высокодисперсной пены низкой кратности.

42. Система подслойного тушения пожаров резервуаров

43. Система подслойного тушения пожаров резервуаров

44. Система подслойного тушения пожаров резервуаров

• При такой организации процесса пожаротушения используются
специально разработанные фторпротеиновые, инертные к
нефтепродуктам пенообразователи. Отличительная
особенность этих пенообразователей - способность
образовывать на поверхности горючего пленку,
препятствующую возникновению повторного воспламенения в
течение длительного времени.
• Относительная высокая стоимость пенообразователей типа
«легкая вода» окупается большой надежностью тушащего
действия, гарантирующей быструю локализацию пожара и
тушение пламени с минимальным ущербом для окружающей
среды.
• Помимо высокой эффективности, отличительные черты
пенообразователей типа «легкая вода» - длительный срок
хранения (более 20 лет), а также возможность использования
наряду с пресной, морской водой и оборотных вод предприятий
без предварительного контроля за жидкостью.

45. Система охлаждения

Система охлаждения/орошения резервуара предназначена для
его охлаждения с помощью воды, горящего резервуара и
находящегося рядом с горящим.
В специально смонтированные кольцевые трубопроводы в центре
и на краю кровли резервуара подается под давлением 6-8 кгс/см2
вода и через отверстия d=4 мм растекается по кровле резервуара и
по вертикальной стене.
Система орошения применяется также для снижения
общей температуры корпуса резервуара в наиболее жаркие дни,
что значительно сокращает потери нефти от испарения.

46. Система охлаждения

.
.

47. Система молниезащиты

• Система молниезащиты предназначена для защиты резервуара
от прямых ударов молнии.
• Резервуары должны быть защищены от прямых ударов молнии
отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре
молниеотводами. Резервуары емкостью <200 м3 достаточно
присоединить к заземлителям.
• Группа резервуаров от прямых ударов молнии может быть
защищена отдельно стоящим молниеотводом. Для защиты
отдельно стоящих резервуаров от прямых ударов молнии их
можно защищать молниеотводами установленными на самом
резервуаре.
• На крыше резервуара устанавливаются молниеприемники,
изготовленные из различного металла любого профиля,
площадью поперечного сечения не менее 100 мм2.

48. Система молниезащиты

Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой
марки сечением не менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищены от
коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники
должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не
менее 35 мм2.
Соединение молниеприемников с токоотводами и токоотводов с
заземлителями должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями с
переходным сопротивлением не более 0,05 Ом.

49.

• Система защиты резервуара от статического электричества.
Нефти и нефтепродукты обладают высоким электрическим
сопротивлением и относятся к диэлектрикам. При движении
нефти по трубопроводам и оборудованию на их стенках могут
накапливаться заряды статического электричества. В случае их
разряда возникают искры, которые могут привести к пожарам и
взрывам. Для защиты от разрядов статического электричества
трубопроводы, оборудование и арматуру необходимо
заземлять.
• Резервуары для защиты от статического электричества должны
быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух
заземляющих проводников, расположенных в диаметрально
противоположных точках.
• Скорость движения нефти по трубопроводам необходимо
ограничить таким образом, чтобы заряды, приносимые в
резервуар с потоком нефти, не могли вызвать с его поверхности
искрового разряда, энергия которого достаточна для
воспламенения окружающей среды.

50.

• Система защиты резервуара от коррозии.
• Коррозия стальных резервуаров резко сокращает их
эксплуатационную надежность, снижает срок их службы,
вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и
может приводить к потерям хранимого продукта и авариям.
• К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных
резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят
нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий,
применение катодной или протекторной защиты, а также
использование ингибиторов коррозии.
• Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью
коррозии, условиями эксплуатации, видом продукта и техникоэкономическими показателями.

51.

Система защиты резервуара от коррозии.
• При наличии в продукте подтоварной воды с концентрацией
солей не менее 0,3 % для противокоррозионной защиты днища
рекомендуется применять катодную или протекторную защиту.
• Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии
блуждающими токами следует осуществлять с помощью
катодных станций или групповых протекторов.
• Так же протекторы устанавливают на днище резервуара для его
защиты от внутренней коррозии.
Защита от коррозии
пассивная
Нанесение
изоляционного
покрытия на
поверхность
активная
катодная
электродренажная
протекторная

52. ЭВ №39 Резервуары с плавающими крышами и понтонами

Понтоны, плавающие крыши
Понтоны, плавающие крыши для вертикальных резервуаров
устанавливаются с целью уменьшения объема газового
пространства и снижения испарения с зеркала
нефти\нефтепродукта.
Уровень потерь зависит от условий эксплуатации (температуры,
свойств нефти\нефтепродукта, давления) и параметров
эксплуатации (количество оборачиваемости, наличие
улавливающих устройств, соотношение объема резервуара и его
заполненности).

53. Понтоны, плавающие крыши

- общий вид понтона
-общий вид
уплотняющего затвора
понтона

54. Понтоны, плавающие крыши

- общий вид плавающей крыши
- общий уплотняющего
затвора плавающей
крыши

55. Резервуары с понтоном

Эти резервуары применяют для снижения потерь
нефти\нефтепродукта от испарения. Резервуары с понтоном
должны эксплуатироваться без внутреннего давления и вакуума.
Понтоны устанавливаются в резервуарах со стационарной крышей
и должны удовлетворять следующим требованиям:
• в рабочем положении нижняя поверхность понтона должна
полностью контактировать с поверхностью хранимой нефти;
• срок службы стальных понтонов должен быть не менее 50 лет,
а межремонтный интервал – не менее 20 лет;
• срок службы понтонов из алюминиевых сплавов должен быть
не менее 20 лет,
• а межремонтный интервал – не менее 10 лет;
• понтоны должны быть изготовлены из негорючих
токопроводных материалов;
• для изготовления понтонов следует применять
коррозионностойкие материалы.

56. Резервуары с понтоном

Применяются следующие основные типы понтонов:
• понтон однодечной конструкции, имеющий центральную
однослойную мембрану (деку) и расположенные по периметру
кольцевые короба (открытые или закрытые сверху);
• понтон однодечной конструкции с открытыми или закрытыми
герметичными коробами, расположенными на поверхности
понтона радиально;
• понтон двудечной конструкции, состоящий из герметичных
коробов, расположенных по всей площади понтона;
• понтон блочный беспоплавковый из пористых материалов,
толщиной не менее 60 мм, с защитной металлической
обшивкой.
Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность
по всей высоте резервуара без перекосов и вращения.
Затвор понтона должен быть мягким или комбинированным.

57. Резервуары с понтоном

Затвор понтона должен быть мягким или комбинированным.
Износостойкость затвора должна быть такова, чтобы в течение
межремонтного интервала (не менее 20 лет с установленной
цикличностью) в элементах затвора не образовывались сквозные
отверстия, и затвор оставался герметичным.
Затвор должен оборудоваться скребками, при этом конструкция
затвора должна исключать попадание парафина и нефти со стенки
резервуара на поверхность понтона.
Резервуар с понтоном должен иметь одну направляющую,
имеющую отверстия на высоте не более 1,2 м от днища резервуара.
Зазор между направляющей и понтоном должен быть уплотнён
затвором, исключающим попадание нефти на верхнюю
поверхность понтона.

58. Затворы на Резервуарах с понтоном

Мягкие уплотняющие затворы
для понтонов и плавающих крыш.
а –петлевой;
б – в виде упругой резинотканевой оболочки;
в – то же, с пенополиуретановым наполнителем

59. Затворы на Резервуарах с понтоном

• Устройство уплотняющего затвора жесткого типа.
• 1 – лист уплотняющего затвора; 2 – фартук уплотнения из ткани;3 – подвеска
листа уплотнения; 4 – стенки резервуара; 5 – качающаяся опора; 6 – рычаг;7 –
пружина; 8 – плавающая крыша

60. Люк – лазы Резервуаров с понтоном

Для доступа на понтон в стенке резервуара должно быть
предусмотрено два люк-лаза, расположенных диаметрально
противоположно так, чтобы через них можно было осматривать и
обслуживать понтон, находящийся на опорных стойках. Понтон
должен иметь по меньшей мере один люк-лаз диаметром не менее
Ду 600, позволяющий осуществлять вентиляцию и доступ персонала
под понтон.
Все токопроводящие части понтона должны быть электрически
взаимосвязаны. Электрическую связь понтона с конструкцией
резервуара осуществлять с помощью трех гибких многожильных
изолированных медных проводников сечением не менее 16 мм2
каждый, присоединенных к понтону в трех равномерно
распределенных точках. Противоположные участки проводников
должны быть закреплены на обечайках световых люков на кровле
резервуара. Проводники должны быть оконцованы наконечниками.

61. Резервуары с плавающими крышами

В резервуарах РВСПК для хранения нефти\нефтепродуктов
применяются плавающие крыши двудечного типа.
Максимально допустимая расчетная снеговая нагрузка для
двудечных плавающих крыш устанавливается без ограничений.
Плавучесть плавающей крыши должна обеспечиваться ее
герметичностью со стороны нефти\нефтепродукта, а также
герметичностью входящих в конструкцию крыши коробов и
отсеков.
В рабочем положении плавающая крыша должна полностью
контактировать с поверхностью хранимого нефтепродукта.
Верхняя отметка периферийной стенки (борта) плавающей крыши
должна превышать уровень нефтепродукта не менее чем на 150
мм.

62. Резервуары с плавающими крышами

Каждый короб или замкнутый отсек плавающей крыши в
верхней части должен иметь смотровой люк DN 500 с
легкосъемной крышкой для контроля возможной потери
герметичности короба или отсека.
Конструкция крышки и высота обечайки смотрового люка
должны исключать попадание дождевой воды или снега внутрь
короба или отсека, а также исключать попадание нефтепродукта
на верхнюю деку плавающей крыши.
Конструкция плавающей крыши должна обеспечивать сток
ливневых вод с поверхности к ливнеприемному устройству с
последующим отводом их за пределы резервуара.

63. Резервуары с плавающими крышами

64. Основная техническая документация на резервуары

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть
в наличии следующие эксплуатационные документы:
а) паспорт резервуара с актами на замену оборудования РВС, РВСП,
РВСПК и РВСПА;
б) паспорт резервуара с актами на замену оборудования ЖБР;
в) заводские паспорта на оборудование резервуара;
г) паспорта/формуляры на оборудование;
д) исполнительная документация на резервуар и на проведение
ремонта;
е) технологическая карта эксплуатации резервуара для нефти;
ж) градуировочная таблица на вертикальный цилиндрический
стальной резервуар в соответствии с ГОСТ 8.570;
и) актуальный акт измерения базовой высоты резервуара,
оформленный по ГОСТ 8.570;

65. Основная техническая документация на резервуары

к)
схема нивелирования фундамента и окрайки РВС,
оформленная по РД-23.020.00-КТН-141-16, схема перекрытия ЖБР,
акты, протоколы по нивелированию окрайки днища, перекрытия
ЖБР, проводимому в процессе эксплуатации;
л)
график проведения нивелирования окрайки днища,
измерений отклонений образующей стенки резервуаров (ежегодно
в течение 5 лет после ввода в эксплуатацию резервуара),
нивелирования обвалования с расчетом вместимости каре
резервуаров (ежегодно в течение 2 лет после ввода в эксплуатацию
резервуара);
м)
график технического обслуживания и ремонта
резервуаров, оборудования резервуаров и РП;
н)
журнал текущего обслуживания и ремонта;
п)
журнал учета установки заглушек;

66. Основная техническая документация на резервуары

р)
журнал обхода и осмотра резервуаров и РП;
с)
журнал замеров высоты снежного покрова на крыше
резервуаров;
т)
журнал проведения работ по размыву и удалению донных
отложений из резервуаров
у)
технологическая карта по размыву донных отложений в
резервуарах;
ф)
график размыва донных отложений;
х)
инструкции по эксплуатации резервуаров (каждого типа) и
оборудования резервуаров;
ц)
журнал учета движения кассет ОП;
ч)
актуальные протоколы испытаний дыхательных и
предохранительных клапанов;
ш)
паспорт комплексного заземляющего устройства резервуара;
щ)
табель технологического резерва (неснижаемого запаса)

67. Основная техническая документация на резервуары

Технический паспорт резервуара
В техническом паспорте на резервуар указываются следующие
данные:
1.Вместимость резервуара.
2.Марка и № резервуара согласно технологической карте РП.
3.Дата составления паспорта.
4.Место установки резервуара (полное наименование
предприятия).
5.Назначение резервуара.
6.Основные размеры элементов резервуара (диаметр, высота).
7.Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи и
номера чертежей.
8.Наименование завода-изготовителя стальных конструкций.
9.
Наименование строительно-монтажных организаций,
участвовавших в возведении резервуара

68. Основная техническая документация на резервуары

Технический паспорт резервуара
10.Перечень установленного на резервуаре оборудования.
11.Отклонения от проекта.
12.Дата начала монтажа.
13.Дата окончания монтажа.
14.Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего
испытаний резервуара и результаты испытаний.
15.Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию.
16.Приложения к техническому паспорту:
17.Рабочие чертежи.
18.
Заводские сертификаты на изготовленные стальные
конструкции.
19.
Документы о согласовании отступлений от проекта при
монтаже.
20.
Акты приемки скрытых работ.

69. Основная техническая документация на резервуары

Технический паспорт резервуара
21.
Аварии резервуара с указанием даты аварии, с описанием
аварии и ее причины.
22. Ремонт резервуара с указанием даты приемки из ремонта, с
описанием характера и вида ремонта результаты ремонта.
Паспорт резервуара ведется на НПС (ЛПДС) в бумажной и
электронной форме. Ответственным за ведение паспорта является
заместитель начальника/главный инженер НПС (ЛПДС).
Ответственным за правильность заполнения и достоверность
информации по разделам паспорта является начальник НПС (ЛПДС).
Паспорт резервуара утверждается главным инженером филиала
ОСТ 1 раз в год до 15 января года, следующего за отчетным.

70. Основная техническая документация на резервуары

ЭВ №66
Технологическая карта
До заполнения резервуаров и подключения их в технологический
процесс транспортировки нефти должна быть составлена
технологическая карта эксплуатации резервуаров для нефти.
Технологическая карта – основной документ, регламентирующий
режим работы резервуара. Она во многом облегчает работу
оперативного персонала, товарных операторов и помогает
обеспечить точное выполнение технологических операций в период
обслуживания резервуара и его оборудования.
Технологическая карта эксплуатации резервуаров
разрабатывается в соответствии с требованиями ОР-23.020.00-КТН079-14 на основе:
• данных о характеристиках резервуаров и их оборудовании;
• технического состояния резервуаров;
• схем перекачки нефти, высотных отметок резервуаров и
откачивающих агрегатов;

71. Основная техническая документация на резервуары

Технологическая карта
• данных по объединению резервуаров в технологические
группы для раздельного размещения нефти, различных по
качеству, а также расположенных на геодезических отметках с
разницей не более 1 м;
• типов, марок и свойств нефти;
• диаметра и производительности участков МТ и количества
резервуаров, подключаемых к данному МТ.
Технологическая карта эксплуатации резервуара должна отражать
наиболее вероятные условия его работы и обеспечивать
работников ОСТ всех уровней информацией, необходимой для
оперативного принятия решений по управлению процессом
перекачки.

72. Основная техническая документация на резервуары

ЭВ №66 Технологическая карта
Технологические карты по эксплуатации резервуаров должны
содержать следующую информацию:
-название НПС (ЛПДС);
-тип резервуара;
-номер резервуара по технологической схеме;
-наименование (марку) хранимого продукта;
-абсолютную отметку днища;
-базовую высоту резервуара;
параметры резервуара (высота, диаметр, объем по
строительному номиналу);
-оборудование резервуара (тип, количество, производительность
дыхательных и предохранительных клапанов, для РВСП –
количество вентиляционных патрубков, тип СРДО и минимальный
допустимый уровень при размыве, тип уровнемера);

73.

Технологическая карта
-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;
высоту верхнего и нижнего допустимого уровней взлива;
высоту верхнего и нижнего нормативного уровней взлива;
объемы по верхнему и нижнему аварийным уровням
взлива;
-

74. Технологическая карта эксплуатации резервуаров

• объемы по верхнему и нижнему допустимым
уровням взлива;
• - объемы по верхнему и нижнему
нормативным уровням взлива;
• объемы емкости аварийного запаса;
• - объемы полезной емкости для товарных
операций;
• - товарную емкость, выведенную из технологии,
товарную емкость РП с учетом емкости,
выведенной из эксплуатации;
• - коэффициент использования полезных
емкостей для товарных операций

75. Технологическая карта эксплуатации резервуаров

• Работники, использующие в своей работе
технологические карты, должны быть ознакомлены под
подпись в листе ознакомления.
• Технологическая карта эксплуатации резервуаров
разрабатывается ОЭ филиала ОСТ, утверждается
главным инженером ОСТ, пересматривается и
переутверждается через 2 года или при изменении
технологической схемы РП, условий эксплуатации или
технического состояния резервуаров.
• Оригинал утвержденной технологической карты
эксплуатации резервуаров для нефти с приложением
обосновывающих документов, должен храниться в ОЭ
ОСТ (службе эксплуатации резервуаров и РП) в течение
года после ее отмены (изменения).
• Копии технологических карт должны находиться в
диспетчерских пунктах предприятий, филиалов и в
операторных НПС (ЛПДС), морских и речных
терминалов, нефтебаз.

76. Градуировочные таблицы резервуара

Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального
транспорта нефти, должна быть определена его вместимость и
составлена градуировочная таблица.
Градуировка резервуара: Операция по установлению зависимости
вместимости резервуара от уровня его наполнения, выполняемая
организациями национальной (государственной)
метрологической службы или аккредитованными на право
поверки метрологическими службами юридических лиц при
выпуске из производства, после ремонта и при эксплуатации.
Градуировка резервуара устанавливает зависимость между
высотой наполнения резервуара и вместимостью заполненной
части. Результаты градуировки оформляются в виде таблицы. В
таблицу заносят значения вместимости на каждый сантиметр
высоты резервуара, начиная с наименьшего возможного уровня
нефти и кончая полной высотой резервуара. Таблицы дают
возможность определить количество нефтепродукта в резервуаре,
не прибегая при каждом замере к вычислению объема.

77. Градуировочные таблицы резервуара

Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.
Базовую высоту резервуара следует измерять перед каждым
измерением уровня нефти\нефтепродукта в резервуаре и
ежегодно с оформлением акта. Результаты измерений должны
быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной
таблице. Значение базовой высоты в мм наносится несмываемой
краской вблизи замерного люка.

78. Измерения базовой высоты резервуара

Базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки
касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного
люка или до риски направляющей планки измерительного люка.
При наличии жидкости в резервуарах с плавающим покрытием
уровень ее должен быть не ниже уровня, установленного
технологической картой на резервуар.
Базовую высоту резервуара с плавающей крышей измеряют через
измерительный люк, установленный на направляющей стойке
плавающей крыши или на трубе для радарного уровнемера.
Результаты измерений базовой высоты Hб вносят в протокол
поверки резервуара.
Базовую высоту измеряют ежегодно. Ежегодные измерения
базовой высоты резервуара проводит комиссия, назначенная
приказом руководителя предприятия - владельца резервуара, в
состав которой должен быть включен специалист, прошедший
курсы повышения квалификации по поверке и калибровке
резервуаров.

79. Измерения базовой высоты резервуара

Результат измерений базовой высоты резервуара не должен
отличаться от ее значения, указанного в протоколе поверки
резервуара, более чем на 0,1 %.
Если это условие не выполняется, то проводят повторное измерение
базовой высоты при уровне наполнения резервуара, отличающимся
от его уровня наполнения, указанного в протоколе поверки
резервуара, не более чем на 500 мм.
Результаты измерений базовой высоты оформляют актом.

80. Расчет полезной емкости резервуара

Ёмкость (полезная) для товарных операций Vт, м3: Фактический
объем нефти, находящийся в резервуаре между нижним
нормативным уровнем и верхним нормативным уровнем за
вычетом емкости для аварийного сброса.
Расчет емкости (полезной) для товарных операций и разработка
технологических карт на резервуары и РП выполняется с целью
назначения нормативных объемов и уровней нефти в резервуарах и
обеспечения безопасной эксплуатации.
Определение количества нефти в резервуарах производится
статическим объемно-массовым методом. При пользовании
градуировочными таблицами по результатам замера уровня нефти
в резервуаре определяют объем нефти. Далее умножая объем
нефти в резервуаре на среднюю плотность нефти при температуре в
момент отбора проб, получим массу нефти в резервуаре (брутто).

81. Для резервуара, предназначенного для приёма аварийного сброса

Объем аварийной емкости = 1 часовой
производительности МН
Объем нефти поступающий в резервуар
за время закрытия задвижек ПРП
Объем емкости при приеме нефти для
отключения или переключения t=0,25 часа
1) Верхний аварийный уровень
2) Верхний допустимый уровень
8) Уровень аварийного запаса
6) Нижний допустимый уровень
7) Нижний аварийный уровень
Объем нефти откачиваемый из резервуара
за время закрытия задвижек ПРП
Объем технологического остатка
Объем емкости при откачке нефти для
отключения или переключения t
=0,2 часа
Схема определения уровней и объёмов для резервуаров
Емкость (полезная)
для товарных операций
Окончание
автоматического
закрытия задвижек
5) Нижний нормативный уровень
Начало автоматического
закрытия задвижек
Сигнализация
4) Верхний нормативный уровень

82. Для резервуара, не предназначенного для приёма аварийного сброса

Объем нефти поступающий в резервуар
за время закрытия задвижек ПРП
Объем емкости при приеме нефти для
отключения или переключения t =0,25 часа
1) Верхний аварийный уровень
2) Верхний допустимый уровень
4) Нижний нормативный уровень
5) Нижний допустимый уровень
6) Нижний аварийный уровень
Объем нефти откачиваемый из резервуара
за время закрытия задвижек ПРП
Объем технологического остатка
Объем емкости при откачке нефти для
отключения или переключения t =0,2 часа
Схема определения уровней и объёмов для резервуаров
Емкость (полезная)
для товарных операций
Окончание
автоматического
закрытия задвижек
Начало автоматического
закрытия задвижек
Сигнализация
3) Верхний нормативный уровень

83. Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков

Для поддержания РП и отдельных резервуаров в работоспособном
состоянии в период между капитальными ремонтами должны
проводиться их своевременное качественное техническое
обслуживание и текущий ремонт.
Техническое обслуживание 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.
Техническое обслуживание проводится в соответствии с
инструкциями по эксплуатации резервуаров, технологическими
картами ТОР оборудования, систем, разработанными с учетом
требований и рекомендаций изготовителей, отраслевых
руководящих документов и конкретных условий ОСТ и его
филиалов.

84. Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков

Обход и осмотр резервуаров и РП должен осуществляться в
соответствии с графиком и инструкциями, утвержденными
главным инженером филиала ОСТ, и оформляться записью в
журнале осмотров и ремонта резервуаров с отметкой об
устранении недостатков:
ежесменно – оперативным персоналом НПС (ЛПДС);
ежедневно – обслуживающим персоналом в соответствии с
должностными инструкциями;
еженедельно – лицом, ответственным за эксплуатацию РП;
ежемесячно – руководством станции, нефтебазы;
ежеквартально, выборочно – КПК структурного
подразделения;
1 раз в год, выборочно – КПК филиалом ОСТ.
Журнал должен храниться в операторной НПС (ЛПДС).

85. Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков

При осмотре РВС (РВСП, РВСПК, РВСПА) необходимо обратить
внимание на:
-утечки нефти\нефтепродуктов;
-образование трещин в сварных швах и основном металле;
-появление вмятин, хлопунов;
-неравномерную осадку резервуара;
-состояние отмостки, защитного ограждения (обвалования).
Визуальный осмотр поверхности понтона должен проводиться в
верхнем его положении через световой люк в кровле резервуара.
При осмотре необходимо проверить наличие или отсутствие
отпотин или нефтепродукта на ковре понтона и в открытых коробах,
исправность заземляющих кабелей понтона, уплотнительного
затвора.

86. Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков

Плавающую крышу необходимо ежедневно осматривать с верхней
кольцевой площадки. При осмотре необходимо проверить
положение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие
нефти 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.
При ТР РВС (РВСП, РВСПК, РВСПА) выполняются следующие работы:
ремонт сифонных кранов, набивка сальников задвижек;ремонт
отмостки; ремонт заземления; окраска (ремонт наружного АКП);
подтяжка резьбовых соединений; замена кассет ОП;
ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней стороны
резервуара, который может быть выполнен без вывода резервуара
из эксплуатации (зачистки резервуара от нефти).

87. Подготовка резервуара к проведению ремонта или к диагностике

Работы по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке и
подготовке к техническому диагностированию проводятся в
соответствии с нормативными документами ПАО «Транснефть»,
регламентирующими порядок и безопасность производства работ.
Резервуары выводятся из эксплуатации в соответствии с
утвержденной программой диагностического обследования
трубопроводов и объектов НПС (ЛПДС) ПАО «Транснефть», планграфиком ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после
технического диагностирования, ремонта (реконструкции) по ПАО
«Транснефть» и план-графиком выполнения работ по зачистке
резервуаров от донных отложений ПАО «Транснефть»,
согласованного с ДП ОСТ и департаментом диспетчеризации
потоков нефти и при обнаружении недопустимых дефектов.

88. Подготовка резервуара к проведению ремонта или к диагностике

Зачистка резервуара проводится:
-перед проведением полного технического диагностирования;
-перед проведением ремонтных (огневых) работ;
-при демонтаже резервуара;
-при смене марки нефтепродукта;
-при периодическом освобождении от донных отложений.
Работы по зачистке и ремонту резервуаров и резервуарного
оборудования проводятся только в дневное время. Запрещается
проводить работы по зачистке во время грозы.
Контроль воздушной среды проводится при проведении работ по
дегазации резервуара, зачистке и ремонте. Для каждого отдельного
вида работ оформляется
наряд-допуск, разрабатывается и утверждается схема контроля
воздушной среды при проведении работ.

89. Подготовка резервуара к проведению ремонта или к диагностике

При применении при зачистке резервуара технологий с
флегматизацией газового пространства при размыве донных
отложений необходимо обеспечивать концентрацию кислорода в
газовой среде не более 8 %.
При дегазации резервуара анализ воздушной среды проводится:
для контроля процесса дегазации и определения времени
его окончания;
для предотвращения распространения паровоздушной
смеси на прилегающую территорию.
При концентрации паров углеводородов в резервуаре более ПДВК
проводится естественная вентиляция резервуара через
газоотводные трубы, установленные на световые люки крыши
резервуара. Периодичность контроля концентрации паров
углеводородов при естественной вентиляции – не реже 1 раза в 2 ч.

90. Подготовка резервуара к проведению ремонта или к диагностике

Контроль воздушной среды снаружи резервуара при зачистке
проводится в каре РП, РВС (РВСП, РВСПК, РВСПА), по периметру
крыши ЖБР, у люк-лазов, в местах установки насосного
оборудования, задействованного при зачистке резервуара.
Периодичность контроля воздушной среды должна составлять не
реже 1 раза в 1 ч.
К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если
концентрация газов не превышает предельно допустимых
концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а
температура не превышает допустимые санитарные нормы.
Минимально допустимая концентрация кислорода, при которой
возможно проведение работ в фильтрующем противогазе
составляет 20 %; объемная доля токсичных паров нефти – не более
0,5 %, при меньшей концентрации кислорода или большей
концентрации токсичных паров нефти работы необходимо
проводить только в шланговом противогазе.

91. Подготовка резервуара к проведению ремонта или к диагностике

При обнаружении в воздухе паров углеводородов в концентрациях,
близких к ПДВК, при проведении огневых и газоопасных работ
необходимо:
выйти из опасной зоны;
сообщить о создавшейся аварийной ситуации
ответственному за проведение работ, исполнителям работ,
ответственному за организацию и безопасное производство работ.
Работы могут быть возобновлены только после принятия мер по
установлению источника поступления паров углеводородов и
снижению концентрации до значений, не превышающих
допустимые.

92. Требования по охране труда, охране окружающей среды, пожарной безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков.

Требования по охране труда
К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не
моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке обучение на
курсах целевого назначения, инструктаж, не имеющие медицинских
противопоказаний при работе на опасных производственных
объектах обучение (подготовку) по специальности, проверку знаний
требований охраны труда в комиссии предприятия и имеющие
удостоверение о проверке знаний установленного образца.
При эксплуатации резервуаров и РП возможно наличие следующих
опасных и вредных производственных факторов:
образование взрывоопасной среды;
повышенная запыленность и загазованность воздуха
рабочей зоны;
повышенный уровень статического электричества;

93. Требования по охране труда, охране окружающей среды, пожарной безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков.

Требования по охране труда
• повышенная или пониженная температура воздуха рабочей
зоны;
• расположение рабочего места на значительной высоте
относительно поверхности земли/пола;
• повышенная или пониженная подвижность воздуха;
• недостаточная освещенность на рабочем месте;
• воздействие на организм человека электрического тока;
• повышенная или пониженная влажность воздуха.
Открывать и закрывать задвижки в РП следует плавно, без
применения рычагов. Запорные устройства, установленные на
технологических трубопроводах
нефти и воды должны иметь указатель состояния («Открыто» и
«Закрыто»).

94. Требования по охране труда, охране окружающей среды, пожарной безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков.

Требования по охране труда
Для местного освещения следует применять аккумуляторные
фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном
исполнении, включение и выключение которых должно
проводиться вне защитного ограждения (обвалования).
Нахождение обслуживающего персонала на крыше резервуара во
время закачки/откачки резервуара запрещается.
При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования,
измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал
должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не
накапливающих статическое электричество, из огнестойких тканей.
Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.
Для переноса спецприспособлений для измерения и учета
количества нефти работники должны применять
специализированные рюкзаки, выполненные согласно ОТТ17.020.00-КТН-068-16.

95. Требования по охране труда, охране окружающей среды, пожарной безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков.

Требования по охране труда
Не допускается выполнение работ на высоте:
• в открытых местах при скорости воздушного потока (ветра) 10,0
м/с и более;
• при грозе или тумане, исключающем видимость в пределах
фронта работ, а также при гололеде с обледенелых конструкций
и при нарастании стенки гололеда на проводах, оборудовании,
инженерных конструкциях (в том числе опорах линий
электропередачи), деревьях;
• при монтаже (демонтаже) конструкций с большой парусностью
при скорости ветра 10 м/с и более.
• Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам
ближе чем на 4 м запрещается.