ГОСТ Р 58623-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные. Правила технической эксплуатации

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" применяется 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 109 при температуре вспышки паров 61 °C и выше	До 5
Более 109 при температуре вспышки паров ниже 61 °C	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/плавающей 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/плавающей 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/плавающей крыши до 3,5 м/ч.

При нахождении понтона/плавающей крыши на стойках максимальная скорость повышения/понижения 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/ч и с 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/плавающими 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 в 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;

- убеждаются 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 P_а, кПа, устанавливают исходя из условия 1,2p < P_а <= 1,5p (где p - 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 между 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.