ГОСТ Р 58623-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные. Правила технической эксплуатации
7.9 Особенность эксплуатации резервуаров с системой обогрева
7.9.1 Для транспортировки высоковязких и застывающих нефтей/нефтепродуктов используют резервуары, имеющие теплоизоляционное покрытие и оборудованные устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефти/нефтепродукта и пожарную безопасность. Выбор способа подогрева и теплоносителя обосновывают в ПД в зависимости от физико-химических свойств нефти/нефтепродукта, климатических условий и типа резервуара.
7.9.2 Резервуары с системой обогрева оборудуют теплоизоляционным покрытием стенки (для типов РВС, РВСП, РВСПК) и крыши (для типа РВС) с применением теплоизолирующих материалов (минеральная вата, пеностекло и др.). Необходимость использования теплоизоляции определяют в ПД. Расчетную толщину теплоизолирующего слоя назначают по теплотехническому расчету и указывают в ПД.
7.9.3 За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.
7.9.4 В состав теплоизоляционного покрытия входят следующие элементы:
- теплоизоляционный слой;
- покрывной слой;
- элементы крепления.
7.9.5 Для покрывного слоя теплоизоляции резервуаров применяют негорючий материал по ГОСТ 30244.
7.9.6 Для оборудования, трубопроводов, запорной арматуры и фланцевых соединений, расположенных в рабочей или обслуживаемой зоне, предусматривают тепловую изоляцию, обеспечивающую температуру на поверхности теплоизоляционной конструкции не более 45 °C.
7.9.7 Оптимальную температуру и продолжительность подогрева нефти/нефтепродукта выбирают исходя из требований технологических процессов.
7.9.8 Температуру подогрева нефти/нефтепродуктов в резервуарах обеспечивают ниже температуры вспышки паров нефти/нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 15 °C, но не выше 90 °C. Температуру подогреваемой нефти/нефтепродукта постоянно контролируют с регистрацией и документированием в установленном порядке.
7.9.9 Подогрев высоковязких и застывающих нефтей/нефтепродуктов и/или поддержание оптимальной температуры для создания необходимых условий для транспортировки нефти/нефтепродукта, экономного расходования пара и электроэнергии обеспечивают применением пунктов подогрева нефти/нефтепродукта и подогревателей, устанавливаемых непосредственно в резервуарах.
7.9.10 Конструкции подогревателей различают в зависимости от назначения и принципа действия.
7.9.11 В основном применяются подогреватели следующих типов:
- стационарные и переносные;
- общие и местные;
- кожухотрубчатые и трубчатые;
- масляные, паровые, водяные и электрические.
7.9.12 Стационарные трубчатые подогреватели изготавливают различных конструкций (секционные, змеевиковые, кольцевые прямоточные). В зависимости от расположения их подразделяют на общие и местные.
7.9.13 Кожухотрубчатые подогреватели применяют на пунктах подогрева нефти/нефтепродукта, трубчатые подогреватели стационарно устанавливают на днище резервуара.
7.9.14 Трубчатые подогреватели изготавливают из стальных бесшовных труб с обеспечением простоты монтажа и ремонта. Конструктивные размеры (поверхность теплообмена, длина, диаметр и количество труб, уклоны) элементов подогревателя определяют в ПД.
7.9.15 Конструкция подогревателей обеспечивает возможность пропарки/промывки внутренней полости подогревателей при проведении сезонных работ по ТО.
7.9.16 В резервуарах, оборудованных трубчатыми подогревателями, не допускается подогрев нефти/нефтепродуктов при уровне над подогревателями менее 500 мм.
7.9.17 Переносные паровые и электрические подогреватели применяют для местного разогрева нефти/нефтепродукта в резервуаре.
7.9.18 Переносные паровые змеевики и переносные электрические подогреватели включают только после их погружения в нефть/нефтепродукт на глубину не менее 500 мм от уровня верхней точки подогревателя. Прекращение подачи пара и отключение электроэнергии должно быть осуществлено до начала откачки нефти/нефтепродукта.
7.9.19 При использовании электроподогрева применяют электроподогреватели во взрывозащищенном исполнении.
7.9.20 При проведении подогрева нефти/нефтепродуктов с температурой вспышки паров ниже 61 °C применение электроподогрева не допускается.
7.9.21 На трубопроводах пара и горячей воды, как правило, предусматривают стальную запорную и регулирующую арматуру. Если применяют чугунную арматуру на трубопроводах пара и горячей воды, то место ее расположения определяют исходя из условия отсутствия напряжений изгиба в трубопроводе.
7.9.22 Место установки запорной и регулирующей арматуры определяют в ПД.
7.9.23 Применять запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается.
7.9.24 В качестве теплоносителя на пунктах подогрева нефти/нефтепродуктов и РП объектов МТ допускается использовать:
- термальное масло с рабочей температурой от 120 °C до 350 °C и температурой застывания не выше температуры наиболее холодной пятидневки (обеспеченностью 0,92) района эксплуатации в соответствии с СП 131.13330.2018;
- пар давлением от 0,3 до 0,9 МПа и температурой от 130 °C до 140 °C;
- воду и специальные водные растворы с рабочей температурой от 95 °C до 115 °C.
7.9.25 При эксплуатации резервуаров с водяными и паровыми подогревателями применяют воду, подготовленную с учетом [9] и [10].
7.9.26 Технологию подготовки воды выбирают в зависимости от качества исходной воды.
7.9.27 При пуске пара в трубчатые пароподогреватели резервуаров все трубки для выпуска конденсата предварительно открывают.
7.9.28 Во избежание гидравлических ударов перед пуском пара в пароподогреватели их освобождают от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия запорной арматуры.
7.9.29 С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефти/нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за отсутствием нефти/нефтепродукта в вытекающем конденсате.
7.9.30 Эксплуатация трубопроводов пара, горячей воды и запорной арматуры для подключения подогревателей - в соответствии с [9].
7.9.31 Для отогрева трубопроводов и запорной арматуры применяют только пар, горячую воду или нагретый песок, а также электроподогрев оборудованием во взрывозащищенном исполнении. Применение открытого огня не допускается.
7.9.32 При обслуживании подогревателей в резервуарах с подогревом нефти/нефтепродукта:
а) проверяют исправность и герметичность трубчатых подогревателей (обнаруженные при осмотре повреждения конструкции подогревателей необходимо немедленно устранить);
б) следят за исправностью средств электроподогрева в соответствии с инструкцией изготовителя.
Во время подготовки к эксплуатации в осенне-зимний период ежегодно выполняют:
- контроль наличия нефти/нефтепродуктов в пробе теплоносителя на выходе из подогревателя;
- пропарку/промывку внутренней полости подогревателей;
- гидравлические испытания на прочность и герметичность;
- проверку обтяжки фланцевых и резьбовых соединений трубопроводов пара и горячей воды;
- проверку исправности и сроков поверки приборов измерения давления и температуры;
- контроль и при необходимости восстановление теплоизоляционного покрытия наружных трубопроводов.
7.9.33 Техническое диагностирование подогревателей выполняют одновременно с частичным или полным техническим диагностированием резервуара в следующем объеме:
а) при частичном техническом диагностировании:
- проведение УЗТ в доступных местах вне резервуара;
- проведение гидравлических испытаний на прочность и герметичность;
б) при полном техническом диагностировании:
- проведение осмотра и визуально-измерительный контроль 100% конструкции подогревателей по [11];
- проведение гидравлических/пневматических испытаний на прочность и герметичность в соответствии со СП 74.13330.2011;
- проведение ультразвукового контроля кольцевых сварных швов;
- проведение УЗТ путем выполнения замеров в четырех точках сечения трубы через 900 с периодичностью 3 м по длине, но не менее одного места проведения УЗТ на каждом элементе подогревателя, в том числе мест поворота и мест изменения диаметра.
7.9.34 Если вводят в эксплуатацию подогреватели и подводящие трубопроводы пара и горячей воды, находившиеся в консервации более 24 мес, проводят внеочередное полное техническое диагностирование подогревателей и подводящих трубопроводов.
Подписаться на обновления