Камера приборов в резервуаре для чего

1.5. Автоматика и КИП

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

• местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;
• сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;
• сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;
• дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;
• местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;
• пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
• дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
• сниженным пробоотборником;
• сигнализатором верхнего положения понтона;
• датчиком утечек.

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от —50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от —50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

• сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;
• сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;
• сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;
• сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты;
• ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 — для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100—400 м 3 . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106—79 (часть II, прил. 1, п. 34).

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:

• свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;
• диапазона измеряемого параметра;
• внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);
• конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

© 2007–2022 «ГК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Источник

9. Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

9.1. Общие рекомендации

Настоящее Руководство по безопасности рекомендует оснащать резервуары следующими устройствами и оборудованием для безопасной эксплуатации:

• дыхательной аппаратурой;
• приборами контроля уровня;
• устройствами пожарной безопасности;
• устройствами молниезащиты и защиты от статического электричества.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к КМ рекомендуется разрабатывать в разделе проектной документации «Оборудование резервуара», выполненном специализированной проектной организацией.

9.2. Дыхательная аппаратура

9.2.1. Дыхательную аппаратуру рекомендуется устанавливать на стационарной крыше резервуаров, она обеспечивает величины внутреннего давления и вакуума, установленные в проектной документации, или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае — в виде вентиляционных патрубков.

9.2.2. Минимальную пропускную способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков рекомендуется определять в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

• пропускная способность клапана по внутреннему давлению Q , м 3 /ч:

• пропускная способность клапана по вакууму Q , м 3 /ч:

• пропускная способность вентиляционного патрубка Q , м 3 /ч:

где М1 — производительность залива продукта в резервуар, м 3 /ч;

М2- производительность слива продукта из резервуара, м 3 /ч;

V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м 3 .

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в пункте 3.8.12 настоящего Руководства по безопасности.

Предохранительные клапаны регулируются на повышенные (от 5 до 10%) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны работали вместе с дыхательными.

9.2.3. Дыхательные и предохранительные клапаны рекомендуется устанавливать совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

9.2.4. Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

9.3. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

9.3.1. Для обеспечения безопасной эксплуатации на резервуаре рекомендуется устанавливать соответствующие КИПиА (сигнализаторы максимального и минимального уровня нефти и нефтепродукта), уровнемеры, датчики температуры и давления, пожарные извещатели).

9.3.2. Приборы контроля уровня обеспечивают оперативный контроль уровня продукта. Максимальный уровень продукта контролируется сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В РВСП рекомендуется устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

9.3.3. При отсутствии сигнализаторов максимального уровня предусматриваются переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива нефти и нефтепродукта сверх проектного.

9.3.4. Для размещения КИПиА на резервуаре рекомендуется предусмотреть необходимые конструкции установки и крепления: патрубки, кронштейны и др.

9.3.5. Предельные отклонения расположения конструкций установки и крепления при монтаже рекомендуется установить в документации по эксплуатации КИПиА.

9.4. Рекомендации по противопожарной защите

Для предотвращения возникновения, распространения и ликвидации возможного пожара рекомендуется руководствоваться Федеральным законом от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

9.5. Устройства молниезащиты и защита от статического электричества

9.5.1. Устройства молниезащиты резервуаров рекомендуется проектировать в составе раздела проектной документации «Оборудование резервуара» согласно положениям СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

9.5.2. Уровень и надежность защиты рекомендуется устанавливать в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» в пределах от 0,9 до 0,99 в зависимости от типа резервуара, хранимого продукта и вместимости склада (категории склада) в соответствии с таблицей 31 настоящего Руководства по безопасности.

Характеристика резервуара	Уровень защиты	Надежность защиты
Склад нефти и нефтепродуктов категории I
РВС для ЛВЖ	I	0,99
РВСП	I	0,99
РВСПК	I	0,99
РВС для ГЖ	II	0,95
Склад нефти и нефтепродуктов категории II
РВС для ЛВЖ	I	0,99
РВСП	II	0,95
РВСПК	II	0,95
РВС для ГЖ	III	0,90
Склад нефти и нефтепродуктов категории III
РВС для ЛВЖ	II	0,95
РВСП	II	0,95
РВС для ГЖ	III	0,90

9.5.3. Защиту от прямых ударов молнии рекомендуется производить отдельно стоящими или тросовыми (уровень защиты I или II, в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций») установленными молниеприемниками (молниеотводами), токоотводы которых не имеют контакта с резервуаром. Тросовые молниеприемники (молниеотводы) применяются для снижения высоты молниеотводов на протяженных объектах при установке в ряд более 3 резервуаров в соответствии с технико-экономическим обоснованием.

При уровне защиты III (в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций») молниеприемник можно устанавливать на резервуаре.

Расчет молниеприемников (молниеотводов) рекомендуется выполнять, исходя из требуемого уровня защиты в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

Рекомендуется, чтобы в зону защиты молниеотводов входили не только резервуары и оборудование на крыше, а также:

• для РВСПК — пространство высотой 5 м от уровня ЛВЖ в кольцевом зазоре;
• для РВС с ЛВЖ при уровнях защиты I и II — пространство над каждым дыхательным клапаном, ограниченное полусферой радиусом 5 м.

9.5.4. Защита от вторичных проявлений рекомендуется обеспечивать организацией систем заземления и уравнивания потенциалов, обеспечением расстояний от молниеотводов до проводящих конструкций, применением устройства защиты от импульсных перенапряжений (при необходимости).

9.5.5. Между плавающей крышей, понтоном и корпусом резервуара рекомендуется устанавливать гибкие токопроводящие перемычки:

• не менее двух — для резервуаров диаметром до 20 м;
• не менее четырех — для резервуаров диаметром более 20 м.

9.5.6. Нижний пояс стенки резервуаров присоединяется через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей выполняются на сварке. Разрешено присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Переходное сопротивление контактных соединений — не более 0,05 Ом.

Рекомендуемые размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле, приведены в таблице 32 настоящего Руководства по безопасности.

Материал	Профиль сечения	Диаметр, мм	Площадь поперечного сечения, мм	Толщина стенки, мм
Сталь оцинкованная	Круглый:
— для вертикальных заземлителей;	12	—	—
— для горизонтальных заземлителей	10	—	—
Прямоугольный	—	75	3
Трубный	25	—	2

9.5.7. В разделе проектной документации «Оборудование резервуара» (подраздел «Молниезащита») разрабатываются мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефть и нефтепродукты рекомендуется заливать в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

9.5.8. Рекомендуется подавать продукт в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть и нефтепродукты подаются со скоростью не более 1,0 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона или плавающей крыши.

9.5.9. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается скоростью перемещения плавающей крыши (понтона) и рекомендуется более 3,3 м 3 /ч для резервуаров объемом до 700 м 3 , 6 м 3 /ч — для резервуаров объемом от 700 до 30000 м 3 включительно и 4 м 3 /ч — для резервуаров объемом более 30000 м 3 . При нахождении плавающей крыши (понтона) на стойках скорость подъема (снижения) уровня жидкости в резервуаре не более 2,5 м 3 /ч.

Источник