Резервуары вертикальные стальные (РВС) объёмом от 100 до 300000 м3 и более выполняются по индивидуальным проектам КМ. Они могут быть выполнены рулонным, полистовым или комбинированным методом с учётом требований всех норм и правил.
Изготовление и приемка вертикальных стальных резервуаров (типа РВС) производится по ТУ 5265-001-67029533-2010.
Вертикальные резервуары стальные могут выполняться со стационарной крышей (типа РВС), вертикальные резервуары стальные с плавающей крыше(типа РВСПК) или вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей и с алюминиевым понтоном (типа РВСП или РВСПА); могут быть вертикальные одностенные стальные резервуары и вертикальные двустенные резервуары (типа ДР или РД) («стакан в стакане», «вертикальный резервуар с защитной стенкой»).
Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 100 м3 до 1000 м3:
Вертикальные стальные резервуары (РВС) объемом от 2000 м3 до 5000 м3:
Вертикальные резервуары объемом от 10000 м3 до 30000 м3:
Примеры условных обозначений стальных вертикальных резервуаров РВС:
Резервуар вертикальный РВС-100, Резервуар вертикальный РВС-150, Резервуар вертикальный РВС-200, Резервуар вертикальный РВС-300, Резервуар вертикальный РВС-400, Резервуар вертикальный РВС-500, Резервуар вертикальный РВС-630, Резервуар вертикальный РВС-700, Резервуар вертикальный РВС-1000, Резервуар вертикальный РВС-2000, Резервуар вертикальный РВС-3000, РВС-4900, Резервуар вертикальный РВС-5000, Резервуар вертикальный РВС-10000, Резервуар вертикальный РВС-15000, Резервуар вертикальный РВС-20000, Резервуар вертикальный РВС-25000, Резервуар вертикальный РВС-30000.
Классификация резервуаров, технические требования к ним:
Каждый эксплуатирующийся вертикальный резервуар должен соответствовать проекту КМ, иметь технический паспорт и быть оснащен полным комплектом исправного резервуарного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.
На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар.
Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.
Базовую высоту проверяют:
— ежегодно в летнее время;
— после зачистки вертикального резервуара;
— после капитального ремонта вертикального резервуара;
К измерительному люку, установленному на крыше вертикального резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:
— номер резервуара вертикального стального ;
— значение базовой высоты вертикального стального;
— номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки;
— сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке;
— надпись «с понтоном» (при наличии понтона);
— оттиск поверительного клейма.
Резервуар вертикальный стальной после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка вертикального резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.
Градуированные вертикальные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.
Резервуары вертикальные стальные подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации.
В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.
Вертикальные стальныецилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м3:
— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа;
— резервуары со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа;
— резервуары с понтоном и плавающей крышей (без давления);
— резервуары с защитной (двойной) стенкой;
— резервуары с двойной стенкой;
— резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.
В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса:
Класс I — особо опасные вертикальные резервуары: объемами 10000 м3 и более; резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.
Класс II — резервуары вертикальные повышенной опасности: объемами от 5000 м3 до 10000 м3.
Класс III — опасные резервуары вертикальные: объемами от 100 м3 до 5000 м3.
Выбор резервуара вертикального для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.
На каждом вертикальном резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения:
— порядковый номер вертикального резервуара (на уровне третьего пояса);
— значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка вертикального РВС);
— положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана);
— значение базовой высоты вертикального резервуара (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка);
— при наличии понтона надпись «С понтоном».
Допускается не наносить на вертикальный резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения.
Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются вертикальные резервуары с плавающими крышами и понтонами.
Плавающие крыши применяются в вертикальных резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.
В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении вертикального резервуара.
Понтоны применяются в вертикальных резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения.
Резервуары вертикальные с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.
Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте вертикального резервуара без перекосов.
В вертикальном резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.
При первом заполнении вертикального резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию.
Запрещается эксплуатация вертикальных резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.
Резервуары вертикальные с защитной и с двойной стенкой.
Резервуары вертикальные с защитной стенкой.
Резервуары вертикальные с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».
Резервуары вертикальные с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего вертикального резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного вертикального резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.
Основной вертикальный резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.
Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.
Высота стенки защитного вертикального резервуара должна составлять не менее 80% от высоты стенки основного резервуара.
Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.
Доступ в межстеное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара.
Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.
Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.
Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара.
При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.
Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.
Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:
— первый — испытание основного резервуара;
— второй — испытание защитного резервуара.
Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня.
По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.
Резервуары вертикальные для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы.
Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).
Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.
Требования к оборудовании и автоматизации резервуаров
Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.
Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.
Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:
— дыхательные клапаны;
— предохранительные клапаны;
— стационарные сниженные пробоотборники;
— огневые предохранители;
— приборы контроля и сигнализации;
— противопожарное оборудование;
— сифонный водоспускной кран;
— вентиляционные патрубки;
— приемораздаточные патрубки;
— люки-лазы;
— люки световые;
— люки измерительные;
— диски-отражатели.
Резервуары вертикальные, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.
В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.
Диаметр диска выбирают, исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.
Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках.
Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.
Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).
Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса хранения, приема и отпуска нефтепродуктов.
Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческого учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.
Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112 ТНП-028-97.
Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:
- местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;
- сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;
- сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;
- дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;
- местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;
- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
- дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
- сниженным пробоотборником;
- сигнализатором верхнего положения понтона.
Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Ростехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы — сертификаты соответствия по взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.