16.4. Сосуды цилиндрические горизонтальные для сжиженных углеводородных газов пропана и бутана

Сосуды цилиндрические горизонтальные предназначены для наземного хранения сжиженных углеводородных газов пропана и бутана при температуре металла стенок, зависящей от температуры продукта и окружающего воздуха, от минус 60°С до +50°С, устанавливаемые на предприятиях нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, газовой и других смежных отраслей промышленности, а также газонаполнительных базах и станциях,

Допускается использовать сосуды для хранения других сжиженных углеводородных газов, упругость паров которых при температуре +50 ^оС не превышает упругость паров пропана и бутана соответственно, Для хранения легких фракций бензина должны использоваться сосуды для бутана,

Сосуды могут эксплуатироваться в условиях умеренного и холодного климата в соответствии с ГОСТ 16350-80, Исполнение по материалам

1. - основной материал сталь 09Г2С-6 для работы при температуре от минус 30°С до плюс 50°С;

2- основной материал сталь 09Г2С-8 для работы при температуре от минус 60°С до плюс 50°С.

Аппараты для хранения пропана типа ПС-10; ПС-25; ПС-50; ПС-100; ПС-160; ПС-200 имеют объем соответственно 10, 25, 50, 100, 160 и 200 м³.

Аппараты для хранения бутана изготавливаются объемом 50, 100, 160 и 200 м³ на рабочее давление 0,67 МПа.

16.5. Емкости подземные горизонтальные дренажные типа еп и епп

Емкость подземная ЕП (ЕПП) предназначена для слива остатков светлых и тёмных нефтепродуктов, нефти, масел, конденсата, в том числе в смеси с водой из технологических сетей (трубопроводов) и аппаратов на предприятиях нефтеперерабатывающей, нефтехимической, нефтяной и газовой отраслей промышленности. Изготавливаются из сталей 09Г2С-6 (до минус 40^оС) и 09Г2С-8 (до минус 60^оС). Объем аппаратов составляет 8, 12,5; 16; 20; 25; 40; 63 м³. Диаметр аппаратов -2,0, 2,4; 3,0 м

* 1) Для емкостей V=63м³ и V=40м³ 2 конструктивного исполнения

Емкость подземная епп

16.6. Обслуживание и эксплуатация резервуаров.

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть составлен технический паспорт с исполнительной документацией в соответствии с требованиями СНиП 111-В.5-2002. Вновь сооруженный или отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Надежность резервуаров – свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень, наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т. д.).

Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП 111-18-75. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84

Критериями, характеризующими эксплутационную надежность резервуаров, являются:

_* работоспособность резервуара – это состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроком текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

_* безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

_* долговечность резервуара и его надежность – свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

_* ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность резервуаров.

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно делать необходимые переключения при эксплуатации резервуаров.

Наиболее ответственными операциями являются –наполнение и опорожнение резервуаров. Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или плавающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема понтона не превышала 3,5 м/ч. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причины нарушения и к ее устранению.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за высотой уровня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не заполняют до верха на 3-5%. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогреватель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. Поэтому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу, швам окраин днища к прилегающим участкам основного металла.

При появлении трещин в швах или в основном металле стенки или днищ, резервуар должен быть немедленно опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежемесячно, а плавающие крыши – ежедневно с верхней площадки резервуара. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалит, выяснить причину неисправности. При нарушении герметичности ковра понтона или коробок резервуар должен быть опорожнении выведен на ремонт.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей специально обученным и подготовленным персоналом. Сроки зачистки определяются в зависимости от вида нефти, но не реже одного раза в два года.

При зачистке резервуаров рекомендуется применять гидромониторы и пароэжекторы. Гидромонитор - моечная машина, в которую подают моечную жидкость под давлением 0,8-1,2 МПа. В качестве моечной жидкости используется горячий (45-70^оС) водный раствор моющего средства, представляющего собой композицию концентрацией 0,15-3,% синтетических поверхносно-активных веществ с добавками электролитов. Под действием раствора осадок размягчается, уменьшается его сила поверхностного натяжения, он распределяется в моечной жидкости, образуя неустойчивую эмульсию, которую откачивают из резервуара.

При использовании пароэжектора в эжектор подают пар под давлением 0,6-0,7 МПа. Осадок, засасываемый в эжектор, разогревают струей пара, превращают в легко перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.

Особое внимание при зачистке резервуаров, в которых хранилась сернистая нефть, должно быть уделено пирофорным отложениям, которые образуются вследствие воздействия на железо и его окислы сероводорода и состоят в основном из сернистого железа. Пирофорные отложения при контакте с кислородом воздуха быстро окисляются, что сопровождается их разогревом и способностью к самовозгоранию при невысоких температурах и это является причиной взрывов и пожаров.

При зачистке резервуара, в котором хранилась сернистая нефть, необходимо пропаривать резервуар в течение 24 часов водяным паром с такой интенсивностью, чтобы внутри резервуара все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного. По окончании пропарки резервуар необходимо заполнить водой, а затем уровень воды постепенно снижать со скоростью 0,5-1,0 м/ч чтобы обеспечить медленное окисление пирофорных отложений по мере их высыхания.

Чтобы избежать процесс самовозгорание, извлекаемые из резервуаров пирофорные отложения должны поддерживаться во влажном состоянии по удаления их из зоны хранения нефти, в специально отведенное место.