Системы защиты резервуаров и их обслуживание

1.Молниезащита

1. Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти (далее резервуары) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД.

2 .Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.

3. Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м3 защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами.

4. В качестве заземлителей защиты резервуаров от прямых ударов молнии необходимо применять искусственные заземлители, проложенные в земле и размещенные не реже чем через 50 м по периметру основания резервуара, к которым должен быть присоединен корпус резервуара (число присоединений - не менее двух в диаметрально противоположных точках).

5. На резервуарах РВС для защиты от электростатической индукции необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара.

6. Защита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным металлическим коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к заземлителям.

Ввод линий электропередачи, сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой или кабелями, проложенными в металлических трубах и коробах.

7 .Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм2.

8. Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом.

9. При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод присоединяется к искусственному заземлителю, состоящему из 3-х и более вертикальных электродов длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Токоотводы и заземлители выбираются в соответствии с требованиями действующей НТД.

10. При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график планово-предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств. В случае выявления механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить текущий или капитальный ремонт.

11. Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться 1 раз в год перед началом грозового сезона.

2. Система пожаротушения

2.1 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков является составной частью системы пожаротушения.

2.2 Системы автоматического пожаротушения и сигнализации, установленные и введенные в эксплуатацию в резервуарных парках, должны соответствовать требованиям нормативной документации и проектной документации.

2.3 Приемные станции и узлы управления следует размещать в помещениях с круглосуточным обслуживающим персоналом.

2.4 В резервуарных парках применяется пожаротушение воздушно-механической пеной средней и низкой кратности.

2.5 Все виды работ по технике обеспечения работы системы (установок) пожаротушения должны выполняться специалистами, прошедшими соответствующую подготовку, а в отдельных случаях - на договорной основе организациями, имеющими лицензию органов управления Государственной противопожарной службы (ГПС) на право выполнения работ по наладке и техническому обслуживанию установок пожаротушения.

2.6 Лиц, ответственных за техническое обслуживание систем пожаротушения, руководители эксплуатирующих предприятий назначают приказом (с записью в должностных инструкциях).

2.7 Установки пожарной автоматики должны постоянно находиться в дежурном режиме работы.

Руководитель, ответственный за эксплуатацию систем пожаротушения, несет ответственность за техническое состояние, отказы и срабатывания пожарной автоматики.

В процессе эксплуатации запрещаются отключение установки пожарной автоматики, перевод из режима автоматического управления на ручной пуск или кратковременный вывод из эксплуатации в период проведения плановопредупредительных или иных ремонтных работ.

Внесение изменений в систему пожаротушения должно быть согласовано с проектной организацией или Государственной противопожарной службой МВД.

2.8 Решение о переводе автоматической установки пожаротушения в режим ручного пуска должно быть согласовано с пожарной охраной объекта.

3 Система защиты резервуаров от статического электричества

3.1 Для обеспечения электростатической искробезопасности резервуаров необходимо:

  • заземлить все электропроводные узлы и детали резервуаров;
  • исключить процессы разбрызгивания и распыления нефти;
  • ограничить скорости истечения нефти при заполнении резервуаров и размыве донных отложений допустимыми значениями.

3.2 Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования или молниезащиты.

Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается до 100 Ом.

3.3 Резервуар считается электростатически заземленным, если сопротивление в любой точке его внутренней и внешней поверхностей относительно контура заземления не превышает 107 Ом. Измерения этого сопротивления должны производиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 %, причем площадь соприкосновения измерительного электрода с заземляемой поверхностью не должна превышать 20 см2; при измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности резервуара, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами.

3.4 Заземление заглубленного резервуара должно быть выполнено путем заземления его арматуры.

3.5 Технологические трубопроводы и оборудование, расположенные в резервуарном парке и на резервуарах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух местах.

3.6 Плавающая крыша или понтон резервуара должны быть соединены с корпусом резервуара гибкими металлическими перемычками. При этом число перемычек должно быть не менее двух. Если понтон изготовлен из диэлектрика, защита должна осуществляться по специальному проекту.

3.7 Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефти незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается. При применении поплавковых или буйковых уровнемеров их поплавки должны быть изготовлены из электропроводного материала и при любом положении иметь надежный контакт с заземлением.

Применение неэлектропроводных плавающих устройств и предметов, предназначенных для уменьшения потерь нефти от испарения, допускается только по согласованию со специализированной организацией, занимающейся защитой от статического электричества в данной отрасли.

3.8 При начале заполнения порожнего резервуара нефть должна подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления приемо-раздаточного патрубка в резервуаре без понтона или плавающей крыши и до всплытия плавающей крыши или понтона в резервуарах с плавающей крышей и понтоном.

3.9 Во избежание искрообразования ручной отбор проб и (или) измерение уровня нефти через замерный люк выполнять не ранее чем через 10 минут после прекращения операции закачки (откачки).

При этом устройства для проведения измерений должны быть изготовлены из токопроводящих материалов с удельным объемным электрическим сопротивлением меньше 105 Ом×м и заземлены.

3.10 На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. В первые два года эксплуатации необходимо следить за осадкой грунта над заземляющими устройствами. При осадке грунт нужно досыпать и тщательно утрамбовывать.

3.11 Обслуживание устройств защиты от статического электричества должно проводиться согласно графику ППР. Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от статического электричества должно производиться не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта (летом - при наибольшем просыхании или зимой - при наибольшем промерзании почвы).

При текущем осмотре и ремонте защитных устройств необходимо проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами, выявить подлежащие замене или усилению элементы защитных устройств и определить необходимые мероприятия по защите элементов этих устройств от коррозии.

3.12 Результаты проверочных испытаний, осмотров и ремонтов защитных устройств должны заноситься в журнал «Эксплуатации молниезащиты и устройств защиты от статического электричества». К журналу должны быть приложены исполнительные схемы системы молниезащиты и защиты от статического электричества и акты о выборочных вскрытиях и осмотрах заземляющих устройств.

4 Система предупреждений аварий и повреждений

4.1. Основными контролируемыми параметрами являются:

  •  предельные уровни нефти в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте резервуара);
  •  давление парогазовой смеси в резервуаре;
  •  уровень загазованности территории резервуарного парка за счет выбросов углеводородов из резервуаров, фланцевых соединений и т.д..

4.2. Для автоматического контроля предварительно устанавливаемого верхнего и нижнего предельных уровней нефти в резервуаре используют сигнализаторы уровня различных модификаций, основанных на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля.

4.3 При достижении максимального (минимального) аварийного уровня нефти в резервуаре на операторном щите появляется светозвуковой сигнал, обязывающий оператора совместно с диспетчером принять меры к снижению взлива (или прекращению откачки) до технологического верхнего (нижнего) уровня.

4.4. Абсолютная погрешность измерения и срабатывания сигнализаторов аварийного уровня не должна превышать ±10 мм.

4.5 Сигнал о загорании должен передаваться извещателями, установленными на крыше или стенке (по периметру) резервуара.

4.6 В качестве извещателей применяются извещатели пожарные, предназначенные для формирования сигнала при температуре контролируемой среды в резервуарах с нефтью, превышающей пороговую температуру срабатывания.

4.7 К ручным пожарным извещателям должен быть обеспечен свободный доступ, места их установки должны иметь достаточную освещенность.

4.8 Сигнализаторы предельных уровней и извещатели пожарные тепловые на резервуаре устанавливаются в соответствии с НТД и проектом.

4.9 Приборы сигнализации предельных уровней нефти и извещатели пожарные, устанавливаемые на резервуарах, а также их кабельные линии должны иметь взрывозащищенное исполнение.

4.10 В целях защиты резервуаров от перелива и превышения расчетного рабочего давления в технологических трубопроводах и арматуре в составе резервуарного парка должно быть предусмотрено резервирование емкости для сброса нефти.

4.11 При технической подготовке персонала аварийно-восстановительных бригад, а также работников необходимо провести обучение действиям в условиях повреждений, аварий и пожаров в резервуарных парках.

5. АСУ ТП

5.1 АСУ ТП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов.

5.2 Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры:

  • уровень нефти в резервуарах;
  • температура нефти в резервуарах (при необходимости).

5.3 В МДП контролируются:

  •  достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений;
  •  параметры работы резервуаров;
  •  объем свободной емкости и нефти;
  •  положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка;
  •  состояние средств локальной автоматики и каналов связи.

5.4 В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от:

  •  перелива нефти в резервуарах;
  •  повышенного давления в подводящих трубопроводах;
  •  пожара.

5.5 В МДП предусматривается сигнализация о:

  •  пожаре;
  •  максимально допустимом уровне нефти в резервуарах;
  •  повышении давления в подводящих трубопроводах;
  •  предельных уровнях в резервуарах;
  •  положении задвижек резервуарного парка;
  •  неисправности измерительных систем.

Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций.

5.6 Технические средства АСУ ТП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты.

5.7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей.

Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем.

5.8 При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться.

5.9 Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений.

5.10 Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства.

5.11 При техническом обслуживании проводят:

  •  проверку сохранности поверительного клейма;
  •  контроль наличия и маркировки на подводящих кабелях и проводах, а также надписей на приборах;
  •  контроль наличия заземления;
  •  контроль общего состояния с целью выявления неисправных приборов;
  •  очистку наружной части корпусов, крышек и стекол приборов от пыли и загрязнений;
  •  проверку и чистку арматуры.

5.12 В процессе текущего ремонта проводятся замена и восстановление сборочных единиц, имеющих наиболее низкие показатели долговечности, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу оборудования до следующего планового ремонта. Текущий ремонт предусматривает следующие виды работ:

  •  работы по техническому обслуживанию;
  •  проверку состояния заземления;
  •  отключение технических средств, вскрытие, чистку, частичную разборку технических средств;
  •  замену вышедших из строя элементов;
  •  проверку основных режимов работы технических средств в контрольных точках, регулирование чувствительности.

5.13 Капитальный ремонт включает в себя:

  •  демонтаж неисправных средств;
  •  разборку, чистку, замену дефектных узлов, наладку, регулировку и испытание технических средств;
  •  государственную или ведомственную поверку технических средств;
  •  полную разборку и дефектовку узлов и деталей технических средств;
  •  замену дефектных узлов и деталей;
  •  возможную модернизацию средства, внесение изменений в принципиальные схемы;
  •  восстановление антикоррозионных покрытий;
  •  сборку, регулировку, испытание и обкатку технических средств;
  •  поверку и монтаж технических средств.

5.14 Объем планового ремонта определяется в каждом конкретном случае результатами осмотра или характером отказа.

5.15 Выполнение ремонтных работ должно сопровождаться оформлением документации в установленном на предприятии порядке.

5.16 Работоспособность средств и систем АСУ ТП обеспечивается также наличием неснижаемых запасов материалов, запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП), определяемых нормативными документами.

5.17 Обслуживание программного обеспечения должно проводиться в соответствии с эксплуатационной документацией программ.

Вернуться в ленту статей