Сооружение стального вертикального цилиндрического резервуара объемом 50000 м3 с плавающей крышей (РВСПК 50000)

Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина Факультет Московский вечерний Курсовая работа по дисциплине

«Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ»

на тему

«Сооружение стального вертикального цилиндрического резервуара объемом 50 000м? с плавающей крышей (РВСПК 50 000)»

Выполнил Митенев М. В. ЗН-12−1

Проверил Лежнев М. А Москва 2015

Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также обеспечения защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций.

Потери можно разделить на количественные, качественно-количественные и качественные.

Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при негерметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время.

Качественно — количественные потери происходят при испарении нефти и нефтепродуктов.

В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов.

Потери от испарения происходят при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие:

— заполнения резервуара нефтепродуктом (так называемые потери от «больших дыханий»);

— повышения давления в газовом пространстве выше давления срабатывания дыхательного клапана в результате суточных температурных колебаний газового пространства и поверхности нефтепродукта и за счет изменения давления атмосферного воздуха («малые дыхания»);

— дополнительного насыщения газового пространства парами нефтепродукта после окончания выкачки («обратный выдох»);

— вентиляции газового пространства при наличии двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровнях.

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения и окисления нефти и нефтепродуктов.

Ухудшение качества в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по незачищенным трубопроводам. Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков.

Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения.

Методы борьбы с потерями нефтепродуктов выбирают на основании технико-экономических расчетов с учетом метеорологических и производственных условий. Метеорологические условия изменяются в течение года, приблизительно повторяясь ежегодно.

Изменения производственных условий в большинстве случаев имеют сезонный характер.

Поскольку величина потерь нелинейно зависит от метеорологических условий, то для расчета годовых потерь можно воспользоваться методом группового суммирования. Для этого все дни года разбивают на группы, в каждую из которых входят дни с мало отличающимися метеорологическими условиями. Чем меньше метеорологические различия между днями, входящими в каждую группу, тем выше точность расчета. Для каждой выделенной группы рассчитывают суточные потери от испарения нефтепродуктов, а затем подсчитывают число дней, входящих в каждую группу, и определяют величину потерь за год.

Такой метод позволяет учесть влияние средних метеорологических условий и правильно выбрать наивыгоднейшую систему мероприятий по борьбе с потерями.

Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп: хранение под избыточным давлением, уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства, улавливание паров нефтепродуктов, вытесняемых из емкости, организационно-технические мероприятия и сокращение объема газового пространства резервуара.

Из анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при объеме газового пространства, равном нулю, в резервуаре теоретически потери от испарения должны отсутствовать.

Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от «больших дыханий» и «обратного выдоха» на 70 — 75% при коэффициенте годовой оборачиваемости до 60 раз в год и на 80 — 85%, при коэффициенте годовой оборачиваемости свыше 60 раз в год, а от «малых дыханий» — на 70% по сравнению с обычными резервуарами со щитовой кровлей. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективны при коэффициенте годовой оборачиваемости больше 12.

Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных материалов и улучшения конструкции уплотняющих затворов.

1. Общая информация о РВСПК-50 000

Область применения

Резервуар РВСПК-50 000 предназначен для приема, хранения и откачки нефти по ГОСТ Р 51 858 на объектах магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

Технологическая схема резервуара позволяет выполнять следующие операции:

— перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «с подключенной емкостью»;

— перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «через емкость».

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара единичной емкостью 50 000 м? составляет 11 569 м? /час (при скорости движения плавающей крыши не более 4,0 м/ч в соответствии с РД 16−01−60.30 00-КТН- 026−1-04).

Резервуар РВСПК-50 000 является сооружением, относящимся к специальным объектам, представляющим опасность для непосредственного окружения, относится к I классу опасности по РД 16.01−60.30.00-КТН-026−1-04, уровень ответственности — I, повышенный. По НПБ-105−03 категория по пожарной опасности — Ан.

А) Б)

Рисунок 1 — Общий вид резервуара РВСПК-50 000: а — разрез; б — макет

Эксплуатационные параметры и технические характеристики резервуара Таблица 1

Весовые характеристики резервуара Таблица 2

2. КОНСТРУКЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРА

резервуар пенопровод электричество молниезащита

2.1 Металлоконструкции

Стенка Стенка резервуара состоит из 8 поясов (таблица 3), каждый пояс из 24 листов размером 8000×2250 мм. Толщина листов стенки резервуара различна и уменьшается снизу вверх. Монтаж стенки выполнен полистовым методом (рис. 2).

В верхней части, стенка укрепляется кольцом жесткости, которое обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой.

Рисунок 2 — Стенка резервуара

Табл. 3

Днище.

Днище состоит из листов толщиной 9 мм, в месте примыкания днища к стенке резервуара смонтировано кольцо окраек, состоящее из 24 листов, толщиной 16 мм.

Для обеспечения возможности слива подтоварной воды и наиболее полного опорожнения резервуара днище имеет уклон 1:100 от центра к стенке резервуара;

Для контроля протечек через днище предусмотрены три смотровых колодца, расположенных возле стенки резервуара.

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» необходимо наблюдать за осадкой резервуара. Контроль осадки заключается в нивелировке окрайки днища.

Плавающая крыша.

Главным преимуществом плавающей крыши по сравнению со стационарной крышей является сокращение не менее чем на 90% потерь хранимого продукта при испарениях. Кроме того, в резервуаре с плавающей крышей значительно меньше коррозируют верхние пояса стенки и сама плавающая крыша. Плавающая крыша более безопасна в отношении взрывопожаробезопасности, за счет отсутствия газового пространства.

Плавучесть крыши обеспечивается наличием изолированных отсеков, пустотелых герметичных коробов, собранных из отдельных элементов.

Характеристика плавающей крыши Таблица 4

Плавающая крыша (ПК) смонтирована из 48 коробов заводского изготовления соединенных монтажными марками, образующими монтажные короба. Все короба оборудованы смотровыми люками. На плавающей крыше смонтированы 74 смотровых люка, позволяющих контролировать герметичность коробов во время эксплуатации.

Для ограничения опускания плавающей крыши и фиксации её в крайнем нижнем положении смонтированы стационарные опорные стойки, выполненные из трубы 108⁸ мм. Стойки расположены под плавающей крышей равномерно по концентрическим окружностям. Количество стоек — 100 шт. Стойки закреплены на плавающей крыше и движутся вместе с ней. Высота стоек от днища резервуара до низа плавающей крыши не одинакова, крайнем положении. Длина стоек различна и определена в соответствии с профилем днища резервуара.

Конструкция опорных стоек предусматривает установку плавающей крыши в трех положениях:

- эксплуатационном — высота от днища резервуара (возле стенки) до нижнего настила плавающей крыши 1300 мм;

- ремонтном — высота от днища резервуара (возле стенки) до нижнего настила плавающей крыши 2000 мм;

- для покраски и нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия на высоту первого пояса — высота от днища резервуара (возле стенки) до нижнего настила плавающей крыши 2600 мм.

Сток ливневых вод обеспечивается уклоном верхнего настила ПК к линии водостока. На линии водостока установлены два патрубка (ЗУМПФ дренажа) для трубопроводов водоспуска Ду 150 мм в систему промканализации.

Для отвода статического электричества плавающая крыша тремя токоотводами прикреплена к кронштейнам на стенке резервуара.

Доступ на плавающую крышу обеспечивается по катучей лестнице.

Для вытеснения газо-воздушной смеси в первоначальный период заполнения, а для обеспечения возможности подачи воздуха в пространство под плавающей крышей при постановки ПК на стойки и понижении уровня нефти ниже нижнего настила плавающей крыши установлено два предохранительных клапана, выполненные конструктивно в виде сквозного патрубка Ду 250 мм с проходящим в нем по направляющим пластинам из нержавеющей стали штоком диаметром 73 мм с приваренной к нему крышкой диаметром 450 мм. При нахождении плавающей крыши в нижнем эксплуатационном положении клапан находится в открытом состоянии, при этом зазор между патрубком клапана и крышкой составляет 100 мм.

Рисунок 4 — Патрубок клапана предохранительного Направляющая.

Для предотвращения вращения плавающей крыши под воздействием потоков нефти при заполнении и опорожнении резервуара и для координации движения плавающей крыши устанавливается одна направляющая, которая представляет собой вертикально установленную трубу Ду 500 мм, опирающуюся на днище резервуара тремя опорными уголками.

Рисунок 5 — Направляющая плавающей крыши

На верхнем фланце направляющей установлен радарный уровнемер и многоточечный датчик температуры, а так же имеется лючок для ручного замера уровня нефти и сличения с показаниями радарного уровнемера. Площадкой обслуживания этих приборов служит переход на катучую лестницу. Внутри направляющей установлена стальная нержавеющая труба d = 8'' для радарного уровнемера.

Уплотняющий затвор.

Для предотвращения заклинивания, вследствие неровностей стенок резервуара, или неравномерной осадки, между стенкой резервуара и плавающей крышей имеется зазор. Зазор между крышей и стенкой резервуара уплотняется затвором специальной конструкции УЗПК-З.

Уплотняющий затвор состоит из скользящих листов, подвесного устройства, пружин сжатия, уплотнительной завесы, вторичного уплотнения и защитных листов.

Скользящие листы, соединяемые друг с другом внахлест, образуют кольцо, плотно прилегающее к стенке резервуара. Стыки листов уплотняются прокладками и уплотнительными полосами.

Подвесное устройство воспринимает вес скользящих листов и обеспечивает их перемещение относительно плавающей крыши. Рычаги подвесного устройства крепятся через кронштейн подвески к плавающей крыше болтовым соединением.

Пружины сжатия обеспечивают плотное прилегание скользящих листов к внутренней поверхности стенки резервуара. Пружины крепятся к бортовому листу короба пружинной накладкой.

Уплотнительная завеса служит для обеспечения герметичности затвора, и представляет собой маслобензостойкую прорезиненную ткань, прикрепленную с помощью прижимных скоб и зажимных прутков к скользящему листу и бортовому листу плавающей крыши.

Защитные листы служат для защиты внутренней полости затвора от попадания атмосферных осадков и посторонних предметов. Защитные листы крепятся двумя крюками в держателях защитного листа, и опираются на поверхность короба плавающей крыши с зазором между ними для вентиляции пространства под защитными листами.

Затвор поставляется в комплекте со скользящими листами, нижняя часть которых выполнена в форме скребков, которые служат для удаления парафина с внутренней поверхности стенки резервуара.

Рисунок 6 — Внешний вид затвора на макете: 1 — прижимная шина; 2 — соединительная планка левая; 3 — соединительная планка правая; 4 — правый держатель; 5 — левый держатель; 6 — держатель защитного листа; 7 — кронштейн подвески; 8 — подвесной крюк; 9 — держатель кронштейна подвески; 10 — держатель пружины; 11 — бортовая полоса; 12, 13 — прижимная шина; 14 — уплотнение вторичное; 15 — скользящий лист; 16 — шпилька опорная; 17 — пружинная накладка; 18 — зажимной пруток наружный; 19 — уплотнительная клемма; 20 — поддерживающий рычаг; 21 — уплотнительная планка нижняя; 22 — замок подвески; 23 — пружина; 24 — коленообразный рычаг; 25 — крюк; 26 — палец; 27 — защитный лист; 28 — зажимной пруток внутренний; 29. Уплотнительная планка средняя; 30. Завеса уплотнительная; 31 — компенсатор; 32 — уплотнитель компенсатора; 33- уплотнитель вторичного уплотнения; 34 — полоса уплотнительная; 35 — полоса уплотнительная; 36 — кольцо уплотнительное; 37 — болт; 39- гайка; 40 — шайба; 41 — шплинт. Рисунок 6 — Конструкция затвора УЗПК-З

Катучая лестница.

Доступ на плавающую крышу резервуара осуществляется с наружной стороны по кольцевой лестнице, переходной площадке и катучей лестнице.

Конструкция катучей лестницы рассчитана на вертикальную нагрузку 5000 Н, приложенную в середине пролета лестницы при ее нахождении в горизонтальном положении.

Катучая лестница крепится к стенке резервуара через верхний опорный узел, состоящий из балки крепления, установочной пластины, горизонтальной и вертикальной осей оснащенных опорно-упорными подшипниками качения. Нижней опорой лестницы служит колесная пара. В ступицах колес установлены радиальные подшипники качения. Для движения колесной пары на настиле плавающей крыши предусмотрены пути катучей лестницы. Ступени катучей лестницы остаются горизонтальными при любом угле наклона.

Кольцевая лестница.

Кольцевая маршевая лестница предназначена для подъема на ветровое кольцо резервуара. Состоит из лестничных маршей, промежуточных площадок, ограждения.

Кольцевая лестница крепится к стенке резервуара. Длина лестничных маршей от 3280 мм до 4000 мм, угол наклона 45°, ширина 700 мм. Площадки выполнены в виде секторов и опираются на кронштейны. Кронштейны под площадки приварены к стенке резервуара.

Верхний узел каждого лестничного марша в месте сопряжения с площадкой — жесткий.

Для соблюдения правил техники безопасности ступени лестничных маршей выполнены из просечно-вытяжной стали.

Рисунок 7 — Катучая лестница

Ветровое кольцо и площадки обслуживания оборудования.

Ветровое кольцо, расположенное в верхней части стенки, состоит из 18 секций с ограждением и настилом, обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой. С ветрового кольца производится обслуживание камер пены низкой кратности (9 шт.) и извещателей пламени (16 шт.).

Для обслуживания оборудования резервуара предусматривается:

— площадка обслуживания оборудования размещаемого на направляющей плавающей крыши (1 шт.);

— площадка обслуживания для сигнализатора верхнего уровня (3 шт.);

— площадки обслуживания с лестницей-стремянкой, для обслуживания люклаза 600×900 мм (2 шт.) во втором поясе стенки резервуара.

Для удобства обслуживания и соблюдения правил техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур настил площадок выполнен из просечно-вытяжной стали.

Люки и патрубки.

По своей конструкции люки и патрубки предусмотрены для длительной работы без необходимого ремонта, поэтому не требуют специального обслуживания в процессе эксплуатации.

В таблице 5 представлены данные по люкам и патрубкам РВСПК-50 000.

Люки и патрубки РВСПК-50 000 Таблица 5

2.2 Механико-технологическое оборудование

Устройство для размыва донных отложений.

Для предотвращения образования донных отложений в резервуаре на первом поясе стенки резервуара смонтированы два устройства размыва донных отложений «Диоген 700» в количестве 2 шт.

Принцип работы заключается в образовании процесса перемешивания нефти направленной затопленной струей нефти, создаваемой вращающимся пропеллером, при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти.

Этот процесс достигается двумя факторами:

— за счет непосредственного перемешивания нефти струей, создаваемой пропеллером мешалки;

— за счет создания кругового вращения всей массы хранимой нефти в резервуара при работе пропеллера в крайних угловых положениях.

Устройства размыва донных отложений «Диоген 700» установлены на люках Ду 600 мм.

Огневой предохранитель.

Для снижения возможности возникновения пожаров, путем предохранения резервуара от попадания в него искр и пламени и сокращении загрязнения атмосферы на вентиляционном отводе направляющей стойки резервуара РСПК- 50 000 установлен огневой предохранитель.

Гасящее действие огневого предохранителя основано на принципах интенсивного теплообмена, который происходит между стенками узких вертикальных каналов кассеты предохранителя и проходящим через них газовоздушным потоком. При этом достигается снижение температуры газовоздушного потока до безопасных пределов.

Сильфонный компенсатор.

Предназначены для компенсации колебаний трубопроводов ПРП возникающих при наливе и раскачке РВСПК.

На сильфонные компенсаторы нанесены контрольные маячки рабочего положения красного цвета и отметки максимально допустимых отклонений.

Приемо-раздаточное устройство.

Приемо-раздаточное устройство (ПРУ) предназначено для увеличения полезной емкости резервуаров и снижения интенсивности образования донных отложений при закачке/откачке нефти.

При заполнении резервуара нефть, проходя через приемо-раздаточное устройство, распространяется по днищу резервуара в виде затопленной струи, смывает донный осадок и переносит его во взвешенное состояние в массе нефти.

Уменьшение уровня минимального взлива при откачке нефти из резервуара происходит за счет того, что зазор между зонтом приемо-раздаточного патрубка и днищем резервуара составляет минимальную величину (по допустимому значению скорости истечения нефти в резервуар через ПРУ с учетом образования статического электричества).

В состав приемо-раздаточного устройства входят приемо-раздаточные патрубки (2 шт.) с отводами поз. 1, зонтами поз.2, рассекателями поз. 3.

Монтаж ПРУ производится на фланцы приемо-раздаточных патрубков резервуара (поз. 4). Фланцы должны быть соединены между собой шунтирующей перемычкой.

1 — отвод; 2 — зонт; 3 — рассекатель; 4 — фланец Рисунок 8 — Приемо-раздаточное устройство Система дренажа с плавающей крыши.

Плавающая крыша резервуара РВСПК-50 000 куб. м оснащается системой водоспуска Ду 150 мм (2 шт.). Система водоспуска располагается под плавающей крышей и осуществляет отведение воды с поверхности крыши самотеком. Для отведения с плавающей крыши воды на выходе системы в первом поясе стенки установлена стальная фланцевая задвижка герметичностью по классу «А» Ду 150 мм Ру 1,6 МПа с отводящим трубопроводом.

Рисунок 9 — Система дренажа с плавающей крыши: 1 — шарнирное соединение типа 50; 2 — шарнирное соединение типа 40; 3 — шарнирное соединение типа 80; 4 — труба 0 168×8 мм.

Рабочее положение задвижки системы дренажа с плавающей крыши — «открыто».

В системе водоспуска применен комплект шарнирных дренажных рукавов, соединяемых между собой посредством трубных вставок диаметром 168 мм. Соединение водоприемника с шарнирным дренажным рукавом выполнено на фланцах, с патрубком дренажа — стыковым швом с разделкой кромок.

Нижняя труба системы водоспуска опирается на опоры и имеет уклон 1:100 от центра резервуара.

В случае засорения или замерзания системы дренажа с плавающей крыши на крыше расположен аварийный ливнеприемник, предназначенный для сброса воды, скопившейся на плавающей крыше, непосредственно, в резервуар.

Кран сифонный КС-80

Краны сифонные КС предназначены для забора и спуска подтоварной воды из резервуаров для хранения и раздачи нефти и нефтепродуктов.

По устойчивости к воздействии климатических факторов внешней среды краны изготовлены в исполнении У, категория размещения 1 ПО ГОСТ 1 515 069.

Кран КС состоит из крана проходного муфтового 1, рассчитанного на давление 0,15 МПа и установленного на горизонтальном конце изогнутого патрубка 6.

На горизонтальном конце патрубка смонтированы: ручка 2, фланец 7 и сальник, состоящий из корпуса сальника 4, уплотнительного кольца 9 и втулки сальника 3.

Изогнутый конец патрубка находится внутри резервуара.

Для зашиты от прямого воздействия атмосферных осадков кран закрывается кожухом 10.

На фланце корпуса сальника 4 нанесены три буквы: Р, П и Н, что соответствует трем положениям патрубка: Р — рабочее: патрубок обращен вниз происходит сброс подтоварной воды; П — промывка: патрубок обращен вверх происходит промывка патрубка; Н — нерабочее: патрубок расположен горизонтально.

Патрубок 6 занимает нужное положение в резервуаре при помощи ручки

2. После окончания операции «сброса воды» закрыть кран и установить патрубок в нерабочее положение.

1 — кран проходной муфтовый; 2 — ручка; 3 — втулка сальника; 4 — корпус сальника; 5 — кольцо кожуха; 6 — патрубок; 7 — фланец; 8 — болтовое соединение; 9 — кольцо уплотнительное; 10 — кожух Рисунок 10 — Кран сифонный (КС)

Коренные задвижки резервуара.

В каре резервуара, на трубопроводах приемо-раздаточных патрубков смонтированы коренные задвижки Ду 1000, обеспечивающие возможность налива и опорожнения резервуара. Для управления задвижками на них установлены электропривода.

Электропривода задвижек.

Электроприводы предназначены для дистанционного и местного управления запорной арматурой магистральных нефтепродуктопроводов, эксплуатирующихся в наружных установках и в помещениях во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование парои газовоздущных взрывоопасных смесей.

Электроприводы позволяют осуществлять:

— закрытие — открытие проходного сечения арматуры и остановку запорного устройства арматуры в любом промежуточном положении по командам оператора с местного или дистанционного поста управления;

— автоматическое отключение электродвигателя по сигналам датчика положения при достижении запорным устройством арматуры крайних положений;

— автоматическое отключение электродвигателя по сигналам муфты ограничения крутящего момента при превышении допустимых нагрузок на выходном звене в любом промежуточном положении запорного устройства арматуры и при его достижении крайних положений;

— выдача дискретных сигналов при достижении запорным устройством арматуры крайних положений и при срабатывании муфты ограничения крутящего момента;

— управление запорным устройством арматуры с помощью привода ручного дублера;

— указание положения запорного устройства арматуры в процессе работы на местном указателе положения;

— автоматическое выключение привода ручного дублера.

2.3 Электрохимзащита (ЭХЗ) Для защиты резервуаров от коррозии наряду с защитным антикоррозийным покрытием применяется электрохимическая защита днища резервуара. Система электрохимической защиты должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию на всей поверхности днищ резервуаров таким образом, чтобы значения потенциалов «сооружение — земля» на них было не менее минимального и не более максимального допустимых значений.

Система электрохимической защиты резервуаров состоит из:

а) расположенных под днищем резервуара (рисунок 13)

— протяженных маслобензостойких анодных заземлителей из токопроводной эластомерной композиции предназначенных для создания анодного электрического поля;

— предназначенных для контроля защитного потенциала днища 8 шт. медно-сульфатных электродов сравнения, 4 шт. электродов сравнения длительного действия биметаллических с выводом от них контрольных проводников в клемный шкаф КШ;

— 4 шт. блоков пластин индикаторов скорости коррозии с выводом от них контрольных проводников в КИП.

1 — резервуар; 2 — днище резервуара; 3 — отмостка; 4 — кольцевой фундамент; 5 — гидрофобный слой; 6 — гидро-электроизолирующая пленка; 7 — песчаная засыпка; 8 — материковый грунт, 9 — протяженный анод; 10 — электрод сравнения ЭНЕС; 11 — электрод сравнения ЭДБ, 12 — блок пластин индикаторов (БПИ) Рисунок 11 — Схема установки резервуара

Электроды сравнения заглубляются на глубину 0,2 м от днища резервуара.

Выводы от анодных заземлителей заведены в клемный шкаф, размещаемый за пределами обвалования.

Для обеспечения нормативного срока эксплуатации (не менее 50 лет) выводы от анодных заземлителей в клемном шкафу следует объединить в две секции по 14 и 15 электродов. В период первых 25 лет эксплуатации включить в работу одну из двух секций. Расчетный срок службы протяженного анодного заземления 50 лет.

Контроль защитного потенциала днища резервуара осуществляется с применением медно-сульфатных электродов сравнения, расположенных под днищем резервуара, имеющих установленный срок службы 12 лет. Биметаллические электроды сравнения являются вспомогательными и устанавливаются в паре с медно-сульфатными электродами сравнения.

На стадии пуско-наладочных работ измерения защитных потенциалов сооружения проводятся только относительно медно-сульфатных электродов сравнения. При вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации средств электрохимзащиты все измерения выполняются одновременно с использованием медно-сульфатных и биметаллических электродов сравнения. В процессе эксплуатации устанавливается коэффициент погрешности биметаллических электродов сравнения по отношению к медно-сульфатным.

При установившемся режиме катодной поляризации, после выработки ресурса медно-сульфатных электродов сравнения, контроль защитного потенциала днища резервуара должен осуществляться замерами с применением биметаллических электродов сравнения с учетом установленного коэффициента погрешности и методом выносного электрода. Контроль защитного потенциала обеспечивается в течение всего нормативного срока службы резервуара Эксплуатацию системы катодной защиты следует осуществлять, поддерживая оптимальный режим работы станции катодной защиты (СКЗ), определенный на стадии проектирования, в процессе проведения пусконаладочных работ и в дальнейшем при проведении комплексных обследований системы ЭХЗ.

Режим работы СКЗ должен поддерживаться таким, чтобы минимальный поляризационный защитный потенциал на наружных поверхностях днищ резервуаров был равен -0,85 В, с учетом омической составляющей — 0,9 В. Максимальный допустимый с учетом омической составляющей -3,5 В.

2.4 Отвод статического электричества Защита от статического электричества осуществляться заземлением оборудования, резервуаров, трубопроводов, вне зависимости от соединенных с ними коммуникаций, наличия заземленного электрооборудования и наличия в резервуарах и трубопроводах взрывоопасных продуктов.

На резервуарах РВСПК — 50 000 установлено три перемычки из гибкого медного изолированного провода сечением 16 мм² между плавающей крышей и металлическим корпусом резервуара.

Заземляющие устройства для защиты от статического электричества объединено с заземляющими устройствами электрооборудования и молниезащиты.

Все оборудование и агрегаты, где возможно образование зарядов статического электричества присоединяется к контуру заземления при помощи отдельного ответвления, независимо от заземления соединенных с ними коммуникаций и конструкций.

2.5 Молниезащита Резервуар РВСПК-50 000 является сооружением, относящимся к специальным объектам, представляющим опасность для непосредственного окружения. Требуемый уровень надёжности защиты резервуара от прямых ударов молнии составляет Рз=0,99.

К взрывоопасной зоне стального резервуара относится территория в пределах всей площади внутри обвалования резервуара. Система молниезащиты предназначена для защиты резервуара РВСПК-50 000 от прямых ударов молнии путём установки отдельно стоящих молниеотводов расчетной высоты.

В зону защиты устанавливаемых молниеотводов входят:

— пространство высотой 5 м над резервуаром с внешней боковой границей, отстоящей от стенки резервуара на 5 м;

— дыхательный патрубок, установленный на направляющей плавающей крыши, и пространство над ним, ограниченное полусферой с радиусом 5 м;

— территория каре в пределах всей площади внутри обвалования. Защита резервуара РВСПК-50 000 и трубопроводов от вторичных проявлений молнии (электромагнитной и электростатической индукции), статического электричества и от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) и подземным металлическим коммуникациям и конструкциям путём присоединения их к индивидуальному контуру заземления резервуара РВСПК- 50 000. Каждый из молниеотводов соединяется с общим заземляющим устройством двумя токоотводами из полосовой стали сечением 4×40 мм, присоединения токоотводов к молниеотводам выполняются разъемными.

Рисунок 12 — Молниезащита

3. СТРУКТУРА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ Технические решения, выполненные в моем проекте РВСПК, предполагают следующую структуру контроля и управления:

— систему измерения уровня, с применением радарных уровнемеров;

— систему автоматизации резервуарного парка.

Контроль за технологическим процессом осуществляется диспетчером.

3.1 Объекты и объемы автоматизации. Основные технические решения Объектами автоматизации являются:

— резервуар РВСПК-50 000 с коренными задвижками;

— устройство размыва донных отложений «Диоген» — 2 шт.

В резервуаре РВСПК-50 000 проводится:

— измерение температуры нефти в резервуаре ;

— измерение уровня нефти;

— сигнализация минимального аварийного, предельного максимального уровней нефти в резервуаре, скорости наполнения (опорожнения) резервуара обеспечивающиеся обработкой показаний измерителя уровня;

— сигнализация максимального аварийного уровня нефти;

3.2 Размещение и монтаж средств автоматизации Радарный уровнемер, датчик средней температуры устанавливаются в направляющей плавающей крыши, сигнализаторы максимального аварийного уровня устанавливаются на площадках обслуживания сигнализаторов уровня. Биметаллический термометр (термопреобразователь) и модуль сбора данных устанавливаются на первом поясе стенки резервуара. Для монтажа средств автоматизации на резервуаре предусмотрены закладные конструкции.

3.3 Оборудование КИП и А

3.3.1. Система сигнализации аварийного максимального уровня взлива

В состав оборудования системы сигнализации достижения аварийного максимального уровня взлива входят сигнализаторы уровня OMUV 05−2 (3 шт.) или сигнализаторы уровня ПМП.

Сигнализаторы уровня OMUV 05−2.

Прибор OMUV 05−2 изготавливается для сигнализации максимального уровня в емкостях с плавающей крышей.

1-фланец; 2 — зонд; 3 — поплавок; 4 — чувствительный элемент; 5 — блок включения; 6 — клемники; 7 — болт; 8 — кольцо «О»; 9 — крышка; 10 — защитный винт; 11 — сальник; 12 — винт заземления.

Рисунок 13 — OMUV 05−2

3.3.2 Система измерения уровня В состав оборудования системы измерения уровня входят:

— радарный уровнемер RTG 3950REX;

— многоточечный датчики температуры MST SST 21M14x Pt100.

Радарный уровнемер RTG 3950REX

Уровнемер RTG 3950 REX используется для установки на резервуары с плавающей крышей в направляющей трубе и с любыми продуктами, хранимыми в таких резервуарах.

Уровнемер использует режим распространения луча радара с низкими потерями, который фактически ликвидирует влияние условий состояния направляющей трубы. Измерения проводятся с высокой точностью, даже если труба старая, грязная и покрыта отложениями Рисунок 14 — Уровнемер RTG 3950 REX для установки в направляющих трубах Уровнемер RTG 3950 REX устанавливается на измерительные трубы 8″, вмонтированные в направляющую резервуара. Он может устанавливаться на уже имеющиеся трубы и при его установке нет необходимости выводить резервуар из эксплуатации.

Многоточечные датчики температуры MST SST 21M14x Pt100.

Многоточечные датчики температуры служат для измерения средней температуры жидкости в резервуаре при измерении уровня нефти.

Термометры сопротивления Pt100 в количестве 14 штук, находящиеся в гибкой металлокордовой вертикальной трубе, воспринимают температуру слоев жидкости, а по этим данным путем вычислений определяется средняя температура хранимой в резервуаре жидкости. Для определения температуры жидкости в резервуаре используются только те термометры сопротивления, которые полностью погружены в жидкость.

Рисунок 15 — Многоточечный датчики температуры MST SST 21M14x Pt10

Контроль температуры нефти.

Для контроля температуры нефти в пристенной зоне нижнего пояса резервуара на крышку овального люка-лаза устанавливается биметаллический термометр типа А5501.

4. СИТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ

Для противопожарной защиты резервуара РВСПК-50 000, предусмотрено комбинированное пенное пожаротушение, основанное на применении низкократной пены, получаемой из рабочих растворов фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей и трубопроводы водяного охлаждения.

Комбинированное тушения пожара предусматривает одновременно:

— подачу пены низкой кратности через нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти (система подслойного тушения);

— подачу пены низкой кратности в зону кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для удержания пены;

4.1 Система подслойного пожаротушения Система подслойного пожаротушения смонтирована в первом поясе резервуара и представляет собой кольцевой трубопровод с технологическими отверстиями и системой подводящих трубопроводов. Система подслойного пожаротушения предназначена для обеспечения ввода пены под давлением непосредственно во внутрь резервуара.

Количество линейных вводов подслойного тушения пожаров принято три. Патрубки линейных вводов располагаются равномерно по периметру резервуара.

Растворопроводы пенотушения, подающие низкократную пену в нижний пояс резервуара, предусмотрены из стальных электросварных труб диаметром 273×6 мм с гидроизоляционным защитным покрытием, выполнении в условиях заводского изготовления.

На каждом линейном вводе подслойного тушения пожаров в обваловании надземно последовательно расположены:

— коренная задвижка;

— задвижка для промывки

— вентиль для слива конденсата и проверки целостности разрывной мембраны;

— разрывная мембрана;

— узел для периодических испытаний;

— обратный клапан;

— напорные узлы пеногенераторов;

— фильтр.

Фильтр.

Фильтр предназначен для улавливания стойких механических примесей (в том числе ферромагнетиков) в холодной и горячей воде и других неагрессивных жидкостях с температурой до 150 °C и давлением до 1,6 МПа.

Фильтр состоит из корпуса (1), крышки (2), сетки (3), стержня (4), на котором находятся магниты (5) и шайбы (6), пробки (7).

Рисунок 16 — Фильтр Разрывная мембрана.

Для гарантированного удержания столба нефти снаружи резервуара на системе подслойного пожаротушения, установлены разрывные мембраны «Лотос».

Разрывные мембраны «Лотос» предназначены для системы подслойного тушения пожаров в резервуарах с нефтью, установлены во взрывоопасной зоне и способны решать следующие задачи:

— герметизация внешних пенопроводов от пенопроводов, соединяющихся с резервуаром;

— гарантированное удержание периодически меняющегося давления столба нефти со стороны резервуара;

— прорыв разрывной диафрагмы и открытие проходного сечения пенопровода при превышении давления пены со стороны пеногенератора над давлением столба нефти в резервуаре.

Коренная задвижка.

Для обеспечения возможности проведении профилактических и ремонтных работ на системе подслойного пожаротушения, у стенки резервуара установлена задвижка Ду 250 мм.

Обратный затвор.

Для предотвращения обратного потока рабочей среды на трубопроводах системы подслойного пожаротушения установлены обратные затворы.

Затвор открывается от подачи среды под захлопку и удерживается в положении «открыто» за счет подъемной силы, возникающей от скоростного напора потока.

1-корпус; 2 — захлопка; 3 — ось; 4 — болт установочный; 5 — прокладка; 6 — прокладка; 7 — фланец; 8 — шпилька; 9 — гайка; 10 — вилка; 11 — колпак; 12 — винт стопорный Рисунок 17 — Обратный затвор

Закрытие захлопки происходит после прекращения подачи среды под действием собственного веса, создающего необходимый момент на закрытие вследствии смещения центра тяжести захлопки относительно оси вращения и обратного потока среды.

4.2 Периодичность и режим промывки пенопроводов В целях обеспечения работоспособности системы подслойного пожаротушения и предотвращения возможного накопления «парафинистых отложений», не реже одного раза в шесть месяцев, должна проводится промывка подогретой нефтью пенных насадков и трубопроводов подачи пены (далее пенопроводы) резервуаров.

Рисунок 18 — Принципиальная схема промывки пенопроводов системы подслойного пожаротушения

4.3 Тушение низкократной пленкообразующей пеной сверху Количество линейных вводов подачи пены сверху принято три. Линейные вводы системы подачи пены сверху располагаются равномерно по периметру резервуара.

На каждом линейном вводе подачи пены сверху перед присоединением к кольцевому растворопроводу последовательно установлены фильтрующие устройства с диаметром ячейки 6 мм.

Линейные вводы подачи пены сверху проложены подземно и изготовлены из стальных труб диаметром 108×4 мм с гидроизоляционным защитным покрытием, выполненным в условиях заводского изготовления. Сухотрубные растворопроводы проложены с уклоном 0,005 к дренажным колодцам и оборудуются сливными устройствами. Дренажные колодцы располагаются как внутри, так и за пределами обвалования.

Назначение, устройство и принцип работы.

Камеры предназначены для комбинированных автоматических систем пожаротушения нефти и нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах с плавающей крышей (РВСПК) и способны решать следующие задачи:

— образование плоских веерных струй низкократной пены из 6% водных растворову фторсинтетических пенообразователей;

— подача плоских веерных струй пены (сверху) в зону кольцевого зазора и на стенку внутри резервуара.

В случае возникновения пожара в резервуаре и срабатывании комбинированной автоматической системы тушения пожара, водный раствор пенообразователя, подающийся по растворопроводу с рабочим давлением и расходом, соответствующими типоразмеру камеры, проходя через сопло поз. 9 во фланце поз.21, попадает в зону смешивания генератора, где взаимодействуя с высоко турбулентной воздушно-жидкостной средой камеры, приобретает вид полузатопленной, полусвободной струи с четко выраженным ядром и расходящейся частью.

Основная часть струи, попадая в приемный канал и диффузор камеры смешения поз.10, генерируется в пену заданной кратности.

При ударе остаточной периферийной части струи о стенку диска на камере смешения поз.10 происходит гарантированное возникновение устойчивого вихря в зоне смешивания, что улучшает всасывание воздуха в расходящуюся струю водного раствора пенообразователя;

1-генератор пены низкой кратности; 2-воздухозаборные отверстия; 3- расширительная камера; 4-герметизирующее устройство; 5-прокладки; 6-нож; 7- разрывная мембрана; 8-прокладка; 9-сопло; 10-пеногенерирующая камера; 11- крышка; 12-фланец; 13-патрубок; 14- фланец; 15-переходник; 16,17-корпус; 18- прокладка; 19-корпус; 20,21-присоединительный фланец Рисунок 19 — Камера пены низкой кратности КНЛ-5, КНП-10 «Гейзер»

Струя пены заполняет внутреннее пространство корпуса поз. 16 и, в момент достижения давления пены значения от 0,01 до 0,1 МПа, происходит прорыв разрывной мембраны герметизирующего устройства поз. 4 и пена через прорези в корпусе поз. 17 в виде плоских веерных струй подается на стенку резервуара, обеспечивая ее охлаждение, и в зону кольцевого зазора плавающей крыши РВСПК.

4.5 Система орошения резервуара Стационарная система орошения стенки резервуара РВСПК-50 000 предназначена для охлаждения стенки резервуара.

Прокладка трубопроводов водяного охлаждения предусмотрена подземная из стальных электросварных труб диаметром 159×4,5 мм по ГОСТ 10 704–91 с гидроизоляционным защитным покрытием, выполненным в условиях заводского изготовления. Сухотрубные участки водяного охлаждения прокладываются подземно с уклоном не менее 0,005 к дренажным колодцам. Дренажные колодцы располагаются за пределами обвалования.

Предусмотрено подключение четырех подводящих трубопроводов охлаждения к четырем стоякам системы охлаждения резервуара, расположенным на резервуаре.

На питающих трубопроводах системы водяного охлаждения, в непосредственной близости к резервуару установлены фильтрующие устройства.

Перфорированная труба для подачи воды на стенку резервуара расположена полукольцом вдоль стенки резервуара (количество полуколец — 4 шт.). Длина перфорированного трубопровода 190,776 м. Отверстия диаметром 5 мм (952 шт.) расположены на расстоянии 200 мм друг от друга в нижней части трубы.

Стационарная система орошения стенки резервуара РВСПК-50 000 эксплуатируются без специального обслуживания, не требуют смазки.

5. фундаменты, опоры, обвалования Надземные задвижки, трубопроводы и пеногенераторы для напорных узлов установлены на опоры из труб. Опоры приварены к закладным деталям фундаментов.

Вокруг задвижек ПРП выполнен колодец-каре из бортового камня, установленного на бетонную подготовку. Колодец-каре засыпан песчано-гравийной смесью.

Лебедки управления хлопущей в колодцах установлены на опоры из уголков, приваренные к закладным деталям железобетонного обвалования.

Опоры подвесок трубопроводов выполнены в виде «П» образной рамной конструкции. Стойки и ригель смонтированы из двутавров.

В плитах перекрытия колодцев для направляющей троса хлопушки и для колонки управления задвижкой смонтированы гильзы из труб.

Стальные молниеотводы установлены на железобетонные фундаменты.

Вокруг резервуара предусмотрена отмостка шириной 1,0 м с уклоном 1:10 и отмостка по откосу шириной 0,5 м с уклоном 1:1,5. Отмостка выполнена из бетона толщиной 80 мм с температурно-усадочными швами через 10 м по периметру отмостки.

Для подъема на отмостку резервуара выполняются лестницы из набивных бетонных ступеней.

Откосы обвалования каре резервуаров укреплены монолитной железобетонной «рубашкой» с температурно-усадочными швами через 25 метров по периметру обвалования.

По своей конструкции железобетонные конструкции предусмотрены для длительной работы без необходимого ремонта, поэтому не требуют специального обслуживания в процессе эксплуатации резервуара.

6. Предотвращение образования донных отложений Операция технологического процесса по предотвращению образования донных отложений в резервуарах с нефтью заключается в периодическом перемешивании нефти в резервуаре при длительном ее хранении или в перемешивании нефти перед ее откачкой из резервуара.

Технологический процесс по предотвращению образования и удалению донных отложений из резервуаров включает следующие операции:

— перемешивание нефти в резервуаре устройством «Диоген» с целью предотвращения образования донных отложений;

— размыв донных отложений в резервуаре подвижной струей нефти, формирующейся устройством «Диоген»;

— откачка размытых и диспергированных донных отложений в смеси с нефтью;

— контроль процесса размыва и удаления донных отложений из резервуаров с нефтью.

По условиям предупреждения образования статического электричества при работе устройства «Диоген» в РВС должно быть не менее трех метров нефти. Поэтому заполнение резервуара нефтью и постоянный контроль ее уровня до отметки не менее трех метров от днища резервуара является очень важной операцией.

Контролю при реализации технологического процесса по предотвращению образования и удалению из нефтяных резервуаров донных отложений подлежат:

— высота и объем размываемых донных осадков в нефтяных резервуарах и динамика их изменения;

— уровень нефти в резервуаре обеспечивающий нормальную работу устройств «Диоген»;

— технические параметры устройств «Диоген» в соответствии с инструкцией по эксплуатации на это устройство.

При включении устройств «Диоген» в работу необходимо: контролировать нормальный режим работы устройства «Диоген» по потребляемому току электродвигателем (не более 36 А)

7. ПРАВИЛА ЗАПОЛНЕНИЯ И ОПОРОЖНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА

Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой.

Заполнение резервуара делится на 2 периода.

Первый период — от начала заполнения до всплытия плавающей крыши. В этот период плавающая крыша находится на опорах. Газовоздушная смесь из-под плавающей крыши через предохранительный клапан вытесняется в атмосферу. При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефти в приемо-раздаточном патрубке до всплытия плавающей крыши не должна превышать 1,2 м/с [Правила технической эксплуатации резервуаров, магистральных нефтепроводов и нефтебаз], что соответствует расходу 1300 м /час в одном патрубке Ду 700 мм. В момент всплытия плавающей крыши оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление нефти.

Второй период — от уровня всплытия плавающей крыши до верхнего максимального допустимого уровня. Скорость подъема крыши проектная не более 4 м/час, соответственно расход не более 11 569 м /час. Так же при расходе не бо-5 лее 11 569 м /час скорость нефти в приемо-раздаточном патрубке при заполнении после затопления струи не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.

Опорожнение резервуара делится также на 2 периода.

Первый период — от начала опорожнения до посадки крыши на опоры — стойки.

Опорожнение по проекту может производиться со скоростью опускания плавающей крыши не более 4 м/час, соответственно расход не более 11 569 м/час. Так же при расходе не более 11 569 м/час скорость нефти в приемораздаточном патрубке при опорожнении не превышает максимально допустимую величину 7 м/сек в одном патрубке Ду 700 мм, что обеспечивает электростатическую безопасность.

Второй период — от посадки плавающей крыши на опорные стойки до минимального остатка. В этот период скорость уменьшения уровня нефти в резервуаре не должна превышать 1,2 м/час, что соответствует расходу 1300 м /час. Во время раскачки резервуара до минимально допустимого остатка оперативный персонал должен присутствовать на резервуаре и контролировать поступление воздуха через предохранительный клапан в пространство под плавающей крышей. В этот период, по мере снижения уровня нефти, под крышу через патрубок предохранительного клапана засасывается воздух. Производительность опорожнения во втором периоде не должна превышать пропускной способности предохранительного клапана. В случае засорения или закупоривания патрубка предохранительного клапана под плавающей крышей может образоваться вакуум, способный смять днище плавающей крыши или разрушить опорные стойки. Поэтому перед откачкой убедиться в исправности их (провести ревизию).

Эксплуатации резервуаров в нормальном режиме соответствует второй период заполнения и первый период опорожнения.

При нормальном режиме эксплуатации нормативный нижний уровень нефти в резервуаре назначается согласно технологической карты и поэтому первый период заполнения и второй период опорожнения имеют место лишь при пуске в эксплуатацию и выводе резервуара в ремонт.

Минимально допустимый уровень нефти в резервуаре с плавающей крышей устанавливается исходя из условия нахождения плавающей крыши на плаву, т. е. высота стоек плавающей крыши плюс 30 см.

Перед каждым заполнением и опорожнением резервуара обслуживающий персонал должен:

— визуально проверить состояние плавающей крыши (отсутствие нефти на поверхности плавающей крыши, горизонтальность плавающей крыши);

— убедиться в закрытии крышек всех люков и сифонных кранов.

— в зимний период при опорожнении резервуара проверять свободный ход медных кабелей отвода статического электричества с крыши резервуара.

Каждый раз в начале заполнения и опорожнения в течение 5−10 минут после открытия задвижки необходимо убедиться в том, что крыша плавно тронулась с места и движется вместе с уровнем нефти. О плавности хода крыши свидетельствует плавное движение указателя уровня.

В случае отсутствия признаков движения крыши или обнаружения толчков необходимо немедленно переключиться на другой резервуар и закрыть задвижку на этом резервуаре.

Скорость подъема (опускания) крыши определяется по прибору замера уровня.

1. РД 153−39.4−057−00 Технология проведения работ по предотвращению образования и удаления из резервуаров донных отложений

2. РД 153−39.4−078−01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз

3. ПБ 03−605−03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

4. РД-16.01−60.30.00-КТН-026−1-04 Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000 — 50 000 м

5. РД-05.00−45.21.30-КТН-005−1-05 Правила антикоррозионной защиты резервуаров

6. РД 153−39.4−087−01 Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов, основные положения

7. ОР-13.01−60.30.00-КТН-025−1-03 Регламент проведения зачистки внутренней поверхности резервуара от отложений

8. ОР-16.01−28.21.00-КТН-049−1-04 Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, подготовки резервуаров к капитальному ремонту (реконструкции) и вводу в эксплуатацию

.ur