ПРИКАЗ МИНИСТРА ПО ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

от 15 июня 2021 года №286

Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

В соответствии с подпунктом 106) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года №701, ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

2. Комитету промышленной безопасности Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан;

3) в течении десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан сведения об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Согласован Министерством национальной экономики Республики Казахстан

Согласован Министерством энергетики Республики Казахстан

Согласован Министерством индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан

Согласован Министерством экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан

Утверждены Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 15 июня 2021 года №286

Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с подпунктом 106) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года №701 и определяют порядок промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Настоящие Правила направлены на предупреждение аварий, инцидентов и несчастных случаев на опасных производственных объектах (далее - ОПО), с учетом специфики объектов хранения нефти и нефтепродуктов и достигнутого современного технического уровня.

2. Правила содержат основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров, применению средств контроля и автоматизации, по защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Глава 2. Область применения

3. Настоящие Правила предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющими эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

Глава 3. Обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Параграф 1. Общие требования к стальным резервуарам

4. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

5. Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости - от 100 м³ до 50 000 м³;

2) по расположению - наземные, подземные;

3) по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

4) по конструкции подразделяются на:

с плавающей крышей;

со стационарной крышей без понтона;

со стационарной крышей и понтоном.

6. Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

7. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости - от 3 м³ до 200 м³;

2) по расположению - наземные, подземные;

3) по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

8. Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

9. Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

10. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60 °С в зимнее время и до 50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

11. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

12. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающей крышей.

13. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

14. Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами. Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать отклонениям, указанным на рабочих чертежах.

15. Резервуары вместимостью до 8 м³ включительно изготавливаются с плоскими днищами.

16. Резервуары вместимостью более 8 м³ изготавливаются с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

17. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

18. В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование окрашивается.

Не окрашиваемые детали (например, крепежные изделия) должны быть законсервированы.

19. Элементы резервуаров не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов предусматриваются грузовые скобы.

20. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

21. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

22. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости полностью засыпаются землей.

23. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Параграф 2. Требования к основаниям и фундаментам

24. Основание резервуара защищаются от размыва атмосферными водами, обеспечивается беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара не допускается.

25. Откос основания покрывается несгораемым материалом.

Параграф 3. Материалы для резервуарных конструкций

26. При ремонте резервуаров используются металлы, обладающие механическими характеристиками и химическим составом с высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости в соответствии с государственными нормативами в области архитектурной, градостроительной и строительной деятельности. Резервуары объемом свыше 20 000м³ не допускается изготавливать и монтировать методом рулонной сборки.

27. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта на изготовление резервуара и подтверждаться сертификатами изготовителей, либо данными лабораторных испытаний.

Параграф 4. Защита металлоконструкций от коррозии

28. Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

29. Для внутренних поверхностей днищ и стенок резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать класс среды по условиям эксплуатации и степень агрессивного воздействия нефти и нефтепродуктов на конструкции внутри резервуаров для выбора методов защиты от коррозии. Для защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии применяют электрозащиту, молниеотводы и антикоррозионные покрытия, а также ингибиторы коррозии.

30. В качестве антикоррозионных применяют лакокрасочные и металлизационные покрытия.

31. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, согласно приложению 1 к настоящим Правилам.

32. Наружные поверхности резервуаров, находящиеся на открытом воздухе защищаются антикоррозийными покрытиями на основе лакокрасочных материалов светлого тона с высокой светоотражательной способностью.

33. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара, было стойким к растрескиванию, обеспечивало совместимость деформаций с корпусом резервуара (с учетом различных толщин стенки по высоте) при заполнении и опорожнении, и обладало износостойкостью на истирание (в резервуарах с плавающими крышами и понтонами) и долговечностью. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей.

34. Для защиты от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров необходимо фундаменты и основания под резервуар обеспечить отводом грунтовых вод и атмосферных осадков от днища. При выполнении гидрофобного слоя, нанесение защитных покрытий на наружную поверхность днища не требуется.

35. В целях активной защиты днища резервуара от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами необходимо применение электрохимической защиты – катодной и протекторной.

36. Электрохимическая защита внутренней поверхности резервуара предусматривает защиту внутренних поверхностей днища и нижнего пояса в зоне контакта с донным осадком и слоем подтоварной воды.

Параграф 5. Устройство теплоизоляции резервуаров

37. Устройство теплоизоляции резервуара выполняется согласно проектно-сметной документации на строительство резервуара. Теплоизоляция резервуаров может выполняться только на стенке и стационарной крыше. Наружная обшивка выполняется из алюминиевых или оцинкованных стальных листов.

Параграф 6. Оборудование резервуаров

38. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения необходимо устанавливать следующее оборудование:

1) дыхательные клапаны;

2) предохранительные клапаны;

3) огневые предохранители;

4) приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

5) хлопушки;

6) противопожарное оборудование;

7) оборудование для подогрева;

8) приемо-раздаточные патрубки;

9) зачистной патрубок;

10) вентиляционные патрубки;

11) люки-лазы;

12) люк световой;

13) люк замерный;

14) газоуравнительная система;

15) молниеотводы и заземление.

39. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются совместно с огневыми преградителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар.

40. Резервуары всех типов оснащаются замерными люками для ручного замера уровня и отбора проб.

41. Для слива подтоварной воды резервуары всех типов оснащаются сифонными кранами. Краны устанавливаются на первом поясе стенки резервуара в любом месте по обе стороны от оси люка-лаза на расстоянии не менее 1 м.

42. Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенными элементами: дыхательными и предохранительными клапанами, змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и иными необходимыми устройствами в соответствии с требованиями проектно-сметной документации на строительства резервуара.

43. Тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проектно-сметной документации на строительства резервуара в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

44. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды отражаются в нормативно-технической документации на оборудование.

45. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму.

46. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливаются штуцеры с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или иных приборов.

47. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются непромерзающими дыхательными клапанами.

48. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

49. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны устанавливаются диски-отражатели.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

50. Вязкая нефть и нефтепродукты хранятся в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества вязкой нефти и нефтепродуктов и безопасность.

51. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия:

1) стационарные и переносные;

2) общие и местные;

3) трубчатые, циркуляционного подогрева;

4) паровые, электрические.

52. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязкой нефти или нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

53. Подогреватели обеспечивают подогрев вязкой нефти и нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

54. Вязкую нефть в резервуарах разрешается подогревать только паровыми змеевиками при постоянном наблюдении обслуживающего персонала.

55. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефти или нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

56. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефти или нефтепродукта равен или больше 30%-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефти или нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

57. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефти или нефтепродукта.

Вязкую нефть и нефтепродукты при объеме реализации не более от 1 т до 3 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

58. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефть и нефтепродукты сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ применяют при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

59. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

60. В резервуарных парках электрооборудование, аппараты и приборы применяются во взрывобезопасном исполнении.

61. Конструктивно плавающая крыша состоит из внешнего кольцевого понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Плавающая крыша может дополнительно иметь внутреннее понтонное кольцо и радиальные понтоны.

62. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб закрытого типа, имеющий внизу пробку для слива жидкости.

63. Кольцевой зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей закрывается специальным затвором. Эффективность работы резервуаров с плавающими крышами определяется герметичностью уплотняющих затворов между крышей и корпусом резервуара.

64. В зависимости от конструкции и применяемых материалов используется мягкий или жесткий (механический) тип уплотняющих затворов.

65. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны вертикального стального резервуара через шахтную лестницу, переходящую в катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме. Ступени катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.

66. Для ограничения опускания крыши и фиксирования ее в крайнем нижнем положении имеются опорные стойки. Стойки закреплены на плавающей крыше и движутся вместе с ней.

67. Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются направляющие стойки, которые могут использоваться одновременно для установки пробоотборников и автоматических устройств измерения уровня нефти. Кольцевой зазор между плавающей крышей и направляющей стойкой закрывается уплотняющим затвором.

68. Резервуары с плавающими крышами оборудованы устройствами для стравливания воздуха из-под плавающей крыши в начале заполнения и поступления воздуха в конце опорожнения резервуара с целью предотвращения ее деформации.

69. Конструктивно понтон состоит из внешнего кольца понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб, имеющий внизу пробку для слива жидкости. Короба понтона могут быть открытого и закрытого типов.

70. В нижнем положении понтон опирается на стойки. Стойки прикреплены к днищу понтона и перемещаются вместе с ним.

71. Для предотвращения поворота понтона при его движении к днищу или крыше резервуара прикреплены две диаметрально расположенные перфорированные трубы - направляющие стойки, используемые для измерения уровня и отбора проб.

72. Зазоры между стенкой и понтонным кольцом, а также между понтонным кольцом и направляющими стойками герметизируются уплотняющими затворами.

73. Для доступа на понтоны в III поясе резервуара устанавливаются не менее двух люк - лазов, оборудованных площадкой.

74. Газоуравнительная система состоит из:

1) трубопроводов, соединяющих газовые пространства группы резервуаров со стационарной крышей без понтона;

2) огневых предохранителей, предназначенных для защиты газового пространства резервуара от проникновения в него пламени из системы газовой обвязки;

3) компенсаторов - для исключения деформации газопроводов в процессе эксплуатации;

4) задвижек - для отключения резервуара от системы, устанавливаемых на бетонных опорах на земле;

5) дренажного устройства - для сбора и удаления конденсата из газопроводов;

6) заземляющего устройства.

75. Газоуравнительная система резервуарного парка объединяет резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим показателям. Газоуравнительные системы применяются для резервуаров, работающих в режиме "прием-сдача" при совпадении во времени операций заполнения одной группы резервуаров и опорожнения следующей группы резервуаров. При перекачке нефти по схеме "с подключенными резервуарами" из-за отсутствия совпадения операций во времени по приему и опорожнению резервуаров газоуравнительная система неэффективна.

Параграф 7. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

76. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащаются следующими контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики (далее - КИПиА):

1) местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

2) сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

3) сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

4) дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

5) местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

6) пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

7) дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

8) сниженным пробоотборником;

9) сигнализатором верхнего положения понтона;

10) датчиком утечек.

77. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

78. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов, 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 минус 50 °С до 80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 0,588 МПа. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 50 °С до 50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре 35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

79. 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.

80. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном устанавливаются на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

81. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, предусматриваются сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды устанавливаются сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).

82. Перфорированные трубы, предназначенные для установки контрольно-измерительных приборов, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

83. В резервуарах предусматривается пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой.

84. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика разрабатываются с учетом:

1) свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазона рабочих температур и давления) хранимых в резервуарах продуктов;

2) диапазона измеряемого параметра;

3) внешних условий (наружная температура, влажность воздуха);

4) конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

85. КИПиА подлежат поверке в соответствии с требованиями законодательства об обеспечении единства измерений.

Параграф 8. Автоматическая система управления технологическим процессом резервуарного парка

86. Особенностью работы резервуарных парков на станциях магистральных нефтепроводов является повышенная скорость наполнения и опорожнения резервуаров, так как процессы хранения и транспортировки являются на магистральных нефтепроводах основными, определяющими состав оборудования и характер его работы.

87. Для резервуарных парков магистральных нефтепроводов применяется автоматическая система управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП). АСУ ТП резервуарного парка предназначается для автоматизации действий, связанных с измерением, передачей, обработкой информации, необходимой для безопасного и эффективного управления резервуарным парком. Применение АСУ ТП может применяться на резервуарных парках, не относящихся к магистральным нефтепроводам, если это обосновывается целесообразностью по технико-экономическим расчетам.

88. АСУ ТП всех резервуарных парков, создаваемых на конкретном объекте, имеют единую функциональную, организационную, техническую и информационную структуры и выполняются на основе унифицированной аппаратуры и общих решений по информационному и программному обеспечению.

89. АСУ ТП выполняет следующие группы основных функций:

1) автоматические защиты и блокировки оборудования резервуарного парка от аварий;

2) централизованный контроль основных параметров состояния оборудования и измеряемых параметров резервуарного парка (положений задвижек, значений температур, уровней, давлений, скоростей наполнения и опорожнения резервуаров) через автоматизированные рабочие места операторов, подключенных к системе диспетчерского контроля и управления (далее - СДКУ);

3) централизованное управление задвижками и оборудованием резервуарного парка;

4) измерение количества нефти;

5) информационный обмен данными с системами (подсистемами) СДКУ;

6) автоматическое обнаружение пожара и автоматическое пожаротушение.

90. Функции противоаварийных защит и блокировок (далее - ПАЗ), реализуемые АСУ ТП резервуарного парка, обеспечивают предотвращение аварий в резервуарных парках или снижение размеров наносимого ими вреда.

В зависимости от границ защищаемого объекта функции ПАЗ подразделяются на функции защиты резервуарного парка в целом или отдельного его оборудования.

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических переменных, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы, производится включение/отключение требуемого технологического оборудования резервуарного парка, для перевода технологического процесса в безопасный режим и предотвращения развития аварийной ситуации.

91. Системы ПАЗ обеспечивают:

1) автоматическую защиту от перелива нефти или нефтепродуктов в резервуаре - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуар при достижении в нем аварийного максимального уровня и исключение открытия задвижки линии сброса;

2) автоматическую защиту от перелива резервуара аварийного сброса - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуарный парк при поступлении двух сигналов аварийного максимального уровня с разных сигнализаторов данного резервуара и исключение открытия задвижки линии сброса;

3) автоматическую защиту от повышения давления в трубопроводах подачи нефти или нефтепродуктов резервуарного парка - подключение к трубопроводу, в котором повысилось давление, емкости аварийного сброса. Подключение емкости проводится с использованием электроприводной задвижки, параллельно которой устанавливаются механические предохранительные клапаны.

Первичный измерительный преобразователь (реле) давления системы защиты настраивается на величину ниже минимальной уставки, на которую настроены предохранительные клапаны. Контроль наличия нефти или нефтепродуктов в трубопроводе сброса нефти выполняется отдельным сигнализатором уровня в нижней точке трубопровода;

4) автоматическую защиту по скорости наполнения и по скорости опорожнения резервуара - при превышении максимальной скорости наполнения или опорожнения формируется аварийный сигнал. Последовательность открытия задвижек для подключения емкостей аварийного сброса и закрытия коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуаров определяется в руководящих документах организации, эксплуатирующей резервуарный парк.

Максимально допустимая выдержка времени определяется расчетом при проектировании резервуара (в соответствии с его конструктивными особенностями) и устанавливается руководящими документами организации, эксплуатирующей резервуарный парк.

Максимальная скорость наполнения и опорожнения резервуара определяется расчетом в соответствии с технологической картой резервуара.

Для предотвращения деформации резервуара скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности дыхательных клапанов.

Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого до максимально допустимого уровня при приеме и откачке нефти или нефтепродуктов из резервуара определяется проектом по результатам технического диагностирования. При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 2,5 м/ч;

5) блокировку систем размыва донных отложений в случаях:

достижения уровня нефти или нефтепродуктов в резервуаре выше нормативного верхнего или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

при пожаре в резервуарном парке.

92. Вновь создаваемая или реконструируемая АСУ ТП резервуарного парка обеспечивает противоаварийную защиту оборудования по показателям следующих параметров:

1) аварийный максимальный уровень в резервуаре;

2) максимально допустимый уровень в резервуаре;

3) минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений;

4) минимально допустимый уровень в резервуаре;

5) аварийный максимальный уровень в емкости аварийного сброса;

6) предельное максимальное давление в трубопроводе резервуарного парка;

7) аварийное максимальное давление в трубопроводе;

8) превышение максимальной скорости наполнения резервуара;

9) превышение максимальной скорости опорожнения резервуара;

10) аварийный перекос плавающей крыши (понтона).

Допустимые граничные значения перечисленных параметров и максимальные временные интервалы, достаточные для безопасного закрытия или открытия соответствующих задвижек, устанавливаются проектной и эксплуатационной документацией.

Функции противоаварийной защиты и дистанционного управления выполняются в АСУ ТП резервуарного парка с помощью компьютеров или программных логических контроллеров и сохраняют свою работоспособность даже в случае прекращения функционирования СДКУ - системы АСУ ТП объекта или нарушения связи с ней, обеспечивая необходимый уровень полноты безопасности.

С целью обеспечения повышенной надежности функций защит и блокировок, системы ПАЗ выполняются в виде автономных подсистем, способных сохранять свою работоспособность даже в случае отказа функций АСУ ТП резервуарного парка.

93. Группа функций централизованного контроля, выполняемых АСУ ТП резервуарного парка включает в свой состав:

1) автоматическое дистанционное измерение значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих измерений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

уровня нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

уровня подтоварной воды в каждом резервуаре;

плотности нефти или нефтепродукта (либо введенной вручную на основе данных химического анализа);

давления в трубопроводах резервуарного парка;

2) вычисление значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих вычислений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

средней температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

скоростей наполнения и опорожнения резервуара;

массы нефти или нефтепродукта в резервуаре;

массы нефти или нефтепродукта резервуарного парка в целом по сортам;

3) отображение на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

минимально и максимально допустимых уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

нормативных верхнего и нижнего уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

аварийного максимального уровня нефти или нефтепродукта во всех резервуарах;

минимального уровня нефти или нефтепродукта, обеспечивающего безаварийную работу системы размыва донных отложений;

4) выявление и селективную сигнализацию на мнемосхеме резервуарного парка места и характера нарушений технологическими параметрами установленных допустимых и предаварийных значений минимально и максимально допустимых уровней, нормативных верхнего и нижнего уровней, аварийного максимального уровня во всех резервуарах. Такой контроль соответствия текущих значений технологических параметров обязателен для измеряемых параметров, связанных с условиями безопасной эксплуатации технологического оборудования;

5) селективную сигнализацию минимального уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

6) селективную сигнализацию достижения максимальной скорости наполнения, максимальной скорости опорожнения;

7) сигнализацию всех срабатываний функций (систем) ПАЗ;

8) индикацию режимов работы и результатов автоматической диагностики исправности систем и основных средств автоматики и вычислительной техники, примененных в АСУ ТП.

Функции централизованного контроля и дистанционного управления выполняются с использованием автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка.

Параграф 9. Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматике в составе автоматической системы управления технологическим процессом

94. К техническим средствам КИПиА, используемым при создании или модернизации АСУ ТП резервуарного парка, относятся:

первичные измерительные преобразователи;

программируемые контроллеры;

вторичные измерительные приборы;

электрические исполнительные механизмы;

операторские мониторы автоматизированного рабочего места и панели;

сервисное оборудование.

Основу комплекса средств технического обеспечения АСУ ТП резервуарного парка составляют микропроцессорные программируемые контроллеры, выполняющие функции сбора и первичной обработки информации, полученной с объекта, и её вычислительную обработку в соответствии с принятыми и запрограммированными алгоритмами контроля и управления технологического процесса.

95. Операторские автоматизированного рабочего места и панели оборудуются мониторами, цифровыми индикаторами, приборами и устройствами контроля и управления технологическими объектами.

96. Формы и способы отображения информации с помощью видеокадров, выводимых на экран мониторов, обеспечивают получение оператором всех необходимых сведений о текущем состоянии технологического процесса и оборудования в виде, удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации.

97. При разработке АСУ ТП резервуарного парка используются технические средства КИПиА, удовлетворяющие следующим требованиям:

1) во взрывозащищенном исполнении серийного производства со сроком службы не менее десяти лет;

2) имеют модульную конструкцию и обеспечивают взаимозаменяемость однотипных модулей без дополнительной настройки во взрывозащищенном исполнении;

3) прошедшие экспертизу промышленной безопасности и получившие письменное разрешение на применение в условиях опасных производственных объектов в соответствии с Законом Республики Казахстан "О гражданской защите" (с целью выполнения требований функциональной, пожарной и электробезопасности);

4) размещаются с соблюдением требований, содержащихся в эксплуатационной документации на них, и так, чтобы их было удобно использовать при функционировании системы и проведении технического обслуживания;

5) являются совместимыми по интерфейсам при взаимодействии с техническими средствами и системами;