Версия для печати

1.5. Автоматика и КИП

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

• местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;
• сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;
• сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;
• дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;
• местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;
• пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
• дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
• сниженным пробоотборником;
• сигнализатором верхнего положения понтона;
• датчиком утечек.

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), 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 —50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8.104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от —50 до +50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

• сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;
• сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;
• сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;
• сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода — светлые нефтепродукты;
• ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня «Волна-1», служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 — для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100—400 м³ . Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

1.5.5. 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.

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода—нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517—85 (часть II, прил. 1, п. 16).

1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106—79 (часть II, прил. 1, п. 34).

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:

• свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т. д.) хранимых в резервуарах продуктов;
• диапазона измеряемого параметра;
• внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);
• конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

<<назад / в начало / вперед>>