Действующий
- СРДО в каждом резервуаре при понижении уровня ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную работу СРДО;
а также локализацию разлива нефти/нефтепродуктов внутри обвалования каждого резервуара в соответствии с 7.13.8.
- сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах;
- сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта;
- сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;
11.2.4 Настройку верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровней, минимального уровня, обеспечивающего безопасную работу СРДО, во всех резервуарах и настройку уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, выполняют по утвержденным технологическим картам на резервуары и РП.
11.2.5 Для формирования сигнала "Верхний допустимый уровень в резервуаре" используют сигнализаторы уровня, не связанные с измерительным преобразователем уровня. Резервуары типа РВС оснащают двумя сигнализаторами для контроля верхнего допустимого уровня. Резервуары типа РВСП и РВСПК оснащают тремя сигнализаторами верхнего допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара. Условием формирования защиты "Верхний допустимый уровень в резервуаре" является получение системой автоматизации резервуарного парка сигнала от любого сигнализатора верхнего допустимого уровня.
11.2.6 Для защиты резервуара от перелива при достижении верхнего допустимого уровня СА РП подает команды, приведенные в 11.1.4. Остановка насосного оборудования на всех объектах, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, и на всех НПС технологического участка МТ, подключенного к РП, выполняется техническими средствами СА технологического участка МТ (в случае ее реализации). При отсутствии СА технологического участка МТ остановка насосного оборудования на всех объектах, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, и на всех НПС технологического участка МТ, подключенного к РП, выполняет управляющий диспетчер технологического участка МТ.
11.2.7 Для защиты резервуара от достижения нижнего аварийного уровня при понижении уровня в резервуаре до нижнего допустимого уровня СА РП подает команды на закрытие коренных задвижек резервуара, остановку насосного оборудования, используемого для откачки нефти/нефтепродуктов из этого резервуара.
11.2.8 Для защиты резервуара типа РВС от аварийного разрежения в резервуаре СА РП подает команды на закрытие коренных задвижек резервуара при достижении в резервуаре аварийного разрежения.
- на резервуарах типа РВСПК - автоматические многодиапазонные пожарные извещатели пламени, реагирующие на электромагнитное излучение пламени или тлеющего огня, спектральная чувствительность которых соответствует спектру излучения пламени горючих материалов, находящихся в защищаемой зоне;
- на резервуарах типа РВС, РВСП - автоматические тепловые пожарные извещатели, реагирующие на определенное значение температуры.
11.3.3 На резервуарах типа РВСПК пожарные извещатели пламени устанавливают по верхней образующей стенки резервуара в соответствии с их техническими характеристиками, на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру. На каждом резервуаре организуют два независимых цифровых шлейфа пожарных извещателей пламени с равномерным последовательным чередованием на резервуаре извещателей из разных шлейфов. Формирование защиты "Пожар" в СА ПТ происходит при срабатывании любых двух и более пожарных извещателей пламени без учета их принадлежности к шлейфам.
11.3.4 На резервуарах типа РВС и РВСП тепловые пожарные извещатели устанавливают на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру в крыше резервуара и на расстоянии не более 3 м от его стенки (чувствительный элемент извещателя при этом размещают под крышей резервуара). На каждом резервуаре организуют два независимых шлейфа тепловых пожарных извещателей с равномерным последовательным чередованием на резервуаре извещателей из разных шлейфов. Формирование защиты "Пожар" в СА ПТ происходит при срабатывании любых двух и более пожарных извещателей пламени без учета их принадлежности к шлейфам. Температура срабатывания теплового пожарного извещателя - 90 °С.
11.3.5 Реконструкцию или строительство новых СПТ и СВО в действующих РП выполняют, обеспечивая работоспособное состояние существующих СПТ и СВО в автоматическом режиме.
11.3.6 Использование по назначению и техническое обслуживание резервуаров с отключенными СПТ и СВО запрещается.
11.3.7 СПТ и СВО при приемке резервуаров в эксплуатацию испытывают с подачей огнетушащих веществ. Порядок и периодичность последующих испытаний устанавливает организация, эксплуатирующая резервуар. По результатам испытаний составляют акты.
11.3.8 При проведении технического диагностирования установки пенного пожаротушения и водяного охлаждения резервуаров должны находиться в работоспособном состоянии весь период выполнения работ. Демонтаж трубопроводов и оборудования пенного пожаротушения и водяного охлаждения разрешается выполнять при необходимости демонтажа конструкций резервуаров в местах крепления, ввода пенопроводов и водопроводов. При этом устанавливают заглушки, перемычки на трубопроводах для обеспечения частичной работоспособности установки пожаротушения и охлаждения.
Последовательность демонтажа трубопроводов и оборудования установки пожаротушения и водяного охлаждения описывают в ППР.
11.4.1 Защиту металлоконструкций резервуаров от коррозии осуществляют с использованием лакокрасочных покрытий в соответствии с СП 28.13330.2017, а также методами ЭХЗ. Допускается применение иных типов защитных покрытий.
11.4.3 Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже ЭХЗ, поставляют в соответствии с ПД, нормативными документами и/или техническими условиями с соответствующими сертификатами и техническими паспортами.
11.4.4 При пуске и опробовании средств и установок ЭХЗ руководствуются нормативными документами о защите подземных сооружений от коррозии, а также требованиями ПД.
11.4.5 Части установок ЭХЗ, которые размещены под землей, допускается засыпать грунтом только после того, как проведено техническое освидетельствование, проверена их работоспособность, составлены акты на скрытые работы, получено письменное согласие на их засыпку от представителя заказчика и оформлен двусторонний акт на скрытые работы.
11.5.1 Выполнение требований по электростатической искробезопасности обеспечивается установлением показателей, применением средств защиты от статического электричества в соответствии с ГОСТ 12.4.124 и правилами защиты от статического электричества [15].