Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения

8. При  переключении резервуаров во  время перекачки необходимо сначала  открыть, задвижки свободного  резервуара и убедиться, что  в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки  заполненного резервуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается  при условии защиты трубопроводов  от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

9. Во  время сброса из резервуара  отстоявшейся воды и грязи  нельзя допускать вытекания нефтепродукта.  Подтоварную воду необходимо  дренировать до появления эмульсии.

10. Уровень  нефтепродуктов при заполнении  резервуаров устанавливается по  проекту с учетом расположения  генераторов пены и температурного  расширения нефтепродукта при  нагревании.

11. На  резервуаре с понтоном должна  быть указана предельно допустимая  высота верхнего положения понтона.  Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального  уровня. В случае отсутствия ограничителя  оперативно измерять уровень  нефтепродукта при заполнении  последнего метра до максимального  уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту)  через промежутки времени, гарантирующие  понтон от затопления и повреждения.  Эксплуатация понтона без затвора  не допускается.

12. Запрещается  принимать нефтепродукт в резервуар  с понтоном, если в технологических  или магистральных трубопроводах  после ремонтных работ остался  воздух.

13. Измерение  массы, уровня и отбор проб  нефтепродуктов в резервуарах,  эксплуатирующихся с избыточным  давлением, должны осуществляться  без нарушения герметичности  газового пространства с помощью  измерительных устройств и сниженных  пробоотборников, предусмотренных  проектами и допущенных в обращение  в установленном порядке.

14. Учетно-расчетные  операции между поставщиком и  потребителем осуществляются в  соответствии с «Инструкцией  по учету нефтепродуктов на  магистральных нефтепродуктопроводах»  РД 153-39-011-97.

 

                                

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                  Периодическая зачистка резервуаров.

1. Зачистку  резервуаров следует выполнять  в соответствии с «Инструкцией  по зачистке резервуаров от  остатков нефтепродуктов» с учетом  требований пожарной безопасности  ВППБ 01-03-96 и ПОТ Р О-112-002-98.

2. Резервуары  должны периодически зачищаться  согласно требованиям ГОСТ 1510 [42]:

- не  менее двух раз в год - для  топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных  масел и их компонентов, прямогонных  бензинов. Допускается при наличии  на линии закачки средств очистки  с тонкостью фильтрования не  более 40 мкм зачищать резервуары  не менее одного раза в год;

- не  менее одного раза в год  - для присадок к смазочным  маслам и масел с присадками;

- не  менее одного раза в два  года - для остальных масел, автомобильных  бензинов, дизельных топлив, парафинов  и аналогичных по физико-химическим  свойствам нефтепродуктов;

- по  мере необходимости - для моторных  топлив, мазутов.

Резервуары  зачищаются также при необходимости  смены сорта нефтепродукта, пирофорных отложений, ржавчины и воды, ремонта, при проведении полной комплексной  дефектоскопии.

3. Технология  зачистки резервуаров включает  технологические операции в соответствии  с требованиями Инструкции по  зачистке резервуаров от остатков  нефтепродуктов.

4. Подготовка  резервуара к зачистке включает  организационно-технические мероприятия,  прокладку вспомогательных трубопроводов  для воды, пара, подготовку и установку  оборудования для механизированной  зачистки и др.

С учетом особенностей эксплуатации резервуаров  и других факторов следует разработать  рабочие инструкции по зачистке конкретных резервуаров.

5. На  производство зачистных работ  оформляется наряд-допуск установленной  формы (выполнение работ повышенной  опасности) (приложение 4).

К наряду-допуску  должны быть приложены схемы обвязки  и установки зачистного оборудования (выкачки остатка, мойки, дегазации, обезвреживания, удаления продуктов  зачистки и др. операций).

Перечень  подготовительных мероприятий, состав и последовательность операций зачистки за подписью ответственного лица указывается  в наряде-допуске.

6. Руководство  работой по зачистке резервуаров  должно быть поручено ответственному  лицу из инженерно-технических  работников.

Перед началом работ по зачистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и  методах оказания первой помощи при  несчастных случаях.

Состав  бригады и отметка о прохождении  инструктажа заносится в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ  приступать к работе не разрешается.

7. Контроль  за организацией и безопасностью  работ по зачистке осуществляется  главным инженером и инженером  по технике безопасности или  лицом, назначенным приказом из  числа инженерно-технических работников.

8. Резервуар,  подлежащий зачистке, освобождается  от остатка нефтепродукта по  зачистному трубопроводу-шлангу. Для  более полного освобождения резервуара  от остатков нефтепродуктов производится  подъем их на «воду», затем  обводненный нефтепродукт направляется  в разделочный резервуар (резервуар-отстойник), а вода сбрасывается на очистные  сооружения или сборную емкость.

9. Переносное  оборудование, применяемое при зачистке  резервуаров, должно быть взрывозащищенного  исполнения. Электрические кабели  должны соответствовать классу  взрывоопасной зоны.

10. При  опорожнении резервуара и откачке  остатка нефтепродукта («мертвого»  остатка) скорость движения нефтепродукта  устанавливается регулировкой производительности  насоса в соответствии с требованиями  по защите резервуаров от статического  электричества.

11. Откачка  «мертвого» остатка легковоспламеняющихся  нефтепродуктов (с температурой  вспышки до 61°С) разрешается только  при герметично закрытых нижних  люках.

12. После  удаления остатка нефтепродукта  резервуар отсоединяют от всех  трубопроводов путем установки  заглушек с указателями-хвостовиками. Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал.

13. На  период подготовки и проведения  в резервуаре зачистных работ  должны быть прекращены технологические  операции по наполнению (опорожнению)  резервуаров, находящихся в одном  каре ближе 40 м от зачищаемого.

Резервуары  из-под сернистых нефтепродуктов готовят к зачистке в соответствии с требованиями «Инструкции по борьбе с пирофорными соединениями».

14. При  зачистке резервуаров от сернистых  нефтепродуктов необходимо соблюдать  меры безопасности в соответствии  с требованиями ВППБ 01-03-96.

15. При  зачистке резервуаров из-под этилированного  бензина необходимо контролировать  содержание паров ТЭС в воздушном  пространстве резервуара, которое  не должно превышать значения  ПДК (приложение 5).

В случае превышения содержания паров нефтепродуктов и ТЭС значений ПДК необходимо прекратить работы по зачистке и удалению остатков и продолжить вентилирование до безопасного содержания указанных  веществ.

16. Обезвреживание  от тетраэтилсвинца (ТЭС) производится  водным 0,1 %-ным раствором перманганата  калия с помощью насоса и  распылителя (форсунки).

17. Во  время механизированной мойки  и обезвреживания резервуара  напылением раствора перманганата  калия допуск людей в резервуар  не разрешается.

Бригада рабочих по зачистке резервуара должна быть обеспечена профилактическими  средствами дегазации: хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом  и аптечкой доврачебной помощи.

18. В  процессе мойки должен быть  обеспечен отстой моющей жидкости  в резервуаре-отстойнике. Содержание  растворенных нефтепродуктов в  моющей жидкости не должно  превышать 1500 мг/л.

По  достижении этого содержания нефтепродуктов моющую жидкость следует отстоять, отделить от нефтепродуктов или заменить на новую (чистую).

Запрещается сбрасывать в канализацию очистных сооружений продукты зачистки резервуаров.

Промывную воду допускается сбрасывать в канализацию  только после предварительного отстаивания.

19. Механизированную  мойку резервуаров выполняют  с помощью моечных машинок  и гидромониторов типа ММП-2/11, ММП-3/11, Г-15, ММ-200, ММС-100.

При использовании  в качестве моющей жидкости свободных  струй холодной или горячей воды, водных растворов технических моющих средств (ТМС) на основе присадок типа МЛ-51, МЛ-52, МЛ-72, МС-6, МС-9, Лабомид 101, Лабомид 102, Темп-100 и др. негорючих водных растворов ТМС перед мойкой проводят предварительную дегазацию, т.е. снижение концентрации паров нефтепродукта  до концентрации не более 2 г/м3.

20. Мойка  резервуаров свободными струями  растворяюще-эмульгирующих средств  типа «Термос», «Эмульсин», растворителями (дизельное топливо, керосин, уайт-спирит  и т.п.) и другими моющими средствами, приготавливаемыми на основе  керосина, дизельного топлива, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

21. Перед  началом работы в резервуаре  необходимо определить содержание  кислорода и паров нефтепродукта  в газовом пространстве резервуара. Допуск в резервуар разрешается  при концентрации паров нефтепродуктов  ниже ПДК в соответствии с  требованиями ГОСТ 12.1.005-88* «Общие  санитарно-гигиенические требования  к воздуху рабочей зоны».

22. Дегазация  резервуаров принудительным вентилированием  должна проводиться в соответствии  с «Временной инструкцией по  дегазации резервуаров от паров  нефтепродуктов методом принудительной  вентиляции» и «Дополнением к  этой инструкции для резервуаров,  оборудованных понтонами».

Для вентилирования должны использоваться вентиляторы  в пожаровзрывобезопасном исполнении.

23. До  начала и в процессе дегазации  проводят контроль концентрации  паров нефтепродукта. Пробы паровоздушной  смеси в процессе дегазации  отбирают на выходе из резервуара  с периодичностью 0,5 - 1,0 час.

Для отбора проб в основании газоотводной трубы  должен быть вмонтирован угольник из трубки диаметром 6 мм, один конец которого длиной 100 мм должен быть направлен  навстречу потоку выходящей газовоздушной  смеси, а к другому (наружному) подключаются трубки газоанализатора.

Контроль  газовоздушной среды внутри резервуара следует выполнять с помощью  следующих приборов:

- газоанализаторы  ГХП-3М, АМ-5, ГВ-3, АНТ-2М;

- хроматограф  «Газохром 310», ХПМ-2, ХПМ-3.

Допускается применять другие аналогичные промышленные газоанализаторы, разрешенные для  этих работ.

24. В  зависимости от назначения зачистки  резервуара качество дегазации  необходимо обеспечивать до содержания  паров нефтепродуктов:

- не  более 0,1 г/м3 (0,002 % по объему) в  соответствии с требованиями  ВППБ 01-03-96 /52/ для резервуаров перед  их ремонтом с применением  огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников  в резервуаре без защитных  средств;

- не  более 2,0 г/м3 (0,04 % по объему) при  выполнении огневых работ без  пребывания рабочих внутри резервуара;

25. Работы, связанные с пребыванием рабочих  внутри резервуара, рекомендуется  выполнять при наличии вытяжной  вентиляции. При достижении в  резервуаре требуемой концентрации  вентилятор отключается.

26. Наземные  резервуары типа РВС остаются  под наблюдением в течение  двух часов, подземные и заглубленные  резервуары - в течение 15 - 16 часов.  Если по истечении указанного  времени концентрация паров нефтепродукта  не увеличивается, дегазация считается  законченной.

В случае увеличения концентрации паров в  резервуаре дегазация продолжается.

После напыления раствор выдерживают  в резервуаре не менее 4 ч, после чего откачивают по зачистной линии. Резервуар  обмывается чистой водой через распылитель.

Эффективность обезвреживания контролируют анализом проб воздуха на содержание в нем  ТЭС. Остаточное количество ТЭС в  воздухе не должно быть более ПДК. Результаты анализа заносят в  специальный журнал.

 

                                         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                  Защита резервуаров от коррозии.

Антикоррозийная защита резервуаров для нефти  и нефтепродуктов должна выполняться  с учетом требований СПиП 2.03.11-85 «Защита  строительных конструкций от коррозии», выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозионной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения»  и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений. Рабочие  чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.

В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и  с внутренней стороны.