отчет по практике. Отчет ПП 02. 3 ведение технологического процесса на установках i и ii категории
 Скачать 1.42 Mb.
|
|
1.5. Аналитический контроль технологического процесса Аналитический контроль технологического процесса приведен в таблице 1.4. Таблица 1.4 – Аналитический контроль технологического процесса № п/п Наименование стадии процесса, анализируемый продукт Место отбора пробы место установки средств измерений) Контролируемые показатели Методы контроля Норма Частота контроля 1 Неэтилиро- ванный бензин марки «АИ-92-К5» ГОСТ Резервуары Октановое число, не менее по моторному методу -по исследовательскому методу ГОСТ Р ГОСТ ГОСТ Р ГОСТ 8226 83,0 По наполнению, после х часового отстоя и дренажа воды или по требованию Концентрация свинца, мг/дм 3 , не более ГОСТ Р ЕН 237, ГОСТ Р Отсутствие Концентрация марганца, мг/дм 3 , не более ГОСТ Р Отсутствие Концентрация фактических смол, мг на 100 см бензина, не более ГОСТ 1567 5 5 Индукционный период бензина, мин, не менее ГОСТ 4039, ГОСТ Р 52068, ГОСТ Р ЕН ИСО 7536 360 6 Концентрация серы, мг/кг, не более ГОСТ Р 52660, ГОСТ Р ЕН ИСО 20846 10 7 Объемная доля бензола, %, не более ГОСТ Р 52714, ГОСТ 29040 1,0 8 Объемная доля углеводородов, %, не более -олефиновых ароматических ГОСТ Р 52714 18,0 35,0 9 Массовая доля кислорода, %, не более ГОСТ Р ЕН 13132, ГОСТ Р 52256 2,7 15 № п/п Наименование стадии процесса, анализируемый продукт Место отбора пробы место установки средств измерений) Контролируемые показатели Методы контроля Норма Частота контроля 10 Объемная доля оксигенатов, %, не более метанола -этанола - изопропилового спирта - изобутилового спирта -третбутилового спирта -эфиров(С5 и выше) других оксигенатов ГОСТ Р ЕН 13132, ГОСТ Р 52256 отсутствие 5 10 10 7 15 10 11 Испытание на медной пластине ГОСТ 6321 класс 1 12 Внешний вид П ГОСТ Р 51105 Чистый, прозрачный 13 Плотность при 150 С, кг/м 3 ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ИСО 3675 725,0-780, 0 14 Концентрация железа, г/дм 3 , не более ГОСТ Р 52530 Отсутствие 15 Объемная доля монометиланилин а (N-метиланилина) , %, не более ГОСТ 54323 отсутствие класс испаряемости АС и С1 16 Давление насыщенных паров, кПа ГОСТ 1756, ГОСТ Р ЕН 13016-1 с дополнением по 7.5 45- 60 50-8 0 17 Фракционный состав: Объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре 70 СИСИ СИ, не менее Конец кипения, Сне выше Остаток в колбе, % (по объему, не более ГОСТ 2177 (метод А D86, EN ИСО 3405 15- 48 40- 70 75 215 2 15- 50 40 -70 75 215 2 18 Максимальный индекс паровой пробки ИПП= 10ДНП+7(И70) ГОСТ Р Не норм С1 105 Сне норм 2 Неэтилированный бензин марки «АИ-95- К5» ГОСТ Резервуары Октановое число, не менее по моторному методу -по исследовательскому методу ГОСТ Р 52947, ГОСТ 8226 ГОСТ Р 52946, ГОСТ 511 85,0 95,0 2 Концентрация свинца, мг/дм 3 , не более ГОСТ Р ЕН 237, ГОСТ Р Отсутствие 16 № п/п Наименование стадии процесса, анализируемый продукт Место отбора пробы место установки средств измерений) Контролируемые показатели Методы контроля Норма Частота контроля Плотность при 15 0 С, кг/м 3 ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ИСО 3675 725,0-780, 0 4 Концентрация серы, мг/кг, не более ГОСТ Р 52660, ГОСТ Р ЕН ИСО 20846, ЕН ИСО 20884 10 5 Устойчивость к окислению, мин, не менее ЕН ИСО 7536 360 6 Концентрация смол, промытых растворителем, мг/100см 3 бензина, не более ГОСТ 1567 5,0 7 Коррозия медной пластинки (ч при 50 С, единицы по шкале ГОСТ Класс 1 8 Внешний вид Визуальная проверка Чистый прозрачный Объемная доля углеводородов, % не более -олефиновых -ароматических ГОСТ Р 52714 18,0 35,0 10 Объемная доля бензола, %, не более ГОСТ Р 52714, ГОСТ 29040 1,0 11 Массовая доля кислорода, %, не более ГОСТ Р ЕН 13132, ГОСТ Р 52256 2,7 12 Концентрация марганца, мг/дм 3 , не более ГОСТ Р отсутствие Концентрация железа, г/дм 3 , не более ГОСТ Р отсутствие Объемная доля оксигенатов, %, не более-метанола -этанола -изопропилового спирта -изобутилового спирта -третбутилового спирта -эфиров (Си выше) -других оксигенатов ГОСТ Р ЕН 13132, ГОСТ Р отсутствие 10 10 7 15 10 15 Объемная доля монометиланилина (N-метиланилина) , %, не более ГОСТ Р 54323 отсутствие класс испаряемо сти А СиС 1 16 Давление насыщенных паров, кПа По ГОСТ 1756, ГОСТ Р ЕН ИСО 13016-1 45, 0- 6 0,0 50,0 - 80, 0 17 № п/п Наименование стадии процесса, анализируемый продукт Место отбора пробы место установки средств измерений) Контролируемые показатели Методы контроля Норма Частота контроля Фракционный состав: Объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре 70 СИ С (И100) По ГОСТ 2177 метод А) ASTM D 86, EN ИСО 3405 20 48 46 71 22-5 0 46-7 1 150 СИ, не менее Конец кипения, Сне выше Остаток в колбе, % (по объему, не более 75 215 2 75 215 2 18 Максимальный индекс паровой пробки ИПП= 10ДНП+7(И70) Не норм С 105 Сне норм 3 Топливо дизельное ЕВРО ГОСТ Резервуары Цетановое число, не менее ГОСТ Р 52709, ГОСТ 3122, ЕН ИСО 5165 51,0 По наполнению, после х часового отстоя и дренажа воды или потребован ию 2 Цетановый индекс, не менее ЕН ИСО 4264 46,0 3 Плотность при 15 0 С кг/м 3 ГОСТ Р ГОСТ Р ИСО 3675, ЕН ИСО 12185 820,0-845, 0 4 Полициклические ароматические углеводороды, % (по массе, не более ГОСТ Р ЕН 12916 8 5 Содержание серы, мг/кг, не более ГОСТ Р ЕН ИСО 20846, ЕН ИСО 20847, ЕН ИСО 20884, ГОСТ Р 10 6 Температура вспышки в закрытом тигле, Свыше ГОСТ Р ЕН 2719, ГОСТ 6356 55 7 Коксуемость 10%-ного остатка разгонки, % (по массе, не более ЕН ИСО 10370, ГОСТ 19932 0,3 8 Зольность, % (по массе, не более ЕН ИСО 6245, ГОСТ 1461 0,01 9 Содержание воды, мг/кг, не более ЕН ИСО 12937 200 10 Общее загрязнение, мг/кг, не более ЕН 12662 24 11 Коррозия медной пластинки (ч при 50 0 С) ЕН ИСО 2160, ASTM D130, ГОСТ класс 1 12 Окислительная стабильность общее количество осадка, гм, не более ГОСТ Р ЕН ИСО 12205 25 13 Смазывающая способность скорректированный диаметр пятна износа при 60 0 С, мкм, не более ГОСТ Р ИСО 12156-1 460 18 № п/п Наименование стадии процесса, анализируемый продукт Место отбора пробы место установки средств измерений) Контролируемые показатели Методы контроля Норма Частота контроля Кинематическая вязкость при 400 С, мм 2 /с ЕН ИСО 3104, ГОСТ 33 2,00-4,50 15 Фракционный состав при температуре 250 о С, % по объему, менее при температуре 350 о С, % по объему, не менее ГОСТ 2177 метод А, ГОСТ Р ЕН ИСО 3405 65 85 - 95-% (по объему, перегоняется при температуре оС , не выше 360 16 Предельная температура фильтруемости, о С, не выше сорт D сорт F ГОСТ 22254, ЕН 116 минус 10 минус 20 1.6 Контроль технологического процесса с использованием средств автоматизации Данные о контроле технологического процесса представлены в таблице 1.5. Таблица 1.5 -Перечень блокировок и сигнализации №п/ п Наименование оборудования, номер позиции на схеме Наименование параметра, номер позиции средства измерения на схеме Критическое значение параметра Предаварийная сигнализация, уровень параметра Блокировка, уровень параметра Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию минимальный максимальный минимальный максимальный Резервуарные парки титул 3, 3/1 1 Резервуары Р-1…Р-11 Предупредительная сигнализация верхнего и нижнего рабочих уровней бензина 8500 мм 300 мм 8000 мм 2 Резервуары Р-1…Р-11 Предаварийная сигнализация верхнего предаварийного уровня бензина 8200 мм Автоматическое закрытие задвижек На приемном трубопроводе резервуара 3 Резервуары Р-1…Р-11 Предупредительная сигнализация верхнего и нижнего рабочих уровней дизельного топлива 8500 мм 300 мм 8000 мм 19 1.7 Контроль расхода сырья, материалов, продукта, топливно- энергетических ресурсов После заполнения резервуара нефтепродуктом до взлива (согласно технологической карте) и двух часов отстоя производится определение уровня подтоварной воды при помощи водочувствительной пасты и дренирования подтоварной воды (по мере необходимости) через сифонный кран в промышленную канализацию и далее на очистные сооружения. После дренирования подтоварной воды производится измерение уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулеткой Р УЗГ (НЗГ) м лотом ГОСТ 7502 Рулетки измерительные механические для этого а) проверяется базовая высота (высотный трафарет, сверяется с величиной, нанесенной около замерного люка. Не допускается расхождение, более чем на 0,1%; №п/ п Наименование оборудования, номер позиции на схеме Наименование параметра, номер позиции средства измерения на схеме Критическое значение параметра Предаварийная сигнализация, уровень параметра Блокировка, уровень параметра Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию минимальный максимальный минимальный максимальный Резервуары Р-1…Р-11 Предаварийная сигнализация верхнего предаварийного уровня дизельного топлива 8200 мм Автоматическое закрытие задвижек на приемном трубопроводе резервуара 5 Резервуары Р-1…Р-11 Предупредительная сигнализация повышения давления в газовом пространстве 0,2 МПа 6 Насосы Н, Н, Н Перегрев торцевых уплотнений С Отключение насосов с автоматической сигнализацией 7 Насосы Н, Н, Н Защита от сухого хода 50 мм Отключение насосов с автоматической сигнализацией 20 б) лента рулетки опускается медленно до касания лотом днища. Лента должна быть в натянутом состоянии, удары о днище и касание внутреннего оборудования не допускается в) лента рулетки поднимается вверх строго вертикального, без смещения в сторону г) отсчет по ленте рулетки производится до мм, сразу после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком. Измерение уровня нефтепродукта в резервуаре производится дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на мм, то принимается их среднее значение. Если расхождение более мм, то измерение повторяют еще дважды и берется среднее потрем наиболее близким измерениям. Отбор проб нефтепродукта на паспорт производится оператором под наблюдением лаборанта в присутствии второго оператора (дублера. При отборе пробы из резервуара лаборант ЦЗЛ-ОТК замеряет плотность и температуру нефтепродукта в соответствии с ГОСТ Р 51069 Рекомендации по метрологии. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения, ГОСТ 3900 Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. Для определения плотности нефтепродуктов используются стеклянные цилиндры и ареометры типа АН или АНТ-1 (ГОСТ 18481-81) сценой деления шкалы 0,5кг/м³. Допускается использование лабораторных цилиндров по ГОСТ 1770 вместимостью 1 дм. Отсчет по шкале ареометра производится с точностью до одного деления шкалы. Предел допустимой погрешности измерении ±0,0006 г/см³ по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069, в зависимости от спецификации ареометра. Температура измеряется термометром ртутным стеклянным лабораторным ТЛ-4 №1,2 (ТУ 25-2021.003-88), ТИН-5 (ГОСТ 400) или электронным термометром в трех точках 21 - температура точечной пробы, отобранной на уровне 250 мм ниже поверхности нефтепродукта - температура точечной пробы, отобранной на уровне середины столба нефтепродукта - температура точечной пробы, отобранной на уровне 250 мм выше днища резервуара. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его наполнения не менее 5 минут. При отборе объединенной пробы средняя температура рассчитывается по температуре точечных проб с использованием следующей методики - для вертикального резервуара tcp=(tв+3tc+tн):5 Одновременно замеряют температуру и плотность нефтепродукта и сразу после этого считывают показания плотности по шкале ареометра. Снова замеряют температуру образца. Разница между измерениями температуры не должна превышать Св противном случае процедуру измерений повторяют. Термометр погружается в продукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживается в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения. Измерение температуры в резервуарах производится с помощью стационарных датчиков температуры, при этом необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации датчиков. Данный по замеру уровняв резервуарах и объему нефтепродукта заносят в журнал замеров 06ч.00мин., 10ч.00мин., 14ч.00мин., 18ч.00мин., 22ч.00мин., 02ч.00мин. и передаются начальнику смены, мастеру по учету нефтепродуктов (при необходимости. 22 Данные по замеру, температуре и плотности нефтепродукта заносят в журнал по отгрузке на каждый вид нефтепродукта. Из градуировочной таблицы берется объем нефтепродукта, соответствующий данному уровню. Отбор пробы нефтепродукта на паспорт производится послойно товарным оператором в присутствии лаборанта ЦЗЛ-ОТК. После этого проба направляется в ЦЗЛ-ОТК на анализ с последующей выдачей справки качества. При получении справки качества на резервуар, нефтепродукт подлежит отгрузке потребителю. 1.8 Возможные неполадки технологического процесса, причины и способы их устранения Возможные инциденты, аварийные ситуации на производстве, причины их возможного возникновения и действия персонала по их устранению приведены в таблице 1.6. Таблица 1.6 – Возможные аварийные ситуации, способы их предупреждения и устранения № п/п Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации Предельно допустимые значения параметров, превышение снижение) которых может привести к аварии Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций Действия персонала по предупреждению и устранению Площадка резервуаров хранения светлых нефтепродуктов 1 Перелив резервуара Уровень выше 90 % 1. Не сработала предупредительная сигнализация и блокировка по верхнему технологическому уровню 2. Не сработала аварийная сигнализация и система ПАЗ по предельному уровню наполнения 3. Неисправность уровнемеров, задействованных в системе управления, контроля и блокировок, ПАЗ. 4. Неисправность запорной и отсечной арматуры, приводов. 5. Неудовлетворительный контроль со стороны персонала за работой оборудования и 1. Прекратить заполнение резервуара, переведя заполнение в другой резервуар. 2. Отсечь резервуар ручной арматурой от трубопровода закачки продукта. 3. Принять меры к освобождению резервуара от продукта до регламентных значений уровняв соседний резервуар методом перепуска или насосом. 4. Сообщить о неисправности диспетчеру сервисной организации и руководству объекта. 5. Усилить контроль за работой средств КИП и Аи значениями параметров технологического процесса. 23 № п/п Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации Предельно допустимые значения параметров, превышение снижение) которых может привести к аварии Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций Действия персонала по предупреждению и устранению параметрами процесса. 2 Разгерметизация резервуара, выброс продукта Снижение уровня продукта в резервуаре при закрытых задвижках трубопроводов закачки, откачки и сброса подтоварной воды на 3 % и появление сигнала о загазованности – 20 % от НКПР Старение прокладок, коррозионный износ крепежа, нарушение правил установки крепежа и прокладок - разгерметизация фланцевых, резьбовых соединений на емкости. 2. Коррозия сварных швов элементов конструкции емкости. 3. Превышение давления выше допустимых пределов 4. Неисправность ПК Неудовлетворительный контроль со стороны персонала за работой оборудования и параметрами процесса 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению емкости от всех коммуникаций, к освобождению от продукта в аварийную емкость 3 Разгерметизация фланцевого соединения трубопровода, разрыв трубопровода в парке, насосной 1. Давление в трубопроводах выше 2,2 кг/см 2 2. Гидравлический удар 1. Старение прокладок, коррозионный износ крепежа, нарушение правил установки крепежа и прокладок. 2. Коррозия сварных швов элементов конструкции трубопровода. 3. Неисправность ПК. 4. Нарушение технологического режима, правил безопасной эксплуатации оборудования, пуска, остановки приведшее к гидравлическому удару. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного трубопровода от емкостного оборудования и других коммуникаций, к освобождению от продукта через дренажные и продувочные трубопроводы 4 Пожар 1. Наличие открытого источника пламени. 2. Разгерметизация технологического оборудования, выброс продукта. 3. Неисправность электропроводки. Неисправность молниезащиты и защиты от статического электричества. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного оборудования. 4. Включить систему орошения резервуаров, приступить к тушению пожара стационарными и первичными средствами пожаротушения. Технологическая насосная станция 1 Электродвигатель не включается в работу 1. Срабатывание электрических защит. 2. Повреждение кабеля или нарушение соединения с электродвигателем. 3. Срабатывание защит по КИП Неисправность электрического оборудования, 1. Перейти на резервное насосное оборудование. 2. Сообщить электрикам, прибористам, руководству нефтебазы. 3. Определить причину срабатывания защити устранить ее. 24 № п/п Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации Предельно допустимые значения параметров, превышение снижение) которых может привести к аварии Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций Действия персонала по предупреждению и устранению оборудования КИП по обеспечению двигателя насоса электроэнергией. 4. Устранить повреждение кабеля. 2 Насос не подает жидкость 1. Недостаточное заполнение жидкостью и наличие газовой фазы в корпусе насоса и трубопроводах линии всасывания. 2. Неправильное направление вращение вала. 3 Недостаточный положительный напор на линии всасывания насоса. 4. Несоблюдение персоналом инструкции по правилам пуска, эксплуатации насосов. 1. Сбросить газовую фазу через трубопроводы продувки насосов до проскока жидкой фазы, произведя полное заполнение насоса. 2. Сообщить электрикам нефтебазы и совместно обеспечить требуемое направление вращения электродвигателя. 3. Проверить параметры технологического процесса, положение запорной арматуры на трубопроводе линии всасывания. 3 Насос не создает требуемого напора и производительности. Износ уплотняющих колец, повреждение лопаток рабочего колеса, изменение величины зазоров в корпусе насоса. 2. Частично забиты каналы рабочего колеса или корпуса. 3. Недостаточный положительный напор на линии всасывания насоса. 1. При необходимости перейти на резервное насосное оборудование. 2. Сообщить руководству объекта для оперативной организации ремонта насоса. 3. Проверить параметры технологического процесса, положение запорной арматуры на трубопроводе линии всасывания. 4 Насос потребляет большую мощность 1. Механическое повреждение деталей электродвигателя или насоса. 2. Напор меньше, а подача больше значений, предусмотренных техническими характеристиками насоса. 1. Совместно с электриками предприятия обеспечить оптимальное соотношение производительности насоса и величины потребляемой мощности тока. 2. При необходимости перейти на резервное насосное оборудование. 3. Сообщить руководству предприятия для оперативной организации ремонта насоса 5 Вибрация и шум при работе 1. Явление кавитации 2. Нарушений центровки валов насоса и электродвигателя 3. Износ подшипников, прогиб вала, повреждение вращающихся деталей. 4. Недостаточная затяжка фундаментных болтов, болтов крепления насоса и электродвигателя к фундаментной плите. 5. Подача насоса ниже минимально-допустимой, те. ниже 10% оптимальной подачи 1. Уменьшить производительность насоса задвижкой на напорном трубопроводе. 2. Перейти на резервное насосное оборудование. 3. Сообщить руководству предприятия для оперативной организации работ по центровке насосного агрегата. 4. Увеличить производительность насоса 6 Чрезмерный нагрев или резкое 80 о С 1. Разрушение подшипника. Увеличение осевого усилия вследствие неравномерного 1. Перейти на резервное насосное оборудование. Сообщить руководству предприя- 25 № п/п Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации Предельно допустимые значения параметров, превышение снижение) которых может привести к аварии Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций Действия персонала по предупреждению и устранению увеличение скорости нагрева подшипников износа уплотнительных колец или возросшего давления на всасывании. Чрезмерная затяжка радиально-упорных шарикоподшипников. 2. Недостаточное количество масла. 3. Сорт масла не соответствует рекомендуемому. 4. Наличие в масле воды или грязи. 5. Отсутствие охлаждения. 6. Неудовлетворительный контроль со стороны персонала за работой оборудования и параметрами процесса. тия для оперативной организации ремонта насоса 2. Проверить уровень масла, поддерживаемый масленкой. Долить требуемое количество масла. 3. Залить требуемый сорт масла. 4. Слить масло, промыть картер и залить свежее масло. 5. Проверить работу системы охлаждения. 7 Пожар 1. Наличие открытого источника пламени. 2. Разгерметизация технологического оборудования, выброс продукта 3. Неисправность электропроводки. 4. Неисправность молниезащиты и защиты от статического электричества. 5. Искрение обмотки электродвигателя. 6. Нарушение взрывозащиты электрооборудования. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного оборудования. 4. Включить систему паротушения в насосной, приступить к тушению пожара первичными средствами пожаротушения. Пункт налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны 1 Перелив автоцистерны % (об. Не сработала автоматизированная система управления и регулирования наливными операциями. 2. Неисправность запорных устройств, приводов. 3. Неисправность уровнемера автоцистерны или контрольной арматуры. 4. Неудовлетворительный контроль со стороны персонала за параметрами процесса при наливе. 1. Прекратить налив. 2. Перепустить избыток продукта в другую, рядом наливаемую автоцистерну. 3. Сбросить избыток продукта в аварийную емкость. 2 Разгерметизация фланцевого соединения, разрыв трубопровода наливных устройств 1. Давление в трубопроводах выше 2,2 кгс/см 2 2. Гидравлический удар 1. Старение прокладок, коррозионный износ крепежа, нарушение правил установки крепежа и прокладок. 2. Коррозия сварных швов элементов конструкции трубопроводов 3. Неисправность ПК. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного трубопровода от автоцистерны и других коммуникаций, к освобождению 26 № п/п Возможные производственные инциденты, аварийные ситуации Предельно допустимые значения параметров, превышение снижение) которых может привести к аварии Причины возникновения производственных неполадок, аварийных ситуаций Действия персонала по предупреждению и устранению 4. Нарушение технологического режима, правил безопасной эксплуатации оборудования, пуска, остановки приведшее к гидравлическому удару. от продукта через дренажные и продувочные трубопроводы. 3 Разгерметизация автоцистерны с нефтепродуктом. Коррозия сварных швов элементов конструкции автоцистерны 2. Нарушение технологического режима, правил безопасной эксплуатации оборудования автоцистерны. 3. Неудовлетворительный контроль со стороны персонала за техническим состоянием автоцистерны. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к по освобождению автоцистерны от нефтепродукта. 4. Вывести автоцистерну из зоны разлива буксировкой другой машиной. 4 Срабатывание сигнализаторов довзрывной концентрации Концентрация ЖМТ выше 20 % от НКПР 1. Разрыв наливного шланга. 2. Разгерметизация элементов цистерны автоцистерны. 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного участка, автоцистерны от всех коммуникаций, к освобождению от продукта через дренажные и продувочные трубопроводы. 5 Пожар 1. Наличие открытого источника пламени. 2. Разгерметизация технологического оборудования, бака автоцистерны, выброс продукта. 3. Неисправность электропроводки. 4. Неисправность молниезащиты и защиты от статического электричества 1. Сообщить диспетчеру нефтебазы. 2. Приступить к локализации аварийной ситуации согласно ПЛАС. 3. Принять меры к отсечению аварийного оборудования, к сбросу давления. 4. Приступить к тушению пожара стационарными и первичными средствами пожаротушения. |