Ответы по курсу эксплуатация РВС. Ответы по курсу эксплуатация РВС. Кзаменационные вопросы
 Скачать 0.57 Mb.
|
Ремонтная документация.Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации. Ремонтная документация это документация аналогичная исполнительной, которая составляется Подрядчиком (ремонтной организацией) либо специальным подразделением Общества на все виды текущего и капитального ремонта. Для выполнения капитального ремонта РВС составляется дефектная ведомость, на основании которой проектным институтом разрабатывается ПСД. Для выполнения текущего ремонта руководством цеха составляются мероприятия по выполнению текущего ремонта, которые утверждает главный инженер управления. Назначение и конструкция установки пеногенераторов.  Генератор пены средней кратности стационарный типа ГПСС (в дальнейшем «генератор») предназначен к применению в стационарных установках пенного пожаротушения резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. На рис. 1 показано устройство генератора типа ГПСС. В корпусе 1 генератора расположены его основные составные части: распылитель 2 кассета 3. В нижней части корпуса 1 имеется воздухозаборное отверстие, закрытой защитной сеткой 4. С боковых сторон корпус 1 генератора закрыт крышками 5, которые закреплены отогнутыми пластинами 6. Входное отверстие генератора расположено на фланце 7, к которому присоединяется растворопровод стационарной системы пожаротушения. Установка и крепление генератора на резервуаре осуществляется с помощью монтажного фланца 8, на котором имеется входное отверстие, закрываемое крышкой 9. Крышка 9 установлена на шарнире 10. Перед распылителем 2 расположена заслонка 11, являющаяся одним из пчел двуплечного рычага, установленного в корпусе 1 на ширине 12. Другой конец этого рычага соединен шарниром 13 с вилкой 14. Кроме того, двуплечий рычаг канатом 15 соединен с ручкой 16 ручного привода. Своим свободным концом вилка 14 установлена на упор 17, закрепленный в корпусе 1 болтом 18. Тяга 19 приспособлена своими концами к крышке 9 и шпильке 20. Крышка 9 притянута к корме выходного отверстия генератора тягой 19 за счет усилия, создаваемого вращением гайки 21 по резьбе шпильки 20. При этом гайка 21 своей торцевой поверхностью упирается в вилку 14. Положение гайки 21 соответствующее необходимому усилию герметизации стыка крышки 9 и кромки выгодного отверстия генератора фиксируется на шпильке 20 контргайкой 22. У шпильке 20 к тяге 19 присоединен ограничитель 23 угла открывания крышки 9. Второй конец ограничителя 23 закреплен болтом 24. Для предохранения рычажной системы генератора от поломок вилка 14 закрепляется (только на период гранспортирования) проволокой 25. Описанное исходное положение рычажной системы и крышки 9 соответствует дежурному режиму работы установленного на резервуаре генератора. Для использования генератора в рабочем режиме (при пожаротушении) раствор пенообразователя под давлением подается генератор. Давлением струи из распылителя 2 заслонка 11 поворачивается вокруг оси шарнира 12 и снимает вилку 14 с упора 17. Под давлением исходного натяжения тяги 19 и поворота заслонки 11 вилка 14 поворачивается вокруг оси шарнира 13 и выходит из зацепления с гайкой 21. При этом натяжение тяги 19 исчезает и под действием струи раствора пенообразователя крышка 9 поворачивается вокруг оси шарнира 10 на угол около 90 градусов и открывает выходное отверстие генератора. Распылитель 2 формирует струю раствора пенообразователя в виде факела, падающего на поверхность кассеты 3. Сетчатая поверхность кассеты 3 способствует образованию множества пузырьков за счет инжекции воздуха через заборное отверстие в нижней части корпуса генератора. Создаваемая таким образом пена направляется в газовоздушное пространство резервуара для тушения пожара. Чистка резервуаров, в которых хранилась сернистая нефть При зачистке резервуара из-под сернистого нефтепродукта остатки продуктов коррозии во избежание самовоспламенения сернистых соединений (пирофорное железо) должны поддерживаться во влажном состоянии до полного их удаления из резервуара. Способы чистки резервуаров, применяемые механизированные средства. Сроки чистки. Резервуары согласно ГОСТ 1510—84 должны подвергаться периодическим зачисткам; не менее двух раз в год — для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов; 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 других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов. Резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования. При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения. Резервуары зачищают также при необходимости: смены сорта нефтепродуктов; освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды; очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии. Правила подогрева сырой нефти в резервуарах. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 363 К (90 °С) и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов не менее чем на 15 °С. Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала по пароподогреву нефтепродуктов приведены в прил. 6 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Подогрев вязких нефтепродуктов ведется до достижения температуры, при которой обеспечиваются максимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива (налива), температуры нефтепродукта и окружающей среды, от свойств нефтепродукта и др. Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; рекомендуется пользоваться Методикой по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР и Правилами технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 42, 39). Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые, циркуляционного подогрева; паровые, электрические и другие. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока). Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т. 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. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020—76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39). Контроль воздушной среды, методы контроля. Резервуарные парки хранения нефти и нефтепродуктов должны оснащаться датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК), срабатывающими при достижении концентрации паров нефтепродукта 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР). Число и порядок размещения датчиков сигнализаторов ДВК должны определяться видом хранящихся продуктов (ЛВЖ, ГЖ), условиями их хранения, объемом единичных емкостей резервуаров и порядком их размещения в составе склада (парка). Датчики ДВК должны устанавливаться по периметру обвалования складов (парков) с внутренней стороны на высоте 1,0-1,5 м от планировочной отметки поверхности земли. Расстояние между датчиками сигнализаторов не должно превышать 20 м при условии радиуса действия датчика не более 10 м. При смежном расположении групп емкостей и резервуаров или отдельных резервуаров в собственном обваловании (ограждении) установка датчиков сигнализаторов по смежному (общему для двух групп) обвалованию (ограждению) не требуется. Так же проводятся ручные замеры переносными газосигнализаторами, места и периодичность замеров определяется схемой проведения замеров и графиком, утвержденным главным инженером предприятия. Правила наполнения (опорожнения) резервуара. Производительность наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать пропускной способности клапанов и вентиляционных патрубков. Максимальная производительность наполнения - опорожнения каждого РВС должна быть указана в технологической карте РВС. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения конца приёмо-раздаточного патрубка. Нефтепродукты в резервуар должны поступать ниже уровня находящегося в нём остатка нефтепродукта. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струёй не допускается. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку. 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. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии. Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавным. При наличии электроприводных задвижек должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки. Одновременные операции с задвижками во время перекачки по отключению действующего РВС и включению нового резервуара ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Действующий резервуар должен быть выведен из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара. При заполнении последнего метра высоты резервуара, не оборудованного ограничителем налива, промежутки между измерениями уровня должны быть такими, чтобы исключить перелив резервуара. При измерении уровня пластовой воды в резервуаре рулеткой с лотом необходимо: Измерения выполнять в установленной постоянной точке; Проверить правильность погружения рулетки по высотному трафарету. Порядок осмотра и эксплуатации дыхательных клапанов. Дыхательная арматура установленная на крыше резервуара должна соответствовать избыточному проектному давлению, вакууму. Резервуары, в которые при отрицательной температуре окружающего воздуха поступают нефть, вода с температурой выше 0°С, оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана, что может препятствовать нормальному подъёму тарелок клапана и уменьшать их пропускную способность. Сроки между осмотрами устанавливаются в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации. В осенне-зимний период огнепреградитель установленный на дыхательных клапанах снимается и вместо него устанавливается проставка. Особенности эксплуатации предохранительного клапана. В предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре; Подготовка резервуаров к ремонту. Ремонт резервуаров с огневыми работами разрешается проводить только после полной очистки резервуара от остатков нефтепродуктов, дегазации его, при обеспечении пожарной безопасности рядом расположенных резервуаров (освобождение от нефти и нефтепродуктов соседних резервуаров с надежной герметизацией их, уборка разлитого продукта с засыпкой песком замазученных мест, надежная герметизация канализации, отглушение всех коммуникаций и т. п.) и наличии письменного разрешения главного инженера предприятия, согласованного с пожарной охраной. Очистку резервуаров от остатков нефтепродуктов должны выполнять рабочие, прошедшие медицинское освидетельствование, в установленном порядке под руководством инженерно-технических работников. Ответственный за подготовку должен руководствоваться специально разработанными инструкциями по очистке и дегазации резервуара, утвержденными главным инженером. Концентрацию паров углеводородов внутри резервуара, освобожденного от жидкого продукта, следует снизить до значения, меньшего нижнего предела взрываемости, используя систему естественной и принудительной вентиляции. Для осуществления естественной вентиляции открывают люки на крыше и в нижних поясах стенки. При этом более тяжелые по отношению к воздуху углеводороды выходят из резервуара через нижние люки, а атмосферный воздух поступает внутрь резервуара через верхние люки. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах. Для принудительной вентиляции используются вентиляторы, работающие на приток или вытяжку. Во избежание образования искры необходимо применять вентиляторы и двигатели взрывобезопасного исполнения. Подача вентилятора должна обеспечивать не менее чем 10-кратный обмен воздуха в час. Наличие паров углеводородов в резервуаре определяется газоанализаторами типа ПГФ2М1-ИЗГ, УГ-2, ГБ-3 и другими по методикам, прилагаемым к приборам. Допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 0,3 мг/л, а в резервуарах из-под бензина — 0,1 мг/л. Наилучший способ очистки резервуаров большого объема от тяжелых остатков отложений, которые могут содержать значительные количества легких углеводородов и создавать реальную угрозу взрыва и пожара, — промывка их моющими растворами типа МЛ, подаваемыми специальными моечными машинками струями под напором 0,8—1,2 МПа. Одновременно с промывкой резервуара от тяжелых остатков происходит и его дегазация. Моечная машинка должна надежно заземляться, а струи очищающей жидкости для уменьшения силы удара и разбрызгивания нужно направлять под небольшим углом к поверхности. Если на днище резервуара остается часть продукта, то резервуар необходимо заполнить водой выше уровня задвижки и всплывший продукт откачать. Пропарку резервуаров небольшого объема следует вести при одном открытом верхнем люке. Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается температура около 60—70 °С. Пар следует направлять через нижний люк по шлангу, выходное отверстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру последнего. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы заземляют для отвода зарядов статического электричества. Наконечники шлангов изготовляют из цветного металла. При наличии плавающего металлического понтона верхнее и нижнее пространства под ним и над ним пропаривают отдельно. Резервуар с понтоном из синтетических материалов освобождают от паров нефтепродуктов, заполняя его водой. Пробы воздуха для анализа из резервуара с плавающими крышами (понтонами) отбирают из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и верхней части над крышей (понтоном). Очистка резервуаров от остатков сернистых нефтепродуктов с пирофорными осадками проводится в соответствии с инструкцией по борьбе с пирофорными соединениями при эксплуатации и ремонте нефтезаводского оборудования. Перед началом работ по очистке, осмотру и ремонту рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ. Рабочие, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются. Без оформленного наряда-допуска на производство работ и разрешения начальника цеха приступать к очистке, осмотру и ремонтным работам не разрешается. Рабочие, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по очистке рабочие обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиннее 10 м требуется применять противогазы с принудительной подачей воздуха. Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре, и записывается в наряде-допуске. Этот срок не должен превышать 30 мин с последующим отдыхом не менее 15 мин. Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха. Рабочие, находящиеся внутри и снаружи резервуара, должны следить, чтобы шланг не имел изломов и крутых изгибов. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего рабочего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии рабочего, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу. Наблюдающий рабочий обеспечивается спецодеждой и защитными средствами, как и работающий внутри резервуара. Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему. Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего рабочего не должны проводиться. Ответственный за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом, контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие рабочих. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только омедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т. п. Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него. Зачищенный резервуар подлежит сдаче специально назначенной комиссии для последующего выполнения ремонтных работ с оформлением соответствующего акта. Ремонт выполняют в соответствии с требованиями настоящего Руководства. В каждом конкретном случае необходимо выбрать и уточнить метод ремонта дефектного места. Выбранный метод ремонта должен быть утвержден главным инженером (директором) предприятия, эксплуатирующего резервуары. Текущий, средний и капитальный ремонты резервуаров. Руководство предусматривает работы, выполняемые при ремонтах: а) текущем — работы осуществляются без освобождения резервуара от нефти и нефтепродуктов (ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара, и т. п.); б) среднем — работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности (установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов, ремонт или замена оборудования); в) капитальном — работы, предусмотренные средним ремонтом, и работы по частичной или полной замене дефектных частей стенки, днища, покрытия, плавающей крыши (понтона) и оборудования. Ремонты проводят по графикам, периодичность которых не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров. Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации в соответствии с результатами технических обследований резервуаров. Обязанности оператора в случае обнаружения аварии или пожара. В случае возникновения аварийных ситуаций (разгерметизация резервуара, выход из строя оборудования, перелив резервуара, возгорание и т.п.) первый заметивший из обслуживающего персонала обязан немедленно сообщить мастеру, руководству цеха и приступить к ликвидации аварии. Во время аварийной ситуации работник обязан действовать согласно ПЛА, быстро и правильно оказывать первую доврачебную помощь. Требования к содержанию технологического оборудования и территории резервуарного парка. Резервуары или группы резервуаров должны быть ограждены сплошным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.Объем обвалования должен быть больше объема наибольшего резервуара в группе. Площадь обвалования (геометрические размеры, высота насыпи) определяется в зависимости объема РВС, площади и высоты основания под РВС методом расчета:Vк = 1,15х(Vр +Vосн. ), гдеVк – объем каре;Vр – объем РВС;Vосн – объем основания (фундамента) РВСПоперечное сечение каре задается требованиями СНиП в зависимости от качества грунта (глина, суглинок, супесь, песок), его плотности и т.д. Ширина земляного вала по верху 0,5м и высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости. Расстояние от стенок резервуара до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен должно быть не менее 6 метров.В случае нарушения обвалования в связи с работами по прокладке или ремонту коммуникаций по окончании этих работ оно должно быть немедленно восстановлено.Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефти должны быть стальными.Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах разрешается устраивать временные переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство таких переездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано с местными органами государственного пожарного надзора.С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды:в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации;атмосферную, образующуюся в период дождей и таяния снега;используемую на охлаждение резервуаров во время пожаров.после испытания систем орошения, охлажденияС этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев.Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители, и после отстаивания направляются по сети производственной или производственно-дождевой канализации.Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые колодцы, устанавливаемые на территории резервуарного парка, следует оборудовать запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки — «закрытое». Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарных парках, должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой.В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую прочистку не реже двух раз в год.Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям, ПУЭ раздел 7. Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть устроены лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров.Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах устраиваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м.Места переходов через трубопроводы должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения переходного мостика трубопровода более 0,75 м.Траншеи, прорытые при прокладке или ремонте трубопроводов внутри обвалования и через обвалование, по окончании этих работ должны быть немедленно засыпаны, а обвалование восстановлено. При длительных перерывах в работе (выходные, праздничные дни) должно быть устроено временное обвалование.3апрещается уменьшать высоту обвалования, установленную проектом. Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, которые не соединены с резервуарами. По периметру и внутри резервуарных парков должны быть вывешены знаки безопасности, и определяющие противопожарный режим на их территории (запрещение разведения открытого огня, ограничение проезда автотранспорта и др.) Территория резервуарного парка в темное время суток должна быть освещена в соответствии с нормами освещенности. Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы на мачтах, расположенных за обвалованием. В качестве аварийного освещения используются фонари взрывозащищённого исполнения, включение и выключение фонаря производится за территорией резервуарного парка. 3апрещается складирование горючих материалов на территории резервуаров. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. В ночное время такие ямы и траншеи должны быть ограждены. Выбранный грунт должен быть удален в специально отведенное место. Территория резервуарного парка должна быть спланирована и очищена от мусора в летний период времени и снега в зимний период времени. В летнее время трава должна быть скошена и вывезена в сыром виде с территории резервуарного парка. Мест разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли глубиной, превышающей на 1-2 см проникновение в грунт нефтепродукта. Сточные воды, образующиеся при периодической зачистке резервуаров в процессе их эксплуатации, не допускается сбрасывать в сеть производственно-ливневой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственно-ливневой канализации на очистные сооружения. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-ливневой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Частичное и полное обследование резервуаров. Объем работ и сроки проведения. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Сроки проведения частичного и полного обследования представлены.Сроки проведения обследования резервуаров (в соответствии с требованиями РД 08–95-95)
Частичное обследование включает:Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар; Ознакомлении с журналом текущего обслуживания. Особое внимание должно быть обращено на объемы и методы выполнения ремонтов и исправления дефектов, выявленных в период эксплуатации. Анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара. Составление программы обследования (технического диагностирования). Натурное обследование резервуара: -визуальный осмотр всех конструкций с наружной стороны; -измерение толщины поясов стенки, выступающих окрайков днища и настила кровли; -измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища; -проверка состояния основания и отмостки. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения. Полное обследование включает в себя следующие этапы:Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара. Составление программы обследования. Натуральное обследование резервуара: визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон; измерение толщины поясов стенки, кровли, днища; контроль сварных соединений неразрушающими методами; механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений; химический анализ металла при необходимости; измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища; проверка состояния основания и отмостки. Необходимость и объем работ по проведению контроля ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, устанавливается по результатам визуального осмотра. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют предприятия имеющее соответствующее разрешение.На основании результатов обследования составляется годовой график планово-предупредительного (капитального) ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка.Обслуживание запорных устройств. Правила приема и сдачи нефти. Правила отбора проб нефти на анализ. Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч и удаляют отстой воды и загрязнений. Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны. Отбор проб из вертикальных резервуаров Для отбора объединенной пробы нефти и нефтепродуктов в один прием применяют стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196 или с перфорированной заборной трубкой (см. черт. 1). За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, а при отборе пробы нефтепродукта — уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. Точечные пробы нефти или нефтепродукта из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным или переносным пробоотборником с трех уровней: верхнего — на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; среднего — с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; нижнего: для нефти — нижний срез приемо-раздаточного патрубка по внутреннему диаметру, для нефтепродукта — на 250 мм выше днища резервуара. Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1. По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта, при этом точечные пробы верхнего и нижнего уровней отбирают по п. 2.3.2. За начало отсчета первой 1000 мм принимают поверхность нефтепродукта. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб. 2.3.4. Точечные пробы при высоте уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней по п. 2.3.2. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней. При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п. 2.3.2. Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается. Замерный люк должен быть расположен на расстоянии не более 0,5 м от края площадки. Замерный люк на резервуарах должен быть снабжен герметичной крышкой с педалью для открывания ногой. Крышки должны иметь прокладки из материалов, не дающих искр (медь, свинец, резина и др.). При открывании замерного люка, замере уровня, отборе проб, а также при дренировании резервуаров следует становиться с наветренной стороны. Запрещается заглядывать в открытый замерный люк. Во избежание искрообразования при замерах стальной лентой отверстие замерного люка по внутреннему периметру должно иметь кольцо из материала, не дающего искр при движении замерной ленты. Лот мерной ленты для замера уровня должен быть изготовлен из металла, не дающего искр. После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка следует закрывать осторожно, не допуская падения крышки и удара ее о горловину люка. Оборудование для контроля уровня нефти и нефтепродуктов. Измерители уровня (уровнемеры) жидкости предназначены для контроля заполнения и опорожнения резервуара, для измерения уровня нефти и нефтепродуктов (раздела фаз) и передачи показаний на диспетчерский пункт. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение (включение) насосного оборудования, что должно быть указано в техническом задании на проектирование и проекте. Установленное оборудование КИП и А, должно быть пожаровзрыво-безопасным, отвечать требованиям ПУЭ. Все установленное оборудование и приборы контроля должны быть сертифицированы. Способы учета нефти, используемые аппаратура и приборы Резервуарный учет нефти производится с помощью градуировочных таблиц РВС. Учет нефти производится на основе информации, полученной посредством применения измерительных средств и устройств, определяющих количество и показатели качества нефти. Масса (объем) брутто нефти измеряется с применением измерительных средств. Масса балласта (воды, солей, механических примесей) измеряется с применением измерительных средств (влагомеров) и/или лабораторных анализов. Масса нетто нефти определяется как разность измеренных количеств массы брутто нефти и массы балласта. В зависимости от количества балласта нефть подразделяется на сырую и товарную. В сырой нефти показатели, характеризующие содержание балласта, превышают нормы, установленные ГОСТ Р 51858. В товарной нефти показатели содержания балласта не превышают нормы, установленные действующими нормативными документами. Кроме того, в количество товарной нефти не включаются изменение величины "мертвых" (немобильных) и технологических остатков нефти, фактические потери нефти. Опасные свойства нефти и нефтяных паров. Нефть и её пары обладают целым рядом особенностей, которые существенным образом влияют на организацию нефтескладского хозяйства. Главные их них: огнеопасность, взрывоопасность, способность электризоваться при движении высокая испаряемость и токсичность. Средства пожаротушения в резервуарных парках, способы приведения их в действие. Технические средства для обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями нормативных документов подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров и автоматические установки пожарной сигнализации. Системы охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями ВНТП 3-85 «Нормы проектирования объектов сбора, транспорта подготовки нефти и воды», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов». Противопожарные нормы». Системы охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения, смонтированного в виде двух полуколец со съемными заглушками на концах для промывки трубопроводов. На трубопроводах под углом 40-60 0 по отношению к стенке резервуара выполняются отверстия шагом 200мм и диаметром 5мм. Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах. Трубопроводы должны иметь уклон или оборудованы дренажными вентилями. На кровле РВС устанавливаются пожарные извещатели тип, количество пожарных извещателей на РВС определяется согласно требований действующих норм и правил пожарной безопасности. В случае возникновения пожара на РВС сигнал поступает на пульт управления. Срабатывает система автоматического тушения пожара, если объект оборудован таковой. В противном случае персонал действует в соответствии с ПЛА. По периметру обвалования РВС возле переходных мостиков должны быть установлены ручные пожарные извещатели. Технические решения по оборудованию резервуаров устройствами для подачи пены низкой кратности под слой горючей жидкости – «Система подслойного пожаротушения». Системы подслойного пожаротушения предназначена для тушения пожаров на резервуарах со стационарной крышей без понтона, заполненных нефтью и нефтесодержащей жидкостью. Принцип работы системы подслойного пенотушения заключается в подаче пены низкой кратности на основе фторорганических соединений непосредственно в горючий слой жидкости через самостоятельные вводы, находящиеся в нижней части РВС. Принимать в эксплуатацию и эксплуатировать систему подслойного пенотушения необходимо в соответствии с требованиями ПСД. |