Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Скачать 3.97 Mb.

Название	Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
страница	5/30
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 30

1.10. Производственные операции
1.10.1. Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников администрацией предприятия должны быть разработаны инструкции, определяющие круг служебных обязанностей работников, порядок проведения основных эксплуатационных операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.
1.10.2. На трубопроводы нефтебаз, наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.
Каждый трубопровод должен иметь определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.
Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы, а там, где их нет, - главным инженером управления или заместителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной или у руководства).
1.10.3. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях без ведома главного инженера управления или заместителя председателя Госкомнефтепродукта союзной республики запрещается.
1.10.4. При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.
1.10.5. При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать #M12293 0 901711462 238241068 247265662 4291540385 3918392535 2960271974 3085012060 4294967268 251105619ГОСТ 1510-84#S (часть II, прил.1, п.3). Резервуары с понтонами целесообразно использовать только для хранения нефтей и бензинов.
1.10.6. 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.
1.10.7. 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.
1.10.8. 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.
1.10.9. 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 #M12293 0 1200028615 584910322 3760232121 1645840020 941921431 16008157 77215380 142407741 2410413385Правилами технической эксплуатации нефтебаз#S (прил.1, пп.42, 39)
По одному трубопроводу, при обеспечении опорожнения, допускается перекачка нефтепродуктов, входящих в состав одной из нижеследующих групп:
Топливо:
1-я группа - автомобильные бензины неэтилированные;
2-я группа - керосин осветительный, топлива для быстроходных дизелей, топливо дизельное;
3-я группа - топливо моторное для средне- и малооборотных дизелей, топливо нефтяное (мазут);
4-я группа - топливо для реактивных двигателей;
5-я группа - бензины авиационные этилированные;
6-я группа - бензин авиационный неэтилированный;
7-я группа - автомобильные бензины этилированные.
Масла:
1-я группа - авиационные и для турбореактивных двигателей;
2-я группа - турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин, конденсаторные, МТ, МК-6, МК-8, трансформаторные и МС-6, МС-8, МС-8п, МК-8п;
3-я группа - веретенные АУ, АУп;
4-я группа - трансмиссионные, цилиндровые;
5-я группа - автомобильные, автотракторные, индустриальные, компрессорные, судовые, моторное для высокоскоростных механизмов;
6-я группа - осевые;
7-я группа - дизельные.
1.10.10. Максимальная температура нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.
1.10.11. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей.
При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.
С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.
В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.
1.10.12. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:
поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);
проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;
не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.
1.10.13. Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:
обеспечить полную герметизацию кровли;
осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;
максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.
1.10.14. Эксплуатация газоуравнительной системы, дыхательной арматуры должна осуществляться в соответствии с требованиями раздела 7.1 #M12293 0 1200028615 584910322 3760232121 1645840020 941921431 16008157 77215380 142407741 2410413385Правил технической эксплуатации нефтебаз#S (часть II, прил.1, п.39).
1.10.15. Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо:
поддерживать полную герметизацию системы;
регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;
систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;
утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.
1.10.16. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.
При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
1.10.17. При наполнении (опорожнении) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.
1.10.18. Технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
1.10.19. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.
1.10.20. Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки следует плавно, без применения рычагов и усилителей.
При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны заноситься в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала приведены в прил.5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
1.10.21. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.
1.10.22. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть у заполненного и убедиться, что нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.
Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.
1.10.23. Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.
1.10.24. При наличии в резервуаре подъемной трубы ее конец по окончании каждой операции (по наполнению или опорожнению резервуара) должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки.
1.10.25. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта.
1.10.26. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов, пены, пенокамер, а также температурного расширения жидкости при нагревании.
1.10.27. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя оперативные осмотры или измерения уровня нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня должны проводиться через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.
1.10.28. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств ("Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол"), сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами и допущенными в обращение в установленном порядке. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.
1.10.29. Учетно-расчетные операции с нефтепродуктами проводятся согласно #M12291 9035985Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР#S (часть II, прил.1, п.51).
1.10.30. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом или стандартами (уровнемерами, пробоотборниками и др.).
Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следующая последовательность:
резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;
отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают;
открывают задвижку на газовой обвязке.
1.10.31. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте (высотному трафарету).
1.10.32. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует ежегодно контролировать, результаты контроля заносить в акт, утвержденный руководителем предприятия.
1.10.33. 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.
1.10.34. 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.
1.10.35. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:
номер резервуара по технологической схеме;
вместимость резервуара, м

;
высоту резервуара, м;
базовую высоту резервуара, м;
диаметр резервуара, м;
максимальный уровень продукта в резервуаре, см;
минимальный уровень продукта в резервуаре, см;
тип и число дыхательных клапанов;
максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м

/ч;
максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.
Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы.
1.10.36. В соответствии с технологической картой на стенке резервуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится несмываемой краской значение базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения, на стенке резервуара с понтоном, кроме того, надпись "с понтоном", а около уровнемера - значение базовой высоты.
1.10.37. Максимальная скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать величин, указанных в типовых проектах и приведенных в прил.4 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
1.10.38. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0 °С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.
Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.
1.10.39. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.
1.10.40. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.
1.10.41. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопатки, мешки с песком, лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

2.1. Обслуживание резервуаров
2.1.1. Руководство нефтебазой должно в соответствии с настоящими Правилами разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров, устранение обнаруженных дефектов. Форма и пример заполнения журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуара приведены в прил.7 #M12293 0 1200028615 584910322 3760232121 1645840020 941921431 16008157 77215380 142407741 2410413385Правил технической эксплуатации нефтебаз#S.
2.1.2. При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары. О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т.д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
2.1.3. Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров (прил.4).
Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками, приведенными в подразделе 7.1 #M12293 1 1200028615 584910322 3760232121 1645840020 941921431 16008157 77215380 142407741 2410413385Правил технической эксплуатации нефтебаз#S. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
2.1.4. За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.
2.1.5. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.
2.1.6. При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
2.1.7. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.
2.1.8. Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам (см. часть II настоящих Правил).
2.1.9. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79 (прил.1, п.41). Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями - разработчиками конструкций синтетических понтонов. Некоторые сведения по обслуживанию и ремонту синтетических понтонов приведены в прил.5 настоящих Правил.
2.1.10. В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон должен быть осмотрен на опорах согласно Перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей (прил.5).
2.1.11. При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта согласно Указаниям по дегазации резервуара с понтоном (прил.6).
2.1.12. Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
2.1.13. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта и настоящих Правил.
2.1.14. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.
2.1.15. Проверка электрической связи понтона с землей должна выполняться не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30х10 мм

.
2.1.16. Проверка на герметичность сварных соединений понтона должна выполняться согласно Инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона, приведенной в прил.7.
2.1.17. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно проводиться согласно Указаниям, приведенным в прил.8.
2.1.18. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются #M12293 0 1200003925 1144262518 4294960680 4186365286 4294967268 236601640 1442103387 3930376667 4316578Руководством по обследованию резервуаров#S (часть II, прил.1, п.40). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл.2.1.1.

Таблица 2.1.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 30

	Правила технической эксплуатации стальных резервуаров Раздел Общие положения Настоящие Правила технической эксплуатации стальных резервуаров (далее Правила) устанавливают основные требования технической эксплуатации,...		Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 Г. Утверждено... Ii. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов
	Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту москва «Недра» 1988 Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О. Н. Лайков (цнил, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л. В. Дубень,...		Ткп 181 «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей». 2 Должностные, производственные инструкции и инструкции по охране труда и пожарной безопасности для работников энергетической службы...
	Правила технической эксплуатации первичных сетей Настоящие Правила регламентируют организацию и порядок технической эксплуатации тропосферных радиорелейных линий передачи		1. 1 Правила технической эксплуатации (птэ) являются нормативным... Правила технической эксплуатации (птэ) являются нормативным техническим документом и устанавливают основные требования к технической...
	Одноковшовый В техническом описании и инструкции по эксплуатации приведены данные об устройстве экскаватора и его составных частей, правила монтажа...		Одноковшовый В техническом описании и инструкции по эксплуатации приведены данные об устройстве экскаватора и его составных частей, правила монтажа...
	Развернутый план-конспект урока по предмету: «Правила технической эксплуатации и инструкции» Использованная технология: «Интеграция различных методов и приемов для развития профессиональной компетенции учащихся»		Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке... Врд 39 10-049-2001. Правила технической эксплуатации конденсатопродуктопроводов
	Правила технической эксплуатации речного флота раздел I Правила технической эксплуатации речного транспорта разрабатываются, утверждаются и вводятся в действие Министерством речного флота...		Книга 1 Основные принципы построения и организации технической эксплуатации Правила технической эксплуатации первичных сетей Взаимоувязанной сети связи Российской Федерации. Книга Основные принципы построения...
	Руководство по эксплуатации unitedpower «Правила эксплуатации устройств электроустановок»,»Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»,гост 23377-84...		"рд 31. 35. 10-86. Правила технической эксплуатации портовых сооружений... Рд 31. 35. 10-86. Правила технической эксплуатации портовых сооружений и акваторий
	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «правила... Настоящие Федеральные нормы и правила области промышленной безопасности «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных...		Правила технической эксплуатации тепло вЫх установок и сетей аутентичный перевод Приложение 1 Журнал проверки знаний Правил технической эксплуатации тепловых установок и сетей и нд по охране труда

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Похожие: