Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

5-8 – замеры выполняющиеся на обваловании резервуар

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию (принудительную и естественную) резервуара при скорости ветра менее 1 м/с.

Во время работы по предварительной дегазации необходимо проводить замеры концентрации углеводородов в каре резервуара не реже 1 раза в час.

Работы резервуара проводим путем естественной вентиляции для замещения взрывоопасной газовоздушной среды чистым воздухом путем открытия двух световых люков на крыше резервуара с установкой газоотводных труб.

При установке газоотводных труб должен быть открыт только световой люк, остальные закрыты. Диаметр газоотводных труб должен быть таким же как и диаметр светового люка. Газоотводные трубы для проведения предварительной дегазации применяются металлические высотой 2 м. В боковой стенке газоотводной трубы должно быть технологическое отверстие с заглушкой для того что бы производить замеры концентрации паров углеводородов переносным газоанализатором с периодичностью каждые 2ч. Когда концентрация на выходе газовоздушной среды будет не менее 8 г/м3 ,то можно вскрывать люк лаз находящиеся на первом поясе резервуара. При этом обеспечить контроль, за заземлением и шунтирующих перемычек для исправного состояния во время проведения дегазации.

Если в течение суток не снижается количество углеводородов в зачищаемом резервуаре до 2,1 г/м3, то необходимо проводить принудительное вентилирование.

Принудительное вентилирование проводится с помощью взрывобезопасного вентилятора с воздухоотводом, который установлен в нижней части резервуара в люк лазе. В соответствии с требованиями безопасности вентилятор выполнен во взрывобезопасном исполнении и должен быть заземлен и установлен на металлической станине на расстоянии не ближе чем 5 м. Крепление к станине должно быть выполнено из резиновой прокладки, а на входном фланце вентилятора должна быть установлена металлическая сетка размером 25х25 мм.

Скорость подачи воздуха в резервуар должна быть от 2 до 10 м/с если концентрация углеводородов более 2,1 г/м3, а после снижения в газовом пространстве концентрации паров углеводородов ниже 2,1 г/м3 скорость воздуха можно увеличить до 50 м/с. Проведения замеров при принудительной вентиляции должно быть не реже 1 раза в час. Также как и при естественной вентиляции используем газоотводные трубы высотой два метра, которые установлены на световые люки для выхода паров углеводородов при принудительной вентиляции.

3.4.2 Параметры размыв донных отложений и мойка внутренней поверхности резервуара водой

Размыв донных отложений и последующая мойка внутренней поверхности должны производиться только при концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1 не более 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ не более 3,46 г/м³ и в резервуаре для бензинов – не более 1,63 г/м³.

Расстановка и монтаж оборудования производится в соответствии с планом расстановки оборудования и технологической схемой процесса мойки, определенной в ППР, с учетом обеспечения размыва наиболее удаленных зон.

Подача воды осуществляется под слой донных отложений струей воды под давлением не более 4 кгс/см². Откачка размытых отложений вместе с водой, при наличии технологической возможности, производится в дополнительный резервуар, в том числе аварийного сброса, временно выведенный из эксплуатации на период проведения работ по зачистке резервуара, или, при отсутствии возможности, в технологический трубопровод через емкость-отстойник.

Продолжительность и количество циклов мойки внутренней поверхности резервуара зависит от степени ее загрязненности, объема и конструкции резервуара (с понтоном, без понтона).

В качестве насосов для подачи моющей жидкости на гидромониторы и откачки продуктов промывки из зачищаемого резервуара в резервуары-отстойники могут быть использованы центробежные насосы, вакуумные установки и гидроэжекторы.

В качестве моющей жидкости рекомендуется использовать техническую воду с температурой от 75 °С до 85 °С для вязких нефтепродуктов; с температурой от 65 °С до 75 °С – для маловязких нефтепродуктов; без подогрева или с подогревом от 35 °С до 40 °С (только в осенне-весенний период года) – для светлых нефтепродуктов (бензины, реактивное и ДТ).

При превышении концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1 более 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ более 3,46 г/м³ и в резервуаре для бензинов – более 1,63 г/м³, мойку резервуара необходимо прекратить, рабочий персонал вывести из резервуара, произвести принудительную или естественную вентиляцию для снижения концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти и ТС-1, менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ в резервуаре для бензинов, после чего повторно приступить к мойке резервуара.

3.4.2 Мойка резервуаров

• мойка резервуаров с установкой гидромониторов в центральном люке крыши резервуара без понтона в целях мойки верхних участков корпуса и днища и в люк-лазе первого пояса в резервуарах типа РВС;

Параметры гидромонитора выбирают из условия создаваемого им давления (от 0,5 до 1,0 МПа) так, чтобы длина моющей струи могла обеспечить промывку всей внутренней поверхности резервуара с минимальным количеством перестановок в резервуаре.

• мойка резервуара с помощью устройства механизированной мойки, которое вводится через люк-лаз резервуара.

Все технологические операции должны выполняться с соблюдением требований ППР и экологической безопасности процесса, оборудование должно быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами. Мойка проводится персоналом в изолирующих противогазах с принудительной подачей воздуха.

В процессе мойки внутренней поверхности резервуара и откачки донных отложений осуществляется контроль: за давлением воды на подающей линии и линии откачки, за техническим состоянием оборудования, трубопроводов и рукавных линий, за концентрацией паров углеводородов, которая должна быть менее 2,1 г/м³ внутри резервуара для нефти, ТС-1, не менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ внутри резервуара для бензинов. При превышении концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти, ТС-1, более 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и более 1,63 г/м³ в резервуаре с бензином мойку резервуара необходимо прекратить, рабочий персонал вывести из резервуара, произвести принудительную или естественную вентиляцию для снижения концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ для резервуара для нефти, ДТ, ТС-1 и менее 1,63 г/м³ для резервуара с бензином, после чего повторно приступить к мойке резервуара.

При содержании в твердых донных отложениях более 15 % углеводородов производят их промывку водой с ТМС (органическими растворителями) для снижения концентрации углеводородов менее 15 %.

Откачку водонефтяной смеси производят с разделением воды и нефти (нефтепродукта) с использованием сепаратора или дополнительной емкости – отстойника, с последующей закачкой нефти (нефтепродукта) в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

3.4.3 Пропарка

После промывки внутренних поверхностей зачищаемого резервуара на днище остается в небольшом количестве невыбираемый при выкачке из него с промывочной водой технологический остаток нефти (нефтепродукта).

Окончательная зачистка внутренней поверхности, конструкций и оборудования внутри резервуара осуществляется пропаркой влажным паром с применением переносных пароэжекторов или водой.

Скорость подачи паровоздушной струи в резервуар при наличии в резервуаре взрывоопасных концентраций должна быть от 2 до 10 м/с. После снижения в газовом пространстве концентрации паров углеводородов ниже 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти, ДТ и ТС-1, менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ внутри резервуара для бензинов скорость паровоздушной струи может быть увеличена до 50 м/с.

Пропариваются трубопроводы, оборудование внутри резервуара, недостаточно очищенные участки внутренней поверхности резервуара. Остатки отложений откачиваются насосным агрегатом. Персонал может находиться в резервуаре в шланговых противогазах с принудительной подачей воздуха только при концентрации паров нефтепродукта в резервуаре ниже 2,1 г/м³.

3.4.4 Дозачистка

Твердые донные отложения, не подвергающиеся размыву водой, пропарке и последующей откачке из резервуара, при производстве работ по зачистке резервуаров от донных отложений должны быть удалены из резервуара вручную. Проведение работ по дозачистки и удаления продуктов очистки из резервуара проводят после проведения анализа газовоздушной среды. Рабочий персонал при проведении работ должен иметь защитные каски, огнестойкую спецодежду, средства индивидуальной защиты и специальную обувь которая не дает искр. Очистка, обтирка и сушка внутренней поверхности резервуара и оборудования, должна проводиться с применением скребков и щеток изготовленных из искробезопасного материала.

Продукты дозачистки, вынесенные из резервуара, необходимо складировать в отдельно стоящую герметичную емкость, которая установлена за каре резервуара, для недопущения загрязнения рабочей зоны. Ежедневно заносить в журнал количество донных отложений, удаленных из резервуара.

3.4.5 Контроль качества зачистки резервуара от донных отложений

После проведения работ по зачистки внутренней поверхности РВС, необходимо проверить качество исполнения работ. Контролю качества зачистки подлежит внутренняя поверхность резервуара, а именно днище, стенка, крыша, трубопроводы, ПРУ, уровнемер.

Неотъемлемой частью контроля качества зачистки резервуара от донных отложений, является замер контроля остаточной пожарной нагрузки. Замер необходимо производить для того чтобы знать, соответствует ли толщина пленки нефти на поверхности резервуара предельно допустимой, которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

Величину остаточной пожарной нагрузки на внутренней поверхности стенки и днища резервуара, а также колодцев определяют весовым способом путем соскабливания с площади 1 м² твердого остатка в пакет. Отбор проб остаточной пожарной нагрузки произвести не менее, чем в пяти точках центральной части днища на расстоянии не более одного метра и в шести противоположных точках стенки резервуара на высоте от 1до 3 м от днища.

Собранный с поверхности остаток нефти необходимо взвесить вместе с пакетом на весах (классом точности 0,5 г). Величина остаточной пожарной нагрузки в любой точке внутренней поверхности резервуара не должна превышать 100 г/м². Результаты контроля остаточной пожарной нагрузки должны быть оформлены актом.

Чистота внутренних поверхностей резервуара после зачистки оценивается, исходя из назначения зачистки и требований указанных в таблице 5.

Таблица 5

Требования, предъявляемые к резервуарам после проведения зачистки

Окончание таблицы 5

*ТЭС – предельная допустимая концентрация тетраэтилсвинца, не более 0,00002 мг/м³.

Характеристики

Список файлов ВКР