Pravila_technicheskoi_ekspluat_rezervuar ov (524144), страница 8

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

Текст из файла (страница 8)

2.1.22. Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и не­обходимая проектно-сметная документация.

2.1.23. Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний — не реже одного раза в два года.

2.1.24. Перед ремонтом резервуар должен быть ос­мотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с тре­бованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил. 1, п. 39).

2.2.2. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоян­ным наблюдением за состоянием трубопроводов, их ар­матуры и деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

2.2.3. На технологические трубопроводы, транспорти­рующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керо­син, нефть), должны быть составлены паспорта. На ос­тальные технологические трубопроводы необходимо за­вести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах.

2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов — периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубо­проводов устанавливают администрация нефтебазы в за­висимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопро­водов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

2.2.5. При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соеди­нений, включая крепежные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенса­торов, подвесок, арматуры, правильность работы дренаж­ных устройств; осмотреть внутреннюю поверхность участ­ка трубопровода, освобожденного от отложений (разоб­рать или вырезать указанный участок), установить на­личие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхно­стей фланцев и арматуры.

2.2.6. Надежность работы технологических трубопро­водов проверяют гидравлическими испытаниями на плот­ность не реже одного раза в три года.

2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руковод­ством нефтебазы.

2.2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необ­ходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы.

2.2.10. Давление испытания на прочность устанавли­вается проектом и должно быть:

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа — 1,5ρ_раб, но не менее 0,2 МПа;

для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа — 1,25 ρ_раб, но не менее ρ_раб + 0,3 МПа.

Трубопровод выдерживают под испытательным давле­нием в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубо­провод осматривают, а сварные швы обстукивают молот­ком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по ма­нометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.

2.2.11. Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим ука­заниям по определению вместимости и градуировке тру­бопроводов нефтебаз. Геометрический метод.

2.3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

2.3.1. 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.

2.3.2. Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродуктов (составляется акт, см. прил. 9);

освобождения от пирофорных отложений, высоковяз­ких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржав­чины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

2.3.3. Для обеспечения сохранности качества нефте­продуктов при смене сорта чистота резервуара и готов­ность его к заполнению должны соответствовать требова­ниям ГОСТ 1510—84. Перевод резервуара под нефтепро­дукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

2.3.4. Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование, а также ис­пользование технологических режимов приведены в прил. 9.

2.3.5. При подготовке зачищенного резервуара к ре­монту с ведением огневых работ необходимо строго соб­людать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, п. 38), а также раздела 3.4 части II настоящих Правил.

2.3.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа ин­женерно-технических работников, которое совместно с ру­ководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

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

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (прил. 9) лицами, ответствен­ными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

2..3.8. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения (прил. 9), подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

2.3.9. Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении ме­теорологической обстановки. В случае увеличения кон­центрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опас­ной зоны. Зачистку можно продолжать только после вы­явления причин увеличения концентрации паров, при­нятия мер по ее снижению до санитарных норм.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п. 3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз, средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же, в разделе 9.

2.3.10. Результаты анализа оформляются справкой (прил. 10).

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концен­трации паров углеводородов и других газов в резервуарах (прил. 11).

2.3.11. Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

для заполнения нефтепродуктом — заместителем ди­ректора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их за­мещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил. 12).

для производства ремонтных работ — главным инже­нером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха и начальником пожарной охраны или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил. 13).

2.3.12. Дегазацию резервуаров следует выполнять в со­ответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (часть II, прил. 1, п. 46).

2.3.13. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР), который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении про­цесса дегазации.

К проекту организации работ должна быть приложена, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и ус­тановки оборудования (вентилятор, устройство для по­ворота струи и регулирования подачи вентилятора, воз­духопровод, газоотводная труба и др.). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухо­провода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и другие во­просы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации (крепление вентилятора и др.).

ПОР утверждается руководством нефтебазы (дирек­тором или главным инженером) и согласовывается с на­чальником пожарной охраны нефтебазы.

2.3.14. При выполнении зачистных работ в резерву­арах с понтонами необходимо руководствоваться указа­ниями, приведенными в прил. 6 настоящих Правил.

2.4. Требования, предъявляемые к проведению геометрических измерений на резервуаре, составлению градуировочных таблиц

2.4.1. На каждый резервуар, используемый для при­ема, хранения и отпуска нефтепродукта, независимо от его форм и вместимости, должна быть составлена градуировочная таблица, позволяющая определять количество продукта.

2.4.2. Определение вместимости стальных резервуаров и их градуирование должны проводиться:

вертикальных цилиндрических вместимостью 100— 50 000 м³ — согласно ГОСТ 8.380—80 (часть II, прил. 1, п. 1);

горизонтальных вместимостью 3—200 м³ — согласно ГОСТ 8.346—79 (часть II, прил. 1, п. 2);

2.4.3. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для резервуа­ров устанавливают в зависимости от их назначения: для резервуаров, применяемых при учетно-расчетных операциях, — не более пяти лет, для резервуаров, применяемых при оперативном контроле и хранении, — не более 10 лет. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости, соответствующей данной высоте наполнения.

2.4.4. Поверку горизонтальных цилиндрических сталь­ных резервуаров проводят объемным или геометрическим методом. Объемный метод поверки осуществляют двумя способами: с использованием образцовых мерников и об­разцового уровнемера и с использованием образцового счетчика жидкости и образцового уровнемера. При объем­ном методе поверки измеряют объем жидкости, поданной в резервуар, и высоту наполнения после каждой или нескольких доз. Геометрический метод поверки заключа­ется в измерении размеров резервуаров и проведении рас­четов.

2.4.5. Допустимые относительные погрешности гра­дуировки вертикальных цилиндрических стальных ре­зервуаров в зависимости от их вместимости составляют не более:

±0,2 % для резервуаров от 100 до 3000 м³;

±0,15 % для резервуаров свыше 3000 до 5000 м³;

±0,1 % для резервуаров свыше 5000 до 50000 м³.

2.4.6. Государственный надзор за состоянием измере­ний при определении количества нефтепродуктов при приеме, хранении, транспортировке и отпуске потреби­телю должен проводиться согласно Методическим ука­заниям РД 50-190—85 (часть II, прил. 1, п. 41).

2.4.7. Градуировочные таблицы на стационарные ре­зервуары утверждает руководство организации, эксплуа­тирующей резервуары. Градуировочные таблицы на ре­зервуары для учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта.

2.4.8. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложены поправки на неровности днища.

2.4.9. Измерения геометрических параметров элемен­тов резервуаров после ремонта проводит ведомственная метрологическая служба (МС) или, при отсутствии ее, комиссия, создаваемая на предприятии. Результаты изме­рений оформляются актом, который утверждает главный инженер предприятия (организации).

2.4.10. Градуировку резервуаров выполняют специа­листы, освоившие методы поверки и требования количе­ственного учета нефтепродуктов и имеющие право прове­дения работ. Организации, проводящие градуировку резервуаров, должны быть зарегистрированы в порядке, установленном Госстандартом.

2.4.11. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений должны храниться на предприятии и в терри­ториальном управлении Госкомнефтепродукта СССР. Пе­реход на новые градуировочные таблицы, хранение и спи­сание предшествующих таблиц осуществляются в по­рядке, установленном Госкомнефтепродуктом СССР.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

Характеристики

Список файлов стандарта