Требования к зачистке резервуаров. Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов

3.1. Подготовка к зачистке

До начала зачистки Заказчик и Подрядчик должны согласовать источники пара, электроэнергии, определить места временного хранения продуктов зачистки. Также на данном этапе разрабатываются рабочие инструкции на ключевые процессы.

Также необходимо оформление Наряда-допуска на работы повышенной опасности, к которому прикладываются схемы обвязки и установки зачистного оборудования.

Специалисты по зачистке резервуаров СМУ «Р ЕЗЕРВ УАРОС ТРОИТЕЛЬ» полностью принимают на себя работу по надлежащему оформлению всей документации.

3.2. Подготовка резервуара

На данном этапе необходимо:

1. возвести ограждение участка, где будет производиться зачистка;
2. предусмотреть пожароохранные мероприятия;
3. оборудовать вспомогательные помещения;
4. обеспечить подъездные пути;
5. установить насосы и трубопровод для перекачки продукта зачистки;
6. смонтировать систему подачи моющих средств и паропровод;
7. предусмотреть отстойник;
8. расположить оборудование для дегазации свободного пространства резервуара;
9. завезти расходные материалы;
10. проверить систему заземления;
11. откачать остаток хранимого в резервуаре продукта;
12. частично демонтировать резервуарное оборудование;
13. отключить резервуар от трубопроводов;
14. провести инструктаж зачистной бригады;
15. провести анализ остатка продукта.

3.3. Удаление невыбранного остатка продукта

Невыбранный слой продукта удаляется с применением различных технологий, которые выбираются исходя их вида продукта.

Перед откачкой таких продуктов, как нефть, мазут, масла, жиры и т.д., их разжижают с разогревом. ГК « Р ЕЗЕР В УАРО С ТРОИТЕЛЬ» использует 3 основных метода разжижения.

1. Разжижение горячей водой или паром.
   • На слой оставшегося в резервуаре продукта заливают равный по высоте слой воды с температурой 85°С. Также непосредственно в продукт может быть подан острый пар.
2. Разжижение аналогичным продуктом.
   • На слой оставшегося в резервуаре продукта заливают аналогичный разогретый продукт и проводят циркуляцию заглубленными струями по принципу «резервуар-насос-теплообменник-резервуар». Операцию проводят до 15 часов.
3. Разжижение с применением гидромониторов.
   • Оставшийся в резервуаре слой продукта удаляется с днища струями горячей воды под давлением, подаваемой через гидромониторы. Параллельно производится откачка размытого продукта.

Светлые нефтепродукты откачиваются проще, поскольку имеется возможность поднять остаток на воду. При откачке необходимо проводить отбор его пробы, чтобы определить концентрацию нефтепродукта.

3.4. Дегазация резервуара

Дегазация необходима для приведения состава атмосферы в резервуаре к безопасному для человека состоянию. Для определения безопасности газовоздушной среды производится газовый анализ.

Наши специалисты применяют 2 основных метода дегазации.

3.4.1. Замещение газовоздушной среды чистым воздухом

Самый простой способ замещения – это естественная вентиляция. Его можно эффективно применять при ветре со скоростью от 1 м/с, как правило в высоких резервуарах типа РВС.

Также может применяться принудительная вентиляция посредством искробезопасных взрывозащищенных вентиляторов и пароэжекторов.

Очень часто при зачистке резервуара от темных нефтепродуктов мы применяем пропаривание. Температура пара: до 90°С.

В отдельных случаях применяется метод заполнения резервуара водой. Такой способ эффективен для дегазации подземных резервуаров.

3.4.2. Флегматизация газовоздушного пространства

Метод флегматизации заключается в подаче в атмосферу резервуара инертных газов, не способных к воспламенению. Может применяться сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые газы из котельных.

3.5. Доведение внутренней поверхности резервуара до нужной степени чистоты

Процесс доведения внутренней поверхности резервуара до нужной степени чистоты проводится в 4 этапа.

3.5.1. Первичная мойка:

Резервуар внутри обрабатывается горячей водой под напором. Таким образом удаляется остаток продукта и продукты пластовой коррозии. В резервуаре размещаются моечные машинки, мойка производится от верхнего пояса к днищу.

3.5.2. Откачка продукта первичной мойки:

Для удаления смеси продукта, воды и ржавчины из больших резервуаров наши специалисты применяют пневмотранспортеры. После первичной мойки малых по объему резервуаров осадок можно собирать вручную.

3.5.3. Мойка внутреннего резервуарного оборудования:

Например, часто необходимо произвести мойку пространства под понтоном и над понтоном раздельно. Также скрупулезной работой является мойка систем обогрева резервуара от остатков продукта и пластовой коррозии.

3.5.4. Финальная обработка резервуара «под ветошь»:

Сначала поверхности внутри резервуара обрабатываются растворителем, затем производится чистовая мойка, после которой продукт промывки удаляется и производится ручная обработка ветошью до нужной степени чистоты.

3.6. Вывоз и утилизация отходов

Операции с отходами, образовавшимися в процессе зачистки, заключаются в:

• вывозе отходов с площадки проведения работ;
• переработке отходов с целью выделения полезного продукта;
• утилизации отходов;

Для перевозки отходов применяют илососы, вакуумные машины и специализированные автоцистерны. Утилизация отходов не находящих хозяйственного применения, проводится биологическими, термическими, физико-химическими и химическими методами.

Одним из основных условий обеспечивающих надежное хранение и технологическую чистоту продукта является проведение регулярной резервуарной зачистки. Зачистка резервуаров от нефтепродуктов это целый комплекс технологических работ, позволяющий очистить внутреннюю конструкцию и поверхность от остатков хранимого продукта. Все это, в конечном счете, ведет к повышению эксплуатационной надежности резервуаров.

Зачистка резервуаров от нефтепродуктов

Периодичность зачистки резервуаров зависит от особенностей хранимого продукта и устанавливается положениями ГОСТ 1510-84. В соответствии с нормативной базой этого документа для различных нефтепродуктов установлены максимальные сроки проведения зачистки:
для реактивного и авиационного топлива – не менее 2 раз за 12 месяцев;
для присадок смазочных масел и смазочных материалов с присадками – не менее 1 раза за 12 месяцев;
для автомобильных ГСМ, и аналогичных материалов – не менее 1 раза за 12 месяцев;
Зачистка резервуаров от нефтепродуктов, которые представлены нефтью, моторными маслами, мазутом и другими подобными материалами проводится по мере производственной необходимости.

В соответствии с предъявляемыми требованиями к чистоте внутренних конструкций резервуаров, для проведения определенного вида работ выполняют зачистку соответствующего вида.
Периодическая зачистка относится к техническому обслуживанию резервуаров и выполняется, в основном, при нивелировке днища и смене продукта. При проведении подготовки резервуара к капитальному и текущему ремонту, проводится зачистка относящаяся к полному техническому обследованию.
В зависимости от рода предполагаемых работ, периодическая зачистка резервуаров для хранения нефтепродуктов может проводиться в полном и сокращенном объемах.
Если регламент проводимых работ требует применения газоопасных работ, открытого огня и длительного нахождения работников в резервуаре, то зачистка выполняется в полном объеме. В случае если эти работы не требуют присутствия персонала в резервуаре или их пребывание в них кратковременно, а также если они не предполагают проведения огневых работ, то выполняется зачистка резервуаров от нефтепродуктов в сокращенном объеме. В основном это работы по промывке и просушке днища, а также удаления донного остатка нефтепродукта. Такие работы проводятся при смене марки нефтепродукта.

Зачистка различных емкостей от донных отложений нефтепродуктов относится к работам особой опасности. Поэтому организационные, подготовительные и производственные работы по зачистке должны соответствовать нормативно-правовым актам:
инструкции по контролю над качеством нефтепродуктов;
инструкции по приемке, транспортировке, хранению, учету и отпуску нефтепродуктов;
нормам технической эксплуатации и проведения ремонтных работ;
инструкции по безопасному выполнению опасных газовых работ;
ГОСТ 21046-86.

Соблюдение требований вышеупомянутых документов обеспечивает безопасность при выполнении работ по зачистке резервуара.
Для обеспечения контроля и оперативного решения организационных вопросов, приказом по предприятию назначается ответственный инженерно-технический работник по зачистке.
К выполнению этих работ привлекается персонал из мужчин возрастом старше 18 лет, прошедших проверку знаний и медицинский осмотр.
На все проводимые работы оформляется наряд-допуск, который дополняется схемами по установке оборудования и обвязки.
Работы по подготовке резервуара для зачистки производят персоналом в составе не менее двух человек из числа работников эксплуатирующих данный объект.

Технологический процесс зачистки заключается в составлении схемы последовательности выполнения отдельных операций, обвязки и установки необходимого оборудования в зависимости от определенных факторов:
свойств нефтепродукта;
объема и вида резервуара;
количества осадка;
назначения зачистки.

Применяемое оборудование для зачистки резервуаров включает в себя механизмы смыва внутренней поверхности, вентиляции и дегазации. Все это оборудование должно быть взрывоискробезопасного исполнения.
Для смыва остатков нефтепродуктов со стенок резервуара используют паросиловые установки высокого давления, моечные установки, использующие воздушно-водяную смесь или насосы для зачистки резервуаров. Для эффективности и улучшения качества смыва, в воду добавляют химические реагенты и моющие вещества.
Эффективную вентиляцию и дегазацию обеспечивают применением нагнетательных и всасывающих вентиляторов, компрессоров, пароэжекторов и другого оборудования.
В качестве насосного оборудования для зачистки используют передвижные установки, например, автомобильный насосный комплекс на базе ПСГ-160. В его конструкции используют центробежный насос имеющий привод от двигателя автомобиля. Этот насос производительностью до 160 м³/ч подает моющий раствор на эжектор с давлением 5-14 кПа.
Качественная очистка резервуара достигается и применением погружных гидравлических насосов серии НВЖ. Это винтовой шнековый насос с движущимся по спирали Архимеда изолирующим диском. Насос состоит из заменяемых капроновых дисков и измельчителя на внутренней стороне. Применение таких насосов позволяет мягко зачистить металл резервуара, не повреждая его. Это особенно актуально, когда выполняется зачистка резервуаров на АЗС.

Еще одним примером оборудования для эффективного и качественного проведения зачистки резервуаров служит установка ЕРСО. Зачистка топливных резервуаров этой установкой обеспечивает полную очистку резервуаров за короткое время с минимальным объемом работ, выполняемым персоналом внутри резервуара. Это передвижное дизельное оборудование включает в себя систему сепарации, установку отделения твердой фазы, операторную и систему очистки внутренних конструктивных элементов и поверхности резервуара, представленную гидромониторами с дистанционным управлением.

Подготовительные работы по зачистке начинают с откачки нефтепродукта до уровня «прихвата» (минимального) насоса. Затем путем закрытия запорной арматуры и установки заглушек отключают резервуар от магистральных трубопроводов. После определения объема остатка и его свойств (путем отбора проб) проверяют подъездные пути, средства пожаротушения и заземление резервуара.
При использовании в конструкции резервуара труб подогрева, выполняют работы по их очистке скребками и лопатками из искробезопасного материала.
По окончанию этих работ оформляется акт готовности резервуара для зачистки.

Следующий этап зачистки заключается в дегазации резервуара. Его проводят следующими способами:
использованием чистого воздуха для вытеснения паров нефтепродукта.
Он особенно эффективен в вертикальных высоких резервуарах. Для этого открывают верхние люки для прохода свежего воздуха. Скорость ветра при этом должна быть не меньше 1 м/сек.
заполнением резервуара водой.
При этой операции насосами внутрь закачивают воду с последующим ее отстоем.
флегматизации (с помощью инертных газов).
Для этого способа используют сжатый и сжиженный азот или дымовые газы двигателей в охлажденном виде.

В зависимости от примененных методов зачистки и дегазации, могут образовываться некоторые продукты в виде:
разжиженной и разогретой смеси остатка с топливом;
водонефтяной эмульсии;
промывочной воды с растворенным бензином;
твердые продукты с содержанием углеводородов и др.
Все эти материалы подвергаются регенерации различными способами с целью отделения товарного продукта и твердого и жидкого шлама. Для этого используют отстойник, где и проводят необходимые работы.

После выполнения дегазации приступают основной зачистке резервуара, которая выполняется моечным и специальным оборудованием или ручным способом скребками и лопатками.

Для проверки результатов и качества выполненной зачистки назначают комиссию под председательством главного инженера предприятия. Вместе с руководителем по зачистке они составляют акт зачистки резервуара. В нем указывается номер резервуара, результаты анализов воздуха, продукт перед зачисткой и последующее назначение резервуара.
Комиссия дает оценку качества выполненных работ в соответствии с нормами ГОСТ 1510-84 и делает заключение о пригодности резервуара для дальнейшего использования.

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 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 ), 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 ().

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

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 настоящих Правил.

ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" при участии специалистов ВИПТШ МВД России по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"
УТВЕРЖДЕНА Главнефтепродуктом ГП "Роснефть" 22 сентября 1995 г.

Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов устанавливает порядок подготовки и проведения технологических операций механизированной зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов с обеспечением выполнения требований охраны труда, соблюдением экологической и пожарной безопасности.

В Инструкции изложены правила безопасного проведения процесса зачистки резервуаров с применением новых технологий и современных средств механизированной зачистки.

С введением в действие настоящей Инструкции не действует "Временная инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" (РД 112-РСФСР-021-89), утвержденная 29 августа 1989 г.

^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В целях обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров с нефтепродуктами, необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, проведение регулярного технического контроля для своевременного выявления и устранения обнаруженных дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.

1.2. Резервуары из-под нефтепродуктов должны подвергаться зачистке в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта, чистота резервуаров и готовность их к заполнению должны соответствовать ГОСТ 1510.

1.3. Металлические резервуары на всех предприятиях, за исключением предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке в следующие сроки:

не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов. Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мк зачищать резервуары не менее одного раза в год;

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 физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Резервуары металлические и железобетонные для 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 необходима зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

1.4. Необходимые операции по зачистке резервуара определяются в зависимости от хранящегося в нем нефтепродукта или находящегося в нем остатка согласно требованиям ГОСТ 1510.

1.5. Резервуары должны зачищаться при необходимости ведения огневых работ, при освобождении от пирофорных, сернистых, механических (ржавчина, ил) отложений, при градуировке, проверке коррозионного износа, полной дефектоскопии.

1.6. Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов подготавливаются к зачистке в соответствии с требованиями инструкции по борьбе с пирофорными соединениями.

1.7. В зависимости от объема резервуарного парка, технологических операций, существующего на предприятии структурного управления предусматривается подразделение (бригада, участок, цех) и его численность, на которые возлагается выполнение работ по зачистке резервуаров.

1.8. Руководителем работ по зачистке резервуаров должен быть назначен квалифицированный сотрудник, имеющий опыт эксплуатации резервуаров с нефтепродуктами.

1.9. При выполнении зачистных работ должна предусматриваться максимально возможная механизация и автоматизация трудоемких процессов зачистки, с целью устранения при этих работах опасных и вредных факторов, строгого обеспечения пожарной и экологической безопасности, а также санитарных условий труда.
^ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ЗАЧИСТКИ
2.1. Общие требования

Технологический процесс определяет принципиальную схему последовательного проведения операций по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов в зависимости от следующих факторов: конструкции резервуаров (вертикальные, горизонтальные, стальные, железобетонные, с понтоном, без понтона), физико-химических свойств нефтепродуктов, их взрывных и пожарных характеристик, состояния газовоздушной среды в резервуаре, количества вязких, высоковязких, сернистых, пирофорных, механических отложений, цели зачистки (смена сорта продукта, технический осмотр, дефектоскопия, ремонтные работы с применением и без применения огневых работ) и в связи с этим требования, предъявляемые к чистоте поверхности, составу газового пространства резервуара.

Технологический процесс должен выполняться в соответствии с утвержденным регламентом, "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту" и другой утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документацией.
^ 2.2. Состав технологических операций

Технологический процесс зачистки включает следующие технологические операции:

подготовительные работы;

удаление технологического остатка нефтепродукта;

предварительная дегазация резервуара для приведения газовоздушной среды во взрывобезопасное состояние;

мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

удаление и обработка донных отложений;

доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки.

Необходимость включения в технологический процесс той или иной операции определяется в подготовительный период зачистки с учетом факторов, указанных в 2.1, а также длительности межзачистного периода, количества и качественных характеристик находящегося в резервуаре остатка.
^ 2.3. Подготовительные работы

К подготовительным работам относятся следующие операции:

определение количества остатков нефтепродукта в зачищаемом резервуаре;

прокладка трубопроводов для подачи пара, промывочной воды и откачки продуктов зачистки из резервуара;

подготовка и подогрев промывочной воды;

подготовка откачивающей системы: насоса, гидроэжектора, вакуум-баллона и других откачивающих средств.

Перечень подготовительных работ, последовательность их выполнения, ответственные за их выполнение лица указываются в наряде-допуске (Приложение 1).
^ 2.4. Удаление технологического остатка

2.4.1. После удаления основного нефтепродукта из резервуара на его днище остается невыбираемый насосом технологический остаток.

При освобождении резервуара от высоковязких нефтепродуктов остаток включает осажденные из нефтепродуктов механические примеси, парафинистые и отслоившиеся продукты коррозии металла резервуара.

При освобождении резервуара от более легких нефтепродуктов (бензины, дизтопливо, керосин), остаток состоит в основном из продуктов коррозии (ржавчины), минеральных загрязнений и воды.

Количество технологического остатка зависит от вида нефтепродукта, технического состояния подогревательных устройств и длительности эксплуатации резервуара без зачистки.

2.4.2. Для удаления из резервуара вязких технологических остатков необходимо произвести их разогрев, используя существующие в резервуаре стационарные подогреватели.

Наиболее эффективными способами разогрева являются водозеркальный и водоструйный методы.

2.4.3. При разжижении остатка водозеркальным методом подогрева горячую воду (75-80 °С) закачивают в резервуар на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта, и подают острый пар непосредственно в разогреваемый нефтепродукт через нижний люк при помощи парового рукава от паропровода.

В резервуар вместимостью до 2000 м 3 пар подается по рукаву диаметром не менее 50 мм, в резервуар большей вместимости - по рукаву диаметром не менее 75 мм.

2.4.4. При разжижении остатка водоструйным способом подогрева используется струя горячей воды, направляемая равномерно и последовательно на все участки днища. Вода должна подаваться при помощи гидромониторов под напором 1,0-1,2 МПа (10-12 кгс/см 2) и температурой 75-80 °С.

2.4.5. Использование струй гидромониторов для разжижения остатка нефтепродукта в резервуаре допускается после того, как концентрат паров углеводородов в газовоздушной среде резервуара будет не более 2 г/м 3 (5 % от нижнего предела взрываемости).

2.4.6. Металлические части паропроводов должны надежно заземляться. Количество пара, подаваемого в резервуар, должно быть достаточным, чтобы поднять температуру внутри резервуара до 60-70 °С.

Для ускорения нагрева стенок резервуара пропарка ведется в начале операции при одном открытом световом люке. При достижении внутри резервуара температуры 70 °С закрытые люки открывают и пропарка продолжается с открытыми люками.

2.4.7. При удалении из резервуара технологического остатка светлых нефтепродуктов (бензины, дизтопливо, керосин) производится подъем остатков на воду путем налива в зачищаемый резервуар воды на высоту 300-500 мм с последующей откачкой.

2.4.8. Откачка остатка нефтепродукта из резервуара производится одним из технологических насосов (насосная станция) или передвижным насосом до "прохвата".

Из резервуаров АЗС нефтепродукт выкачивается до "срыва" насоса топливо-маслораздаточной колонки.

2.4.9. Откачивающим средством может быть паровой передвижной насос, который можно установить в обваловании вблизи зачищаемого резервуара. При использовании стационарного технологического насоса, установленного в насосной станции, находящейся на значительном расстоянии от зачищаемого резервуара, выкачку остатка эффективно производить струйным насосом-гидроэжектором, подключенным последовательно.

2.4.10. В случае использования гидроэжектора он устанавливается в горизонтальном положении у зачищаемого резервуара на уровне нижнего пазового люка. Всасывающий рукав гидроэжектора соединяется с патрубком, установленным на съемной крышке люка-лаза зачищаемого резервуара. Свободный конец патрубка должен быть на расстоянии 5-7 мм от днища резервуара. Нагнетательный рукав гидроэжектора присоединяется к приемному трубопроводу откачивающего насоса. Схема установки гидроэжектора дана на рис. 1.

2.4.11. При уменьшении уровня технологического остатка в зачищаемом резервуаре процесс выкачки прерывается ввиду прекращения самовсасывающей способности откачивающих насосов (особенно центробежных). Для обеспечения условий работы откачивающего центробежного насоса может быть использована вакуумная установка, включающая вакуум-насос и вакуум-баллон. Установка предназначена для удаления воздуха на приемном трубопроводе откачивающего насоса.

2.4.12. Принципиальная схема и краткое описание конструкции вакуумной установки даны в приложении 2.

Техническая эксплуатация и обслуживание насосных агрегатов, связанных с вакуум-баллоном, производится по инструкциям заводов-изготовителей, а также по действующим инструкциям по проведению технологических операций на предприятиях, утвержденным в установленном порядке.

2.4.13. Откачку технологического остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки ниже 61 °С (в закрытом тигле) разрешается производить при герметично закрытых люках резервуара.

Рис. 1. Схема установки гидроэжектора

1 - приемник со сменной крышкой люка; 2 - гидроэжектор
2.4.14. После удаления остатков нефтепродуктов резервуар отсоединяется от всех трубопроводов путем установки заглушек с указателем-хвостовиком.

Заглушки устанавливаются и на трубах газовой обвязки резервуаров.

2.4.15. Установка и снятие заглушек производится под руководством лица, ответственного за подготовку резервуара к зачистке, и указывается на схеме трубопроводов, прилагаемой к наряду-допуску.

2.4.16. Заглушки изготовляют из Ст 3. Толщина заглушек в зависимости от их диаметра и давления в трубопроводе определяется по табл. 2.1.

2.4.17. Готовность резервуара к зачистным работам оформляется актом, форма которого приведена в приложении 3.
^ 2.5. Предварительная дегазация газовоздушной среды резервуара до взрывобезопасного состояния

2.5.1. Дальнейший процесс зачистки связан с удалением оставшегося технологического остатка нефтепродукта на днище резервуара, а также его внутренних поверхностях, после освобождения от основного нефтепродукта.
Таблица 2.1
^ ТОЛЩИНА ЗАГЛУШЕК
В миллиметрах

Для создания условий безопасного использования струйной мойки под давлением при помощи моечных машинок-гидромониторов необходимо обеспечить внутри резервуара взрывобезопасное состояние, которое достигается дегазацией.

2.5.2. Взрывобезопасное состояние газовоздушной среды устанавливается по результатам газового анализа. Значения концентраций паров углеводородов в объемных единицах пересчитываются в весовые (Приложение 4) по формуле:
(г/м 3),
где С об - концентрация в объемных единицах, %;

М - молекулярный вес нефтепродукта, для автобензинов от 95 до 97;

V t - объем грамм-моля при соответствующих условиях окружающей среды.

Результаты анализа оформляют справкой (Приложение 5) и заносят в журнал учета анализов концентраций паров углеводородов и других газов в резервуарах (Приложение 6). Показатели пожаровзрывоопасности нефтепродуктов принимаются в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" (ВППБ 01-01-94).

2.5.3. Требуемая степень дегазации зависит от назначения зачистки резервуара, которая указана в 1.5.

Если намечаются работы, требующие присутствия людей в резервуаре, то по завершении дегазации должны быть обеспечены условия, отвечающие требованиям к воздуху рабочей зоны, приведенным в ГОСТ 12.1.005, согласно которым предельно допустимая концентрация (ПДК) паров бензина в воздухе - 100 мг/м 3 , сероводорода - 10 мг/м 3 , тетраэтилсвинца - 0,005 мг/м 3 .

2.5.4. Вентиляция газовой среды резервуара из-под нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С и ниже с целью дегазации производится на различных этапах зачистки:

естественная вентиляция, а в случае необходимости и принудительная (предварительная) - после откачки нефтепродукта при подготовке резервуара к зачистке;

принудительная вентиляция - после пропарки или промывки резервуара до концентраций, соответствующих санитарно-гигиеническим нормативам.

2.5.5. При всех применяемых методах дегазации в случае выброса газовоздушной среды из резервуара наибольшая концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы (С м) не должна превышать максимальной разовой предельно допустимой концентрации С м ПДК.

2.5.6. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР) с регламентом технологического процесса зачистки. Кроме уточнения мер безопасности при проведении конкретного варианта дегазации должны быть приложены схемы обвязки и установки оборудования, указаны исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопроводов, газопроводов, газопроводных труб и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации.

ПОР утверждается в соответствии с разработанной на предприятии инструкцией, предусматривающей порядок проведения зачистных работ, и согласовывается с руководством пожарной охраны предприятия.

2.5.7. Безопасная концентрация паров нефтепродукта в резервуаре достигается:

наливом воды на полную высоту резервуара с последующей естественной вентиляцией;

наливом воды на полную высоту резервуара с последующей естественной и принудительной вентиляцией;

пропаркой газового пространства резервуара путем подачи в него водяного пара при атмосферном давлении;

заполнением резервуара инертным газом.

2.5.8. Естественная вентиляция

После освобождения резервуара от технологического остатка производится налив воды на полную высоту резервуара с последующей естественной вентиляцией (открытие всех вентиляционных устройств на крыше, корпусе, понтоне).

При зачистке внутренней поверхности резервуара от пирофорных отложений и продуктов коррозии, для медленного окисления пирофорных отложений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 - 1,0 м/ч.

Естественная вентиляция резервуара осуществляется за счет разности внутреннего и внешнего давления в сечении нижнего люка (выход паров углеводородов через открытые нижние люки резервуара).

Естественная вентиляция более эффективна в высоких резервуарах, но при этом неизбежно появление горючей смеси в обваловании зачищаемого резервуара.

При естественной вентиляции концентрацию паров углеводородов в зачищаемом резервуаре доводят до 0,5 НПВ в течение нескольких суток, после чего может быть использована принудительная вентиляция.

Недостатком естественной вентиляции является медленное снижение концентрации паров углеводородов в конечный период дегазации, способность удаления только летучих нефтепродуктов с температурой кипения не выше 300 °С, а также возможное скопление паров нефтепродуктов в районе обвалования резервуаров.

Продолжительность естественной вентиляции определяется по результатам анализа проб воздуха на содержание углеводородов.

2.5.9. Принудительная вентиляция

2.5.9.1. Принудительная вентиляция применяется после снижения концентрации паров нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре ниже 0,5 нижнего предела воспламенения и осуществляется подачей в него воздуха, пара, инертного газа.

При снижении в резервуаре концентрации паров нефтепродукта до значения, равного 50 % от нижнего предела воспламенения (0,5 НПВ), скорость приточной струи воздуха может быть увеличена, но не более чем до 50 м/с.

В целях предотвращения образования в резервуаре застойных зон с малой подвижностью воздуха (менее 0,1 м/с) скорость приточной струи воздуха должна быть не менее 2 м/с.

В надпонтонном пространстве давление должно быть на 150-250 Па больше, чем в подпонтонном.

Максимальное избыточное давление в резервуаре не должно превышать разрешенное избыточное давление, которое контролируется U-образным мановакуумметром МВ 250, изготовленным по ТУ 92-891.026-91.

Значения параметров вентиляции в зависимости от объема газового пространства резервуара приведены в табл. 2.2.

2.5.9.2. При наличии пара принудительную вентиляцию газового пространства резервуара рекомендуется выполнять пароэжекторами. В тех случаях, когда пар отсутствует, принудительная вентиляция может быть осуществлена при помощи взрывозащищенных вентиляторов, а также электродвигателей, пусковой аппаратуры и другого электротехнического оборудования в строгом соответствии с ПУЭ.

Технические требования, предъявляемые к искрозащищенным вентиляторам, указаны в приложении 7.

Порядок проверки вентилятора перед его монтажом, а также порядок монтажа и проверки на правильность установки вентилятора в соответствии с "Временной инструкцией по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции" указаны в приложении 8.

Диаметр воздуховода определяется из условия равенства площадей выходного фланца вентилятора и сечения воздуховода. Расстояние от вентилятора до места его подключения к резервуару должно быть не менее 5 м.

2.5.9.3. Для предотвращения попадания взрывоопасных паров в воздухопровод при возможной остановке вентилятора, в конце воздухопровода (на входе приточной струи в резервуар) устанавливается обратный клапан искробезопасного исполнения.
Таблица 2.2

Для регулирования скорости потока подаваемого воздуха в резервуар, а также возможности гашения возникшей искры, на входе вентилятора устанавливается поворотное устройство, которое оборудовано шибером, для обеспечения поворота струи воздуха. Устройство крепится к выкидному фланцу вентилятора через резиновую прокладку. Привод управления шибером должен быть расположен на высоте не более 1,8 м и иметь приспособление, фиксирующее его положение. Доступ к приводу управления шибером должен быть всегда свободен. Схема установки оборудования для принудительной вентиляции резервуара без понтона и с понтоном дана на рис. 2.

2.5.9.4. Скорость приточной струи воздуха, подаваемого в резервуар (в начале процесса), при прохождении области воспламенения (между верхним и нижним пределами воспламенения) не должна превышать 10 м/с.

При невозможности создания оптимальных кратностей К опт воздухообмена допускается уменьшение кратности воздухообмена, но не менее К мин. Подача воздуха со скоростью К мин обеспечивает минимальную требуемую степень волнообразования на поверхности испарения.

2.5.9.5. При наличии пара принудительную вентиляцию газового пространства зачищаемого резервуара следует производить переносным пароэжектором (рис. 3 В).

Пароэжектор представляет собой цилиндрическую трубу, в которой вращается ротор с соплами. Эжекция газовоздушной смеси и вращение ротора вызываются энергией пара, выпускаемого через сопла. За счет вращения сопел КПД эжектора повышается в 2-3 раза.

Техническая характеристика некоторых типов пароэжекторов дана в таблице 2.3.

Пароэжекторы работают на удаление паровоздушной среды из резервуара и устанавливаются на горловинах люков, на крыше или на нижних лазовых люках.

В случае установки пароэжектора на люке крыши (рис. 3 А) вход атмосферного воздуха в резервуар необходимо обеспечить с противоположной стороны резервуара через нижние лазовые люки.

При установке пароэжектора на лазовом люке (рис. 3 Б) атмосферный воздух должен поступать со всех имеющихся на крыше резервуара люков.

При достижении в зачищаемом резервуаре концентрации углеводородов ниже 0,5 НПВ подключается в работу один пароэжектор, установленный на горловине пазового люка или на крыше резервуара. Пар к пароэжектору подается по резиновым рукавам.
Таблица 2.3

Примечание. Завод-изготовитель - АО "Астраханское ЦКБ".

Рис. 2. Схемы установки оборудования для принудительной вентиляции резервуаров без понтона (А) и с понтоном (Б)

1 - трубы рассеивающие; 2 - резервуар; 3 - понтон; 4 - устройство поворота струи воздуха с шибером; 5 - вентилятор; 6 - затвор

Рис. 3. Схема вентилирования резервуара пароэжектором (А, Б). Пароэжектор (В).

1 - цилиндрический корпус; 2 - пароподводящая труба; 3 - опорный лист пароэжектора;

4 - ротор с двумя соплами
После прохождения области воспламенения (между верхним и нижним пределами воспламенения) при снижении в резервуаре концентрации паров до значения, равного 10 % от НПВ, может быть увеличено количество пароэжекторов, а скорость паровоздушной струи может быть увеличена до 50 м/с.

2.5.9.6. Воздух, подаваемый в резервуар, допускается нагревать не более, чем до 0,8 температуры самовоспламенения нефтепродукта.

2.5.10. Дегазация резервуаров с понтонами

Дегазация резервуаров с понтонами осуществляется при положении понтона на стойках. Оборудование располагается в зависимости от способа подачи атмосферного воздуха, технического азота, углекислого газа, водяного пара и т.п.

В резервуаре с понтоном дегазацию газового пространства необходимо производить под понтоном и над понтоном.

До начала дегазации резервуара с понтоном необходимо открыть на нем все люки, щитки затвора и отжать уплотняющий затвор, создав зазор между стенкой резервуара и понтоном на длину не менее 10 м на противоположной стороне от люка, через который подается воздух.

Крышки люков, патрубков должны быть прикреплены к своим фланцам одним или двумя болтами, затянутыми гайками.

Открытые коробы понтона дегазируются одновременно с надпонтонным пространством (рис. 4).

Для дегазации закрытых коробов воздух (пар) в них подается через рукава (шланги).

При необходимости испарить остатки нефтепродукта из коробов и ковра, понтон должен быть поднят на воду и установлен так, чтобы плоскость, проходящая через верхние точки затворов (либо наружную стенку коробов), была на уровне нижней образующей люка-лаза.

2.5.11. Пропарка резервуаров

2.5.11.1. Пропарка (подача пара в резервуар при атмосферном давлении) осуществляется с целью:

дегазации резервуара, создания взрывобезопасной среды в резервуаре (при огнегасительной концентрации водяного пара 35 % по объему);

разогрева, разжижения и испарения высокотемпературных фракций нефтепродукта для последующего удаления их в атмосферу или с конденсатом;

предотвращения возможности разряда статического электричества, а также контакта высоконагретых частей паропроводов со взрывоопасной смесью паров нефтепродуктов и воздуха.

Пожаровзрывобезопасность процесса пропаривания обеспечивается снижением концентрации кислорода в резервуаре ниже значения минимального взрывоопасного содержания кислорода.

Взрывобезопасное содержание кислорода в газовом пространстве обеспечивается при температуре внутри резервуара 78 °С; поэтому температуру пропарки принимают 80-90 °С.

Во время пропарки резервуаров с понтонами из синтетических материалов внутри резервуара необходимо поддерживать температуру не более 60 °С.

Рис. 4. Схема вентилирования коробов понтона в резервуаре

1 - трубы рассеивания; 2 - резервуар; 3 - понтон; 4 - устройство поворота струи воздуха с шибером; 5 - вентилятор; 6 - затвор
Допускается снижать температуру пропарки до 50-70 °С при наличии в газовом пространстве резервуара концентрации паров нефтепродукта выше верхнего предела воспламенения (С гп) или меньше нижнего концентрационного предела, т.е. должно выполняться соотношение:
,
где К 0 - коэффициент безопасности, равный 2.

Расход пара, необходимого для поддержания температуры газового пространства в резервуаре не ниже 78 °С, определяется расчетом, который должен учитывать тепло, необходимое на нагрев остаточного нефтепродукта до температуры пропарки и испарения, нагрев паровоздушного пространства и стенок резервуара, а также потери тепла через стенки, днище и крышу.

Температура подаваемого в резервуар водяного пара и поверхности паропровода не должны превышать 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродуктов (250-380 °С). При отсутствии точных данных о температуре самовоспламенения нефтепродукта температура поверхности паропровода не должна превышать 200 С.

2.5.11.2. При пропарке резервуара с понтоном пар необходимо подавать одновременно под понтон и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выполняться при одном открытом световом люке.

Перед пропаркой резервуара с понтоном необходимо открыть все люки коробов понтона, люки на понтоне, щитки затвора и отжать уплотняющий затвор.

Резервуар с понтоном, в котором имеются пирофорные отложения, необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках.

Порядок заполнения водой резервуара после пропарки указан в 2.4.

Пропарка должна производиться до полного удаления паров нефтепродуктов из резервуара. Продолжительность пропарки в зависимости от объема резервуара составляет 15-24 ч.

Окончание работ по пропарке резервуара оформляют актом.

2.5.12. Дегазация резервуаров из-под этилированного бензина

Наибольшие трудности вызывает дегазация резервуаров из-под этилированного бензина, поскольку даже промывка горячей водой не снижает полностью уровень загрязнения тетраэтилсвинцом (ТЭС).

Вентиляция газовоздушного пространства резервуара должна производиться строго в соответствии с утвержденным регламентом с недопущением попадания в атмосферу паров ТЭС с концентрацией выше ПДК.

Эффективным способом дегазации резервуара от паров ТЭС являются промывка и напыление на внутреннюю поверхность резервуара раствора перманганата калия (КМnО 4).

Промывка осуществляется водным раствором перманганата калия с концентрацией 0,025 % с помощью насоса (гидромонитора), а напыление - раствором с концентрацией 0,1 % с помощью распылителя.

Технологическая схема дегазации от ТЭС резервуаров автозаправочных станций (АЗС) показана на рис. 5.

Раствор готовят непосредственно перед его использованием (за 0,5 ч). Кристаллический перманганат калия предварительно растворяют в десяти литрах горячей (50-60 °С) воды, затем сливают в подготовленный бак и перемешивают в течение 20-30 мин насосом по замкнутому циклу по схеме: бак-насос-бак.

Согласно экспериментальным данным объем раствора берется из расчета 1,5-2 л/м 2 и подается под давлением 0,2-0,4 МПа (2-4 кгс/см 2).

Раствор выдерживают на поверхности резервуара не менее 4 ч, после чего поверхность промывают чистой водой через распылитель и отбирают пробы воздуха с целью определения содержания ТЭС.

Если концентрация паров ТЭС выше ПДК, то на внутреннюю поверхность резервуара напыляют раствор перманганата калия с концентрацией 0,1 % в 2-3 приема с интервалом 15-20 мин. Напыленный раствор выдерживают на поверхности резервуара не менее 4 ч, после чего отбирают пробу воздуха из резервуара на определение содержания ТЭС. Если содержание ТЭС меньше ПДК, раствор откачивают, а поверхность промывают чистой водой через распылитель.

Дегазация резервуара от ТЭС эффективна только при положительной температуре окружающего воздуха.

Материалы, из которых изготовлены растворный бак, трубы, насос и распылитель, должны быть стойкими к перманганату калия.

Для обезвреживания от тетраэтилсвинца поверхностей и газового пространства надземных и подземных резервуаров вместимостью от 3 до 50 м 3 . вертикальных вместимостью от 100 до 700 м 3 , горизонтальных вместимостью от 75 до 100 м 3 при условии увеличения объема моечной жидкости, может быть использован агрегат моечный АМ-10 (рис. 6).

Рис. 5. Схема обезвреживания резервуаров от тетраэтилсвинца

1 - бак растворный; 2 - фильтр; 3 - насос; 4 - манометр; 5 - распылитель; 6 - резервуар


Рис. 6. Агрегат моечный АМ-10
Техническая характеристика агрегата АМ-10 указана в приложении 9.

АМ-10 обеспечивает пожаровзрывобезопасность следующих технологических операций: выкачки остатка нефтепродуктов и слива его в соседний резервуар, мойки водой по замкнутому циклу, дегазации от паров нефтепродуктов, обезвреживания поверхностей и газового пространства от тетраэтилсвинца в резервуарах из-под этилированного бензина.

к приказу ОАО НК "Роснефть"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

НК "РОСНЕФТЬ"

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОСТАТКОВ

НЕФТЕПРОДУКТОВ

СОГЛАСОВАНО РАЗРАБОТЧИК

Госгортехнадзор России ОАО СКБ

-Управление по надзору в нефтяной и "Транснефтеавтоматика"

газовой промышленности

14.01.2004г. № 10-14/28

-Управление по надзору в химической,

нефтехимической и

нефтеперерабатывающей промышленности

11.05.2004г. № 11-11/443
Главное управление государственной

противопожарной службы

МЧС России

05.12.2003г. № 18/5/3237

2003
Содержание
Основные термины и определения 4

1 Общие положения 6

2 Организация работ по зачистке 8

3 Основные технические средства для зачистки резервуаров 10

4 Технологический процесс зачистки 12

4.1 Технологический процесс 12

4.2 Состав и последовательность технологических операций 12

4.3 Подготовительные работы 13

4.4 Зачистка внутренних поверхностей от остатков высоковязких нефтепродуктов 14

4.5 Дегазация резервуара 16

4.6 Мойка резервуара 17

4.7 Удаление осадка 17

4.8 Чистовая обработка поверхностей 18

4.9 Зачистка заглубленных и подземных резервуаров 19

4.10 Зачистка резервуаров от остатков светлых нефтепродуктов 20

4.11 Зачистка от остатков нефтепродуктов резервуаров на АЗС 22

5 Регенерация продуктов зачистки 23

5.1 Состав продуктов зачистки 23

5.2 Регенерация и утилизация продуктов зачистки 23

6 Контроль качества зачистки 25

6.1 Требования, предъявляемые к чистоте поверхностей и атмосфере резервуаров 25

6.2 Особые требования к чистоте поверхности при подготовке резервуаров к дефектоскопии 25

6.3 Требования при подготовке резервуара к ремонту 26

7 Требования пожарной безопасности 27

8 Требования по охране труда, промышленной безопасности и промсанитарии 29

9 Охрана окружающей среды 32

10 Система энергообеспечения технологических процессов 33

11 Вспомогательное оборудование 34

12 Нормирование труда 35
Список использованных источников 44

Приложения

Приложение А Характеристика основных нефтепродуктов по пожаровзрывоопасности 46

Приложение Б Наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности 48

Приложение В Техническая характеристика моечных машинок 51

Приложение Г Техническая характеристика пароэжекторов 52

Приложение Д Флегматизация паровоздушной среды 53

Приложение Е Моющие средства 54

Приложение Ж Каскадный отстойник 58

Приложение И Экстракторная установка 59

Приложение Л Приборы и методы контроля 62

Приложение М Форма акта на выполненную зачистку резервуара 63

Приложение Н Техническая характеристика установки "Коалесцент" 65

Приложение П Группировка нефтепродуктов по вязкости 66

Приложение Р Вместимости и площади поверхностей резервуаров 67

Приложение С Параметры вентиляции 68

Приложение Т Показатели пожарной опасности нефтепродуктов 69

Приложение У Значения предельно допустимой санитарной

концентрации (ПДК) 70

Приложение Ф Утилизация промывочного раствора 71

Приложение Х Датчик напряженности электростатического поля (ИСЭ) 72

Приложение Ш Прибор контроля статического электричества (ИНП) 73

Рисунки 1-21 74-90
ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Резервуар – техническое средство для приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов.

Зачистка - технологический процесс очистки внутренних поверхностей резервуаров от остатков нефтепродукта.

Технологический остаток нефтепродукта - часть нефтепродукта, оставшаяся в резервуаре после выкачки насосом через зачистной патрубок.

Донный осадок (шлам ) - неподтекаемый осадок осевших на дно резервуара механических примесей (песок, ржавчина, ил и др.), скреплённых смолистыми веществами, выделяющимися из нефтепродукта.

Дегазация - технологический процесс замещения взрывоопасной среды в атмосфере резервуара воздухом.

Флегматизация - насыщение атмосферы резервуара инертными газами, аэрозолями, подавляющими процесс горения.

Температура вспышки – наименьшая температура конденсированного вещества, при которой в условиях специальных испытаний над его поверхностью образуются пары, способные вспыхивать в воздухе от источника зажигания, устойчивое горение при этом не возникает .

Область воспламенения – диапазон взрывоопасной среды с концентрациями паров нефтепродукта от НКПРП до ВКПРП.

Температура воспламенения нефтепродукта – наименьшая температура нефтепродукта, при которой в условиях специальных испытаний нефтепродукт выделяет горючие пары с такой скоростью, что при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение .

Нижний (верхний) концентрационный предел распространения пламени НКПРП (ВКПРП) - минимальное (максимальное) содержание горючего вещества в однородной смеси с окислительной средой, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания .

Температура самовоспламенения – наименьшая температура окружающей среды, при которой в условиях специальных испытаний наблюдается самовоспламенение вещества.

Температурные пределы распространения пламени (воспламенения) – такие температуры вещества, при которых его насыщенный пар образует в окислительной среде концентрации, равные соответственно нижнему (нижний температурный предел) и верхнему (верхний температурный предел) концентрационным пределам распространения пламени.

Взрывобезопасное состояние атмосферы резервуара – состояние, при котором исключается возможность взрыва.

Взрывоопасная среда – смесь воздуха с парами нефтепродукта с концентрацией, находящейся в области воспламенения.

Моечные машинки (гидромониторы) – устройство с автоматически поворачивающимися головками, направляющими струю моющего средства на промываемую поверхность по определённой траектории.

Пароэжектор – переносной пароструйный насос, работающий на энергии потока пара.

Гидроэжектор – струйный насос, работающий на энергии потока жидкости.

Моющее средство – пожаробезопасное техническое моющее средство (ТМС) на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Вакуумная установка – установка, предназначенная для создания и поддержания вакуума в закрытых сосудах и аппаратах.

Каскадный отстойник – предназначен для приготовления, хранения моющего средства и сбора отмываемых продуктов, очистки воды от нефтепродукта, подогрева воды перед подачей на промывку.

ТЭС (тетраэтилсвинец) – металлоорганическое соединение, добавляемое в бензин для получения октановых чисел.

Экстракторная установка – устройство, обеспечивающее отделение (экстрагирование) нефтепродукта из отмываемых продуктов зачистки.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Для обеспечения эксплуатационной надёжности резервуаров с нефтепродуктом необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, контроля, выявления и устранения дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.

Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов является неотъемлемой частью технологического процесса нефтепродуктообеспечения.

1.2 Металлические резервуары, за исключением резервуаров предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке, зачистке при необходимости смены сорта нефтепродукта, освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды, очередных и внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии и других эксплуатационных причин .

1.3 В соответствии с требованиями установлены следующие сроки периодической зачистки:

не менее двух раз в год – для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;

не менее одного раза в год – для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в 2 года – для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Металлические и железобетонные резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов следует зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надёжной эксплуатации резервуаров и оборудования.
1.4 Обеспечение сохранности качества нефтепродукта при смене сорта регламентируется требованиями и, в зависимости от наливаемого в резервуар нефтепродукта, вида остатка в нём, предусматривает в максимальном объеме зачистки выполнение следующих операций:

Удаление остатка;

Дегазацию;

Промывку под давлением горячей водой с моющим веществом (или пропарить);

Последующую промывку горячей водой;

Вентиляцию (просушку) днища;

Протирку ветошью.

1.5 Периодическая зачистка может быть сокращённой и полной в зависимости от предполагаемых работ после завершения процесса зачистки резервуара и должна обеспечить пожарную безопасность и санитарные условия труда.

1.6. Зачистка в полном объеме необходима при последующем выполнении работ в резервуаре с применением открытого огня, длительном пребывании работников внутри резервуара, градуировке, дефектоскопии, а также перед наливом отдельных сортов топлива.
1.7. Сокращенный объем зачистки применяется в случаях, когда не требуется пребывание работников в резервуаре или кратковременного пребывания (периодическая зачистка и смена марки нефтепродукта в соответствии с ГОСТ 1510-84) и заключается в удалении остатка нефтепродукта, промывке горячей водой и просушке днища или, в отдельных случаях, только в удалении остатка (остаток не более 0,25 % вместимости резервуара).

1.8 Резервуары подземные, эксплуатирующиеся на хранении высоковязких нефтепродуктов (мазуты, масла, моторное топливо и др.), зачищаются по мере необходимости, определяемой сроком ремонта и условиями сохранения качества.

Технология зачистки, оборудование и очищающие средства частично отличаются от используемых для зачистки наземных резервуаров.

1.9 Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов подготавливают к зачистке в соответствии с требованиями .

1.10 Процесс зачистки характеризуется большой трудоёмкостью и производственной опасностью. Поэтому организация и проведение технологического процесса зачистки должен предусматривать максимально возможную механизацию трудоёмких операций и устранение опасных и вредных производственных факторов.

1.11 В соответствии с требованиями настоящей Инструкции применительно к различным видам резервуаров должны разрабатываться технологические (технические) регламенты, рабочие инструкции, проекты организации работ-ПОР), предусматривающие выполнение соответствующих технологических операций с использованием сертифицированных средств механизации, приборов и устройств контроля безопасности.

1.13 Для проведения работ по зачистке резервуаров необходимо создание специализированного участка , оснащённого средствами механизированной зачистки, с учетом количества резервуаров, их объёмов, наличия очистных сооружений, энергетических источников и другими местными условиями.

2 ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЗАЧИСТКЕ

2.1. Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов и нефти относится к газоопасным работам. Поэтому организация, подготовка и проведение этой работы выполняется с учетом требований НТД:

ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.044, ГОСТ 12.3.047;

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту;

Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, утвержденной Госгортехнадзором СССР 20.02.1985 г.;

Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ на предприятиях нефтепродуктообеспечения, ТОИ Р-112-17-95;

Правил пожарной безопасности в РФ ППБ 01-93**;

Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения. ВППБ 01-01-94;

Настоящей инструкции.

2.2. Соблюдение требований вышеупомянутых руководящих документов обеспечивает безопасные условия труда, как при операциях зачистки резервуара от нефтепродуктов, так и при проведении ремонтных работ.

2.3.руководство предприятия. Исходя из существующего на нем резервуарного парка, наименований нефтепродуктов, оборудования, устройств, наличия технических моющих средств, обеспечивающих качественную безопасную зачистку, должно доукомплектовать предприятие необходимыми средствами зачистки и составить в установленном порядке на основе настоящей Инструкции рабочие инструкции на технологические процессы зачистки резервуаров.

2.4. В рабочей инструкции должны быть конкретизированы работы по подготовке и проведению операций зачистки, назначены ответственные работники за выполнение подготовительных и зачистных работ.

Проведение работ оформляется нарядом-допуском, приложение Б.

К наряду-допуску прикладываются схемы обвязки и установки оборудования (выкачка остатка, промывка, дегазация, удаление продукта зачистки и т.д.) и технологический процесс. Разработанная документация согласовывается с начальником пожарной охраны предприятия, инженером по ОТ ТБ и ПБ и утверждается главным инженером предприятия.

2.5. Главный инженер (технический руководитель) и инженер по охране труда предприятия несут ответственность за организацию и безопасность работ по зачистке резервуаров, а там, где эти должности не предусмотрены, -работодатель или лицо, назначенное приказом (из числа специалистов).

2.6. Начальник цеха (резервуарного парка) обязан:

Организовать разработку мероприятий по подготовке и безопасному проведению зачистных работ и обеспечивать контроль их выполнения;

Назначать ответственного за подготовку и ответственного за проведение работ, знающих порядок подготовки и правила проведения этих работ;

Совместно с ответственным за проведение работы определять средства индивидуальной защиты, состав исполнителей и устанавливать режим работы (продолжительность пребывания в средствах защиты, перерывов в работе, периодичность отбора проб воздуха и т.п.).

2.7. Начальник смены несет ответственность за правильность схемы отключения резервуара и коммуникаций, на которых должна проводиться работа, правильность и полноту инструктажа ответственного за подготовительные работы ответственного за проведение зачистки, за правильность и полноту принятых мер безопасности, а также за допуск персонала к проведению подготовительных работ и к непосредственному выполнению зачистных работ.

2.8. Ответственный за проведение подготовительных работ несет ответственность за правильность и надежность отключения резервуара и отглушения трубопроводов и выполнения мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.

Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:

Начинать работу только по согласованию с начальником смены;

Обеспечивать последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;

Обеспечивать проведение анализа воздушной среды на месте работы после выполнения подготовительных мероприятий;

После окончания подготовительной работы проверить ее полноту и качество и сдавать объект ответственному за проведение зачистки;

Доводить до сведения ответственного за проведение работы по зачистке и исполнителей о специфических особенностях резервуара (наличие и исправность понтона, замерных устройств и характерных опасностях, которые могут возникнуть при проведении работы.

2.9. Ответственный за проведение работ по зачистке резервуаров несет ответственность за правильность и полноту принятых мер безопасности, за достаточную квалификацию лиц, назначенных исполнителями работ, за полноту и качество их инструктажа, за техническое руководство работой и соблюдение работающими мер безопасности.

Ответственный руководитель работ должен пройти переподготовку (повышение квалификации в Академии ГПС МЧС России или а аккредитованной организации по учебным программам, согласованным в Академии ГПС МЧС).

Ответственный руководитель работ обязан:

Совместно с ответственным за подготовку резервуаров проверить полноту выполнения подготовительных мероприятий, готовность резервуара к зачистке;

Проверить у исполнителей наличие и исправность средств индивидуальной защиты, инструмента и приспособлений, их соответствие характеру выполняемых работ;

Проводить инструктаж исполнителей о правилах безопасного ведения работ и порядке эвакуации пострадавшего из опасной зоны;

Сообщать о готовности резервуара и исполнителей к производству работ газоспасательной службе (службе техники безопасности);

По согласованию с начальником смены и при получении подтверждения о возможности выполнения работ по зачистке от представителя ГСС (служба техники безопасности), удостоверенных их подписями в п. 14 наряда-допуска, давать указание исполнителям приступить к работе, предварительно проверив место работы. Состояние средств защиты, готовность исполнителей к работе;

контролировать выполнение исполнителями мероприятий. предусмотренных в наряде-допуске;

Обеспечивать последовательность и режим выполнения операций зачистки;

Обеспечивать контроль состояния воздушной среды в резервуаре;

Принимать меры. Исключающие допуск на место проведения работ лиц, не занятых ее выполнением;

В случае возникновения опасности или ухудшения самочувствия исполнителей, немедленно прекращать выполнение работ, поставить об этом в известность начальника цеха и принять необходимые меры по обеспечению безопасности работ;

По окончании регламентированных перерывов убеждаться, что условия безопасного проведения работ не изменились. Не допускать возобновления работ при выявлении изменения условий ее безопасного проведения;

По окончании работы совместно с начальником смены проверить полноту и качество выполненной работы и закрыть наряд-допуск.

2.10. Подготовку резервуара к зачистке выполняет подразделение предприятия. Эксплуатирующее данный объект, а зачистку резервуара, сбор и утилизацию продуктов зачистки поручается специализированной бригаде этого предприятия или стороннего аккредитованного 9имеющего сертификат системы сертификации услуг (работ) в области пожарной безопасности – СДСПБ) предприятия по договору. При проведении работ собственными силами члены зачистной бригады должны пройти обучение в аккредитованной в системе СДСПБ организации.

Выполнять работы по зачистке резервуара следует бригадой в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами в соответствии с требованиями п.8.2. настоящей инструкции.

2.11. Ответственным руководителем работ по проведению подготовительных операций и операций по проведению зачистки резервуаров может быть назначен один работник, если зачистка резервуара проводится собственными силами предприятия.

2.12. Исполнители работ по зачистке резервуара несут ответственность за выполнение всех мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.

Исполнители работ по зачистке резервуаров обязаны:

Пройти инструктаж по безопасному проведению работ и расписаться в наряде-допуске;

Ознакомиться с условиями. Характером и объемом работ на месте их выполнения;

Выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске;

Приступать к работе только по указанию ответственного за проведение этой работы;

применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные нарядом-допуском и требованиями раздела 8 настоящей инструкции;

Знать признаки отравления вредными веществами, места расположения средств телефонной связи и сигнализации, порядок эвакуации пострадавших из опасной зоны;

Уметь оказывать первую помощь пострадавшим, пользоваться средствами индивидуальной защиты, спасательным снаряжением и инструментом;

Прекращать работу при возникновении опасной ситуации, а также по требованию начальника цеха, ответственного за проведение работ, начальника смены, представителя ГСС, работников службы техники безопасности, представителей инспектирующих органов;

После окончания работ привести в порядок место проведения работ, убрать инструменты, приспособления и т.п.