88. Периодически производится проверка тяги в печи, с записью в журнале.

89. На паропроводе, для продувки нагревателя печи устанавливаются обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками устанавливается пробный (продувочный) кран для контроля за герметичностью задвижки и спуска конденсата пара. Трубопровод для продувки нагревателя паром постоянно находится в исправном, рабочем состоянии, освобожденным от конденсата.

90. Камеры сгорания печи, нагрева нефти, дымоходы оборудуются системой паротушения. Вентили трубопроводов паротушения располагаются в удобном для подхода и безопасном в пожарном отношении месте на расстоянии не менее 10 м от печи.

91. Трубчатые печи и огневые подогреватели оборудуются системой пожаротушения, огнетушителями и пожарным инвентарем по проекту.

92. При негерметичности системы нагрева остановить эксплуатацию печи согласно ПЛА.

На трубопроводах подачи газа на неработающих форсунках устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале.

93. Эксплуатация трубчатых печей на газовом топливе допускается персоналу, имеющему соответствующую квалификацию и допуск по безопасной эксплуатации газового оборудования.

Глава 3. Эксплуатация печей с беспламенными

панельными горелками

94. Перед розжигом панельных горелок, проверяется давление газа в коллекторах в соответствии с технологическим регламентом.

95. Для розжига панельных горелок применяется устройство с дистанционным включением.

96. При розжиге ручным способом ввести зажженный факел, поместить его перед первой горелкой, открыть вентиль подачи газа и убедиться, что горелка зажжена. Дальнейшее зажигание горелок производится в последовательности их расположения в соответствии с технологическим регламентом.

97. Розжиг блока панельных горелок производят два человека.

98. При эксплуатации печи контролируется температура наружных стенок распределительных камер горелок и при ее повышении больше нормы отключается горелка.

99. При нарушении стабильного горения отключить горелку, топливопровод и прочистить сопло.

Глава 4. Эксплуатация электрообессоливающих установок

100. Электрическая часть установки обслуживается электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификационную группу допуска по электрической безопасности в соответствии с действующими «Требованиями техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

101. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, имеет сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенным на нем предупредительным плакатом «Высокое напряжение - опасно для жизни» и знаками безопасности.

102. Не допускается входить за ограждение во время работы электродегидратора.

103. На ограждении площадки электродегидратора устанавливается блокировка, на отключение элетроэнергии при открывании ограждения.

104. Во время работы электродегидраторов на лестнице для подъема на него вывешивается предупредительный плакат «Стой высокое напряжение», «Не влезай, убьет».

105. Электродегидратор имеет устройство, отключающее напряжение при понижении уровня нефти в аппарате. Проверка всех блокировок производится по графику, в соответствии с руководством изготовителя, технологическим регламентом.

106. Заполнение нефтью и эксплуатация электродегидратора производится по руководству изготовителя и технологическому регламенту, в которых предусматривается выпуск газа и паров нефти перед подачей электрического напряжения, при соблюдении требований взрывопожаробезопасности.

107. Подача электроэнергии на установку производится электротехническим персоналом по указанию руководителя работ и записи в журнале о готовности электродегидратора к включению.

108. При пожарной опасности производится отключение электроэнергии в соответствии с ПЛА и оповещение лиц контроля, аварийно - спасательной и пожарной службы.

109. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников автоматизированное и осуществляется закрытым способом.

Глава 5. Сепарационные установки

110. Сепарационные устройства УПН и ВУС обеспечивают исключение попадания газа в промежуточные, сырьевые и товарные резервуары, в соответствии технологическим регламентом.

111. Сепараторы оборудуются системой дистанционного управления и контроля, противоаварийной и противопожарной защиты, предохранительными клапанами, указателями уровня и устройством для автоматического слива нефти в соответствии с руководством изготовителя и требованиями взрывопожаробезопасности для сосудов работающих под давлением.

112. При продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии открывают постепенно и плавно.

Глава 6. Блочные установки

113. Перед пуском блока отсеки заполняют водой с целью предотвращения прогара топок и пропитки коалисцирующей набивки.

114. Уровень воды в отсеках соответствует руководству изготовителя.

115. Розжиг форсунок огневого подогревателя блока производится после заполнения отсеков водой в соответствии с технологическим регламентом.

116. Подача эмульсионной нефти производится после достижения температуры в огневом подогревателе блока в соответствии с технологическим регламентом. Задвижку на трубопроводе открывают постепенно и плавно.

117. Не допускается нагревать нефть выше допустимой температуры указанной в технологическом регламенте.

118. Количество подаваемой эмульсионной нефти не более пропускной способности разгрузочных клапанов.

119. Во время работы блока контролируется давление, не допуская превышения параметров, предусмотренных технологическим регламентом.

120. Регулярно производится спуск воды из отсеков огневого подогревателя и отстоя через дренажные патрубки в соответствии с технологическим регламентом.

121. При негерметичности во фланцевых соединениях, сварных швах, деформации в топках огневого подогревателя блок останавливается в соответствии с ПЛА и технологическим регламентом.

122. Ежесменно проверяется состояние разгрузочных клапанов на линиях отвода воды и нефти путем периодического открытия.

123. Для загрузки коалисцирующей набивки в блок предусматривается лестница, площадки и ограждения.

124. Производить обслуживание контрольно-измерительных приборов, предохранительных клапанов, запорной арматуры, смонтированных на верхней части аппарата, допускается с рабочих площадок.

Глава 7. Стабилизационные установки

125. Бензин, подаваемый на орошение стабилизационной колонны, не содержит воды.

126. При обнаружении негерметичности в корпусе стабилизационной колонны установка останавливается и принимаются меры безопасности согласно ПЛА и технологического регламента.

127. Не допускается эксплуатировать конденсаторы-холодильники с неисправными устройствами. При появлении в отходящей воде признаков нефтепродукта конденсатор-холодильник отключается от действующих аппаратов для устранения неисправности.

Глава 8. Деэмульсация нефти в трубопроводах

128. Давление на насосе, подающем деэмульгатор для трубной деэмульсации, выше давления нефти в трубопроводе.

129. На линии подачи деэмульгатора при врезке ее в трубопровод с нефтью устанавливается запорное устройство.

130. Для сбора воды, отделившейся в процессе трубной деэмульсации, предусматриваются очистные сооружения или устройства для утилизации сточных вод.

131. Система технологической канализации позволяет осуществлять отвод отделившейся воды.

Раздел 3. Требования безопасной эксплуатации

вспомогательных устройств и сооружений

Глава 1. Технологические трубопроводы

132. Устройство, расположение, технические характеристики технологических трубопроводов (далее - трубопроводы) устанавливаются в проекте в соответствии с требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности, строительными и санитарными правилами и нормами.

133. Эксплуатация, обслуживание и ремонт трубопроводов производится в соответствии с требованиями промышленной безопасности, технологическим регламентом, графиком планово – предупредительных работ (ППР).

134. Не допускается прокладка транзитных технологических трубопроводов под и над зданиями, сооружениями и установками. Это требование не распространяется на уравнительные и дыхательные трубопроводы, проходящие над резервуарами.

135. Для прохода труб через внутренние стены помещений устанавливают футляры и уплотнительные устройства. Не допускается нахождение сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в стене или фундаменте.

136. Трубопроводы подлежат периодическому осмотру и техническому освидетельствованию согласно графику, утвержденному техническим руководителем.

137. На трубопроводах не допускается изолированного внутреннего пространства, зон обратной циркуляции и турбулентности.

138. Профиль трубопроводов, в которых возможно выделение воды, не имеет пониженных участков. В местах, где возможно выделение воды, предусматривается возможность ее дренирования.

139. Трубопроводы для влагосодержащей нефти и нефтепродуктов защищают тепловой изоляцией, а при эксплуатации при низких температурах, оборудованы обогревающим тепловым спутником.

140. При обнаружении участков изоляции, пропитанной нефтью и нефтепродуктом, принимаются меры к предотвращению самовоспламенения (снять пропитанную изоляцию, подвести водяной пар) и замене.

141. Запорная и регулирующая арматура трубопроводов устанавливается в соответствии с проектом, технологической схемой, руководством изготовителя, требованиями промышленной и пожарной безопасности и климатическими условиями.

142. Запорная и регулирующая арматура, устанавливаемая на трубопроводах для продуктов с температурой нагрева выше 200 ° С, для газов и легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки ниже 45 ° С и наличием вредных веществ, независимо от температуры и давления, стальная и соответствует характеристике технологической среды, требованиям взрывопожаробезопасности на период проектной эксплуатации:

1) расположение запорной арматуры обеспечивает удобное и безопасное обслуживание, ремонт и замену;

2) не допускается оставлять открытой запорную арматуру на трубопроводах находящихся в консервации и на ремонте. Исключенные из технологической схемы трубопроводы глушатся с составлением акта и регистрацией на технологической схеме;

3) запорная арматура на трубопроводах систематически смазывается и легко открывается. Не допускается применять для открытия и закрытия запорной арматуры крюки, ломы, трубы и тому подобное;

4) запорную арматуру на трубопроводах открывают и закрывают медленно во избежание гидравлического удара;

5) на запорной арматуре наносятся указатели «Открыто», «Закрыто»;

6) запорная арматура обеспечивает возможность надежного и быстрого прекращения доступа продукта в отдельные участки трубопроводов. Неисправности в запорной арматуре и на трубопроводах устраняются в соответствии с ПЛА и руководством изготовителя;

7) замена прокладок и запорной арматуры на трубопроводах допускается после очистки от технологической среды, продувки паром, инертным газом, отключения трубопровода от действующих трубопроводов задвижками с установкой заглушек и регистрацией в журнале.

143. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов весом более 50 кг, требующих периодической разборки, предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа арматуры.

144. Не допускается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных, токсических и агрессивных газов и продуктов при наличии нестандартных элементов не предусмотренных проектом и руководством изготовителя.

145. Трубопроводы с газами и нефтепродуктами не имеют непосредственного соединения с водяными и пневматическими трубопроводами.

146. Трубопроводы соединяются между собой через задвижки с контрольным вентилем и манометром между ними, который находится в открытом состоянии. Герметичность задвижек проверяется не реже одного раза в смену по отсутствию давления на манометре.

147. Трубопроводы прокладывают по самокомпенсирующему профилю или оборудуют компенсаторами в зависимости от условий технологического процесса и температуры нагрева.

148. Наземные трубопроводы укладываются на опоры из несгораемого материала, в соответствии с проектом:

1) не допускается в качестве опорных конструкций использовать действующие трубопроводы, элементы оборудования, зданий и сооружений;

2) конструкция опор и компенсаторов не препятствует перемещению трубопроводов в пределах установленных проектом;

3) все трубопроводы прочно укреплены, защищены от вибрации и внешнего механического воздействия;

4) за состоянием подвесок и опор трубопроводов, проложенных над землей, обеспечивается технический контроль во избежание опасного провисания и деформации, опасности негерметичности и пропуска продуктов. Неисправности и нарушения в состоянии подвесок и опор трубопроводов устраняются.

149. После каждой перекачки горячего высоковязкого продукта при наличии опасности застывания, все трубопроводы, в том числе и аварийные, прокачиваются маловязким не застывающим продуктом.

150. Эксплуатация трубопроводов сжиженного газа и нестабильного бензина производится в соответствии с технологическим регламентом:

1) запорную арматуру на наполнительном и расходном трубопроводах устанавливать у емкости в соответствии с проектом;

2) на всех трубопроводах перед вводом в парк емкостей и резервуаров сжиженного газа и нестабильного бензина устанавливают задвижки;

3) вдоль трассы подземного трубопровода, устанавливают опознавательные знаки в соответствии с проектом;

4) охранные зоны трубопроводов указывают в соответствии с проектом;

5) трубопроводы не имеют соединений с трубопроводами, по которым транспортируются другие продукты и газы;

6) подвод пара, инертного газа к трубопроводам для продувки производится с помощью съемных участков трубопроводов или гибких соединений, с установкой запорной арматуры с двух сторон съемного участка. После окончания продувки съемные участки демонтируют, на запорной арматуре устанавливают заглушки.

Глава 2. Резервуары

151. Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные мероприятия, способ монтажа обосновывается проектом в зависимости от емкости, технологического процесса, климатических условий, характеристики сред, с учетом требований взрывопожаробезопасности.

152. Монтаж и эксплуатация резервуаров выполняются по утвержденному проекту организации работ, в соответствии с руководством изготовителя, технологическим регламентом, требованиями промышленной, пожарной и экологической безопасности.

153. Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится комиссией организации после проверки качества работ в соответствии с проектной документацией, с составлением актов и других пусковых документов.

154. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся гидравлические испытания, проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

155. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, обеспечиваются следующей документацией:

1) проектом;

2) паспортами на запорную арматуру и дыхательные клапаны;

3) техническим паспортом резервуара с указанием срока эксплуатации;

4) техническим паспортом на понтон;

5) градуировочной таблицей резервуара;

6) технологическим регламентом;

7) схемой противопожарной защиты;

8) схемой нивелирования основания;

9) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

10) перечнем комплектации и актами технического состояния оборудования резервуаров;

11) исполнительной документацией на строительство и ввод в эксплуатацию резервуаров;

12) журналом текущего обслуживания;

13) журналом контроля состояния заземления, устройств молниезащиты.

156. Планировка территории, на которой расположены резервуары, устройство твердого покрытия, обвалований, ограждений, дорог, переходов, коммуникаций, освещения соответствуют проекту. При необходимости разборки обвалования, возникающей в связи с прокладкой или ремонтом коммуникаций, оно восстанавливается после окончания этих работ:

1) для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждения устанавливают лестницы - переходы с перилами в количестве;

для отдельно стоящего резервуара не менее двух;

для группы резервуаров не менее четырех.

Не допускается переходить через обвалование в других местах;

2) проезд транспорта в опасной зоне резервуаров допускается по разрешению, выданному руководителем объекта и согласованному с пожарной службой, при обязательном наличии искрогасителя на выхлопной трубе и ограничением скорости до 5 км/час;

3) подъезд автотранспорта к эксплуатируемому резервуару допускается не более чем на 20 м;

4) в случае утечек, места разливов нефтепродуктов зачищаются, пропитанный грунт удаляется в отведенное место, образовавшаяся выемка засыпается чистым грунтом или песком;

5) не допускается складировать горючие и другие материалы на территории резервуарной площадки. Земляные выработки и траншеи для проведения ремонтных работ ограждают, после окончании работ засыпают с планировкой площадки.

157. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары обеспечивают средствами пожаротушения в соответствии с проектом и требованиями пожарной безопасности:

1) средства пожаротушения находятся в исправном состоянии в предназначенных местах, обеспечивающих свободный доступ персонала и быстрое применение;

2) не допускается на территории резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров курение и применение открытого огня;

3) освещение и электрооборудование имеют взрывопожаробезопасное исполнение согласно проекта и требований безопасности;

4) на территории и резервуарах размещают предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, запрете курения и использования открытого огня на объекте;

5) в случае необходимости отогрев арматуры резервуаров допускается производить паром или горячей водой.

158. Резервуар обеспечивается дыхательными и предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения перелива, средствами автоматики и телеметрии, КИПиА, противопожарным оборудованием, приемораздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками, лестницами, площадками и ограждениями в соответствии с проектом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, технологическим регламентом.

159. Резервуары имеют устройства для отвода газов, паров, воздуха, сбора утечек нефтепродуктов и стационарную систему пожаротушения, включая пенное огнетушение.

Арматура с дистанционным и телеметрическим управлением устанавливается в соответствии с проектом, руководством изготовителя.

160. Каждый действующий резервуар обеспечивается полным комплектом оборудования, соответствующего проекту, технической и эксплуатационной документацией изготовителя.

На резервуаре несмываемой краской наносится обозначение и номер, соответствующий технологической схеме, отметки и значение максимального уровня наполнения резервуара (около уровнемера и на крыше около замерного люка).

Номер и обозначение заглубленного резервуара указываются на установленной табличке.

Резервуары укомплектовываются сигнализаторами допустимого предельного уровня жидкости и аварийной сигнализацией в соответствии с проектной и технической документацией изготовителя.

161. На каждый резервуар составляют и утверждают технологический регламент, в котором указывают следующие сведения:

1) максимальный и минимальный уровни жидкости в резервуаре (в сантиметрах);

2) максимально допустимая температура подогрева жидкости в резервуаре (в градусах Цельсия);

3) тип, количество и пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов;

4) максимальная производительность наполнения и опорожнения резервуара (в кубических метрах в час);

5) максимальный и минимальный допустимый уровень нефти при включенных пароводоподогревателях (в сантиметрах).

162. Назначение и обозначение запорной арматуры и других устройств для управления резервуаром и его безопасного обслуживания указывают на технологической схеме.

163. Резервуары заземляют по схеме, предусмотренной проектом и руководством изготовителя. Сопротивление заземляющего устройства резервуаров измеряется не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта. Резервуары имеют защиту от статического электричества, предусмотренную проектом, исправность которой проверяется по графику, утвержденному техническим руководителем.

164. Наземную часть заземляющих устройств окрашивают масляной краской в черный цвет с красными поперечными полосами. Контактные поверхности не окрашивают.

Схемы коммуникаций размещаются на рабочем месте оператора.

165. Верхняя площадка резервуара имеет перила высотой не менее 1 м, с бортом не менее 0,1 - 0,15 м, лестницы, примыкающие к перилам:

1) на огражденной площади крыши находится замерный люк, замерное устройство и другая арматура;

2) за исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше устанавливают постоянный контроль. Площадки и ступени лестницы и площадки содержатся в чистоте, очищаются деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила техники безопасности, установленные для работ на высоте;

3) не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования, производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара. Во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).

166. Дыхательная арматура, предохранительные и сигнальные устройства, КИПиА установленные на резервуаре, соответствуют допустимому избыточному давлению и вакууму.

167. Резервуары, оснащаются непромерзающими дыхательными клапанами и системами обогрева в соответствии с проектом и документацией изготовителя.

168. Территория резервуарных парков, внутри и снаружи, содержатся в чистоте, соответствуют требованиям промышленной, пожарной и экологической безопасности. Не допускается загрязненность территории нефтепродуктами, отходами и сухой растительностью.

169. На территории резервуарного парка в темное время суток допускается пользоваться взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными) напряжением 12 Вольт.

Включение и выключение светильников производится вне обвалования резервуарного парка.

170. Переключение задвижек при автоматическом или ручном управлении соответствует схеме управления.

171. Управление задвижками производится в соответствии с технологическим регламентом, ПЛА.

Запорная арматура и другие устройства имеют указатели их положения и соответствующие обозначения, указанные на технологической схеме.

172. Характеристика и параметры технологической среды, режим эксплуатации соответствуют условиям безопасной эксплуатации резервуаров и их обвязки с другими коммуникациями.

173. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем пожаротушения, ограждений, лестниц, площадок и других элементов, до их устранения в соответствии с ПЛА и требованиями по промышленной, пожарной и экологической безопасности.

174. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не превышает пропускной способности дыхательных клапанов, указанной в технологическом регламенте.

175. При расположении внутри резервуара парового нагревателя предусматривается устройство для спуска из него конденсата. Паровые нагреватели надежно закрепляют на опорах. Соединение труб нагревателей производится сваркой:

1) сырую нефть в резервуарах подогревают водяным паром, подаваемым в нагреватель. Уровень нефти над нагревателем поддерживать не менее 0,5 м. Перед пуском пара освободить нагреватель от конденсата;

2) открывать задвижки при пуске пара постепенно. Герметичность подогревателей контролируют по расходу и давлению пара, загрязненности спускаемого конденсата нефтью;

3) температура подогрева ниже температуры кипения нефти и указывается в технологическом регламенте;

4) температуру нагревания систематически контролировать, данные контроля записывать в журнал;

5) при заполнении резервуара нефтью, которая подлежит подогреву или длительному хранению, уровень ее не превышает 95 % высоты емкости.

176. Удалять подтоварную воду из резервуаров средствами, предусмотренными проектом и руководством изготовителя. Во время слива подтоварной воды следить за стоком, не допуская вытекания нефти с водой.

Водоспускные задвижки и сифонные краны резервуаров в холодное время года утепляются.

177. При открывании люков резервуаров, измерении уровня нефти, отборе проб нефтепродукта, при спуске подтоварной воды и других работах, связанных с вскрытием резервуара и его обвязки, обслуживающий персонал находится с боковой стороны от люка по направлению ветра.

178. В резервуарах, эксплуатирующихся под избыточным давлением свыше 200 Па, с газоуравнительной системой и предназначенных для хранения нефти, содержащей сероводород и другие вредные вещества, измерение уровня и отбор проб нефти автоматизируются:

1) в резервуарах с давлением до 200 Па при отсутствии в составе нефти вредных и токсичных веществ замер уровня нефти и отбор проб допускается производить вручную квалифицированными работниками в составе двух человек, с исправными приборами, после выполнения требований технологического регламента, по распоряжению лица контроля;

2) переносные пробоотборники изготавливают в искробезопасном исполнении. Для крепления переносного пробоотборника применяется веревка из хлопчатобумажного материала;

3) работникам перед отбором проб и замером уровня нефти выполняют следующие требования:

надеть выданную специальную одежду и специальная обувь, проверить исправность СИЗ ОД и переносного газоанализатора;

проверить исправность приспособлений для замера уровня, отбора и переноса проб (пробоотборник, рулетка);

закрыть задвижку газоуравнительной системы;

провести совместно с лаборантом анализ воздушной среды переносным газоанализатором на месте работ до и после открытия люка;

4) пробы допускается отбирать через замерный люк не раньше, чем через два часа после окончания закачки нефти в резервуар;

5) не допускается производить замер уровня и отбирать пробы нефти из резервуаров в следующих случаях:

при загазованности на месте работ выше ПДК;

во время закачки и откачки нефти;

во время грозы;

при скорости ветра более 8 м / с;

во время гололеда и тумана;

без наблюдающего и при невыполнении условий безопасности;

6) в резервуарном парке допускается передвигаться по пешеходным дорожкам через обвалование резервуаров, по переходам;

7) во время отбора проб работники выполняют следующие требования:

контролируют загазованность на месте работ;

на крыше резервуара допускается передвижение по проходам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается;

во время закачки и откачки нефти не допускается нахождение на крыше резервуара;

при отборе проб и замере уровня нефти в резервуаре запорная задвижка на газовой обвязке газоуравнительной системы закрыта;

не допускается находиться над открытым люком во избежание отравления вредными парами и газами;

при замере уровня нефти в резервуаре, замерное устройство двигается по направляющей колодке, плавно, без рывков и ударов для исключения опасности искрообразования;

спуск и подъем замерного устройства производится в хлопчатобумажных рукавицах;

из пробоотборника пробы переливаются в герметичный сосуд;

не допускается попадание в резервуар посторонних предметов;

не допускается сливать нефть и нефтепродукты в резервуар через замерный люк;

при открытии и закрытии крышки люка не допускаются ее удары;

в ночное время работники используют аккумуляторные или батарейные светильники во взрывозащищенном исполнении и включают их на расстоянии не менее 20 м от резервуара;

не допускается включение и выключение, ремонт и замена лампы светильников в опасной зоне;

8) после окончания работ выполняются следующие требования:

закрыть крышку люка с использованием герметичной прокладки и надежно закрепить;

если во время отбора проб на крышу резервуара попала нефть, тщательно очистить это место от загрязнения безопасным способом;

открыть задвижку газоуравнительной системы;

очистить и вытереть все приспособления для отбора проб и собрать для переноски в сумку или контейнер.

179. Замерный люк на резервуарах обеспечивается герметичной крышкой с устройством для открывания и искробезопасным уплотнением.

180. После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка закрыть осторожно, не допуская падения и удара крышки.

181. Основание резервуара защищается от размыва поверхностными водами, для чего обеспечивают постоянный отвод воды по канализации к очистным устройствам.

182. Сброс загрязнений после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по отдельному трубопроводу в шламонакопители.

183. Действующий резервуар отключают и освобождают от нефти при следующих обстоятельствах:

1) утечка нефти непосредственно из резервуара;

2) обнаружение нефти в дренажных колодцах или контрольной трубе камеры управления;

3) при необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную систему, отключают его от газовой обвязки, закрывают задвижки на газопроводе и устанавливают заглушки;

4) установка и снятие заглушек регистрируется в журнале;

5) при нарушении герметичности в резервуаре, отключить резервуар от трубопроводов коммуникаций и устранить повреждения в соответствии с ПЛА и технологическим регламентом.

184. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому техническому освидетельствованию и диагностике, позволяющей определить необходимость и вид ремонта, остаточный срок эксплуатации резервуара.

185. Включение в работу резервуаров после освидетельствований, ревизий и ремонта производится на основании акта приемки с письменного разрешения лица контроля.

186. Если по замерам или другим данным обнаруживается, что нарушен нормальный режим наполнения или опорожнения резервуара (емкости), то принимаются меры по выяснению причины нарушения и ее устранению. В необходимых случаях операции останавливают в соответствии с технологическим регламентом и ПЛА.

187. Приступать к наполнению или опорожнению резервуара (емкости) допускается после того, как обслуживающий персонал удостоверится в правильности открытия задвижек, связанных с перекачкой. Открытие и закрытие задвижек производится плавно.

188. Не допускается производить одновременные операции с задвижками по отключению и включению действующих резервуаров (емкостей).

189. При переключении резервуара вначале открыть задвижку на резервуаре, который предусматривается заполнять, после этого перекрыть задвижку на отключаемом от заполнения резервуаре.

190. Автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке производится при условии защиты трубопроводов от превышения давления.

191. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.

192. Не допускается закачивать в резервуары продукт с упругостью паров превышающей проектную, на которую они рассчитаны.

193. Эксплуатация подземных резервуаров производится при соблюдении требований безопасности в соответствии с проектом, технологическим регламентом:

1) световые люки, во время эксплуатации закрывают крышками на прокладках. Открывать их допускается для вентиляции на время ремонта или очистки емкости;

2) высота вентиляционных труб, составляет не менее 2 м от уровня верхнего покрытия;

3) управление арматурой, расположенной в камерах (шахтах) подземных емкостей, дистанционное. Для спуска в камеру (шахту) устанавливают стационарные металлические лестницы;

4) камеры (шахты) обеспечиваются дефлектором с высотой отводной трубы 3,5 - 4 м от поверхности площадки;

5) очистка подземной емкости от отложений производится механизированным способом (применение гидромониторов, гидроэлеваторов);

6) для спуска в подземную емкость через люки применяются стационарные лестницы с ограждением. Лестницы доходят до дна емкости.

194. Эксплуатация резервуаров и емкостей для сжиженных газов и нестабильного бензина производится в соответствии с проектом, технологическим регламентом, руководством изготовителя:

1) замерные стекла имеют защиту от повреждения, краны автоматические блокировки при поломке стекла. На стекле указывается метка предельного уровня в емкости;

2) для контроля температуры на каждой емкости устанавливается термопара или дистанционный термометр.

Температура закачиваемого продукта не превышает температуру, при которой упругость паров продукта превышает допустимое рабочее давление емкости;

3) для контроля давления на емкостях устанавливают манометры в соответствии с руководством изготовителя. На линии, ведущей к манометру, не допускается производить подключения для отбора проб продукта;

4) уровень жидкости, температуру и давление контролировать и фиксировать записью в журнале;

5) отбор проб из емкостей производится пробоотборщиком совместно с оператором, обслуживающим емкости, или оператором, имеющим допуск на право отбора проб в присутствии наблюдающего;

6) к емкостям прокладывают паропровод или теплоспутники для обогрева трубопроводов, запорной арматуры, пропарки емкостей, для создания паровой завесы при опасной или аварийной ситуации;

7) установка обогревающих устройств внутри или снаружи емкости допускается при условии, если температура теплоносителя не вызывает повышения давления в емкости выше расчетного;

8) емкости обеспечиваются дренажными устройствами для отвода воды в канализацию;

9) штуцер для спуска воды оборудуется незамерзающим клапаном;

10) для защиты от нагрева солнечными лучами емкости окрашивают в светлый цвет.

В климатических условиях, где возможен нагрев продукта в емкости свыше 45 ° С, принимаются меры для предотвращения перегрева емкости (теплоизоляция, теневые кожухи, орошение водой).

Глава 3. Сливо-наливные железнодорожные эстакады

195. Перед вводом в эксплуатацию для сливо – наливные железнодорожные эстакады, (СНЭ) (далее - СНЭ) разрабатывают и утверждают технологический регламент со схемами, ПЛА, производят согласование с железнодорожной организацией обслуживающей объект.

196. Эстакады размещаются на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути и оборудуются площадки, лестницы, расположенные в местах удобных для обслуживания. Лестницы устанавливаются через каждые 50 м длины, но не менее двух расположенных по торцам эстакады. При установке лестниц, расположенных в средней части эстакады, они монтируются с учетом выхода персонала на две стороны эстакады:

1) железнодорожные пути, СНЭ, трубопроводы, телескопические трубы, устройства для налива и слива, шланги и наконечники имеют заземление и молниезащиту в соответствии с проектом и требованиями электробезопасности;

2) площадки СНЭ имеют твердые покрытия, систему канализации и систему для сбора нефтепродуктов в случае аварийной утечки, соответствующие требованиям взрывопожаробезопасности;

3) СНЭ оборудуют автоматическими устройствами для предотвращения перелива вагонов - цистерн, устройствами дистанционной сигнализации в насосную, устройствами для механизации налива и его герметизации;

4) расположение трубопроводов, задвижек и сливо-наливных устройств обеспечивает безопасный свободный проход обслуживающего персонала. Органы управления задвижек, вентилей, подъемных механизмов сливо - наливных устройств располагаются на удобной и безопасной для обслуживания высоте;

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4