Категории

Вакуумирование резервуара

ROTHENBERGER ROWELD P355B

Дегазация резервуаров

Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.  

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ»

УТВЕРЖДЕНО

ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

28.01.2004 г.

Введено приказом № 9 от 28.01.2004 г.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

СОГЛАСОВАНО

Управление по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России 14.01.2004 г. № 10-14/28

 

РАЗРАБОТЧИК

ОАО СКБ «Транснефтеавтоматика»

Управление по надзору в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности 11.05.2004 г. № 11-11/443

 

 

Главное управление государственной противопожарной службы МЧС России 05.12.2003 г. № 18/5/3237

 

 

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.

Дойный осадок (шлам) - неподтекаемый осадок осевших на дно резервуара механических примесей (песок, ржавчина, или др.), скрепленных 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 испытании над его поверхностью образуются пары способные вспыхивать в воздухе от источника зажигания, устойчивое горение при этом не возникает [25].

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

Температура воспламенения нефтепродукта - наименьшая температура нефтепродукта, при которой в условиях специальных испытании нефтепродукт выделяет горючие пары с такой скоростью, что при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение [25].

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 [25].

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 определенной 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.

Содержание

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Для обеспечения эксплуатационной надежности 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].

1.3 В соответствии с требованиями [4] 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, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

1.4 Обеспечение сохранности качества нефтепродукта при смене сорта регламентируется требованиями [4] и, в зависимости от наливаемого в резервуар нефтепродукта, вида остатка в нем, 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 сокращенной 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 [19].

1.10 Процесс зачистки характеризуется большой трудоемкостью и производственной опасностью. Поэтому организация и проведение технологического процесса зачистки должен предусматривать максимально возможную механизацию трудоемких 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.

1.12 Рекомендуемое специальное оборудование и устройства соответствуют требованиям безопасности и имеют соответствующие разрешения контролирующих организаций.

1.13 Для проведения работ по зачистке резервуаров необходимо создание специализированного участка, оснащенного средствами механизированной зачистки, с учетом количества резервуаров, их объемов, 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;

- Правил 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 P-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 и 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 (выкачке остатка, промывка, дегазация, удаление продуктов 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, назначаемое 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 и 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 выполнение 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 в аккредитованной организации по учебным программам, согласованным в Академии ГПС МЧС.

Ответственный руководитель работ обязан:

- совместно с ответственным за подготовку резервуара проверить полноту выполнения подготовительных мероприятий, готовность резервуара к зачистке;

- проверять 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 (службы 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 окончанию регламентированных перерывов убеждаться, что условия безопасного проведения работ не изменились. Не допускать возобновление работ при выявлении изменения условий ее безопасного проведения;

- по окончании работы совместно с начальником смены проверить полноту и качество выполненной работы и закрывать 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 (имеющее 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 исполнителей 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.

3 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ЗАЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ

Для выполнения технологических операций по зачистке резервуаров необходимы следующее основное оборудование, системы и устройства, сертифицированные в установленном порядке:

3.1.1 Насосная установка на базе ПСГ-160 представляет собой двухступенчатый центробежный насос 6НГМ-7×2 с приводом от двигателя автомобиля. Производительность насоса 110-160 м3/ч и давление 5-14 кПа (50-140 м вод. ст.). Насосная установка предназначена для подачи моющего раствора ТМС на очистку резервуара и на гидроэлеватор (эжектор).

3.1.2 Гидроэлеватор Г-600А (эжектор) работает на принципе эжекции и обеспечивает откачку образующейся в процессе мойки эмульсии и механических примесей (песок, ржавчина и т.д.) из очищаемого резервуара.

Производительность гидроэлеватора Г-600А зависит от давления рабочей жидкости в напорной линии. При давлении 0,8 Па производительность составляет 600 л/мин (36 м3/ч). Для подземных резервуаров следует использовать эжектор ЭВЗ-20 ПМ (Приложение К).

3.1.3 Рукава с соединительными головками служат для прокладки коммуникационных линий между оборудованием (насос, моечная машинка, гидроэлеватор и т.д.), по которым циркулирует рабочая жидкость. В технологической схеме применяются бензостойкие прорезиненные рукава внутренним диаметром 51, 66, 77 мм и упрочненные проволочной спирали рукава с внутренним диаметром 75 и 125 мм.

3.1.4 Рукавное разветвление трехходовое РТ-80 предназначено для управления потоком рабочей жидкости в рукавных линиях.

3.1.5 Ствол ручной доочистки РС-Б применяется для смыва остатков шлама с днища очищенного резервуара к гидроэлеватору. Производительность ствола, зависит от давления у насадка и изменяется от 0,35 л/с при давлении 0,4 МПа (40 м вод. ст.) до 4,0 л/с при давлении 0,6 МПа (60 м вод. ст.).

3.1.6 Переходники служат для соединения рукавов разных диаметров между собой.

3.1.7 Рукавные задержки устанавливаются при прокладке рукавных линий по вертикали.

3.2 Устройства для механизированной мойки резервуаров пожаро-безопасными ТМС - моечные машинки (гидромониторы). Техническая характеристика некоторых из них приведена в приложении В.

3.3 Устройства для принудительной вентиляции резервуаров (электровентиляторы, пароэжекторы). Техническая характеристика пароэжекторов приведена в приложении Г. Выбор количества вентиляторов и их характеристики должны обеспечивать требуемый режим вентиляции, приведенный в таблице приложения С.

3.4 Систему флегматизации атмосферы резервуара, приложение Д.

3.5 ТМС. Наименование и количество ТМС определяется в зависимости от удаляемого нефтепродукта, конструкции резервуара. Общедоступные ТМС: МЛ-51, МЛ-52, МЛ-72, Лабомид-203М (Темп-300) и другие. В качестве моющего средства может применяться вода (горячая вода) и вода в смеси с ТМС.

Применение ТМС - выбор температуры подогрева, дозировка, условия отделения от продуктов размыва и другие параметры применения должны быть в соответствии с инструкциями заводов - изготовителей этих ТМС.

3.6 Систему приготовления, хранения, регенерации ТМС, сбора продуктов зачистки, включающую:

- каскадный отстойник, приложение Ж;

- системы трубопроводов для подачи ТМС в резервуар и выкачки продуктов зачистки;

- теплообменник;

- насосы подачи ТМС;

- устройство для сбора продуктов зачистки и экстрагирования остаточного нефтепродукта из него, приложение И.

3.6 Систему энергообеспечения оборудования (насыщенный водяной пар, электроэнергия).

3.7 Резинотканевые рукава (паровые, водяные диаметром 32 и 50 мм) с запорной арматурой.

3.8 Переносной пульт управления (электрощит) с пусковой аппаратурой и кабелями.

3.9 Транспортные и грузоподъемные средства.

4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ЗАЧИСТКИ

4.1 Технологический процесс определяет принципиальную схему обвязки оборудования, последовательность проведения операций зачистки резервуара от остатков нефтепродукта в зависимости от следующих факторов:

- типа и размеров резервуара (вертикальные, горизонтальные, с понтоном или без понтона);

- физико-мимических свойств нефтепродукта (вязкость, пожаро- и взрывоопасность);

- количества донного осадка;

- цели зачистки.

4.2 Состав и последовательность технологических операций зачистки приведен в табл. 4.1

Таблица 4.1

Состав технологических операций зачистки резервуаров

№ п/п

Технологические операции зачистки

Проведение ремонта

Проведение ремонта без огневых работ

Смена марки нефтепродукта

Проведение дефектоскопии, градуировки резервуаре

1

Подготовительные работы

+

+

+

+

2

Удаление технологического остатка

+

+

+

+

3

*Предварительная дегазация или флегматизация

+

+

+

+

4

*Удаление осадка

+

+

+

+

5

*Дегазация

+

+

-

+

6

*Доводка поверхностей до требуемой чистоты

+

-

-

**+

7

*Контроль качества зачистки

+

+

+

+

8

Утилизация продуктовзачистки

+

+

+

+

Примечания.

«+» - операция проводится:

«-»- операция не проводится;

* - предварительно перед началом операции проводится отбор и анализ проб воздуха из резервуара,

** - операция проводится в отдельных местах в соответствии с требованиями п. 6.3;

4.3 Подготовительные работы

При подготовке резервуара к зачистке проводится:

4.3.1. Выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта до минимального уровня (до «прохвата» насоса) по зачистной линии в свободный резервуар.

4.3.2 Отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых заглушек на системах трубопроводов выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.

4.3.3 Определяется количество остатка, отбирается проба, определяется объем зачистных работ.

4.3.4 Проводится инструктаж работников по безопасным методам проведения зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи пострадавшему работнику, по специфическим особенностям резервуара и характерным опасностям, которые могут возникнуть при проведении работ.

4.3.5 Проверяется исправность подъездных путей, наличие средств пожаротушения, заземления резервуара.

4.3.6 Оформляется акт о готовности резервуара к проведению зачистки.

4.3.7 Работник, ответственный за проведение зачистки, обязан:

- проверить совместно с ответственным за подготовку резервуара полноту выполненных подготовительных мероприятий, готовность резервуара к проведению зачистных работ;

- проверить правильность и полноту принятых мер безопасности, состояние и квалификацию работников, полноту и исправность инструмента и оборудования;

- проверить место работы и состояние средств защиты;

- обеспечить последовательность и режим выполнения операций по зачистке;

- контролировать выполнение работниками мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске и в технологическом процессе;

- регулярно проводить контроль паровоздушной среды в резервуаре. Не допускать присутствия в зоне проведения работ посторонних лиц;

- по окончании работ по зачистке в составе комиссии проверить полноту и качество выполненных работ. Составить акт о выполненной зачистке по форме, указанной в приложении М.

4.3.8 Уточняется объем работ и технологический процесс зачистки по количеству, расположению и основным показателям (вязкость, содержание механических примесей, плотность, температура застывания и вспышки паров) остатка нефтепродукта.

4.3.9 Прокладываются специальные системы подачи пара и ТМС. Подготавливается средств выкачки продуктов зачистки, каскадный отстойник и ТМС.

4.3.10 Подготавливается оборудование по дегазации или флегматизации свободного пространства резервуара с температурой вспышки паров остатка нефтепродукта ниже 60°С.

4.4 Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродуктов

Процесс зачистки резервуара предусматривает следующие виды работ:

- разогрев остатка нефтепродукта в резервуаре системой подогрева;

- удаление остатка нефтепродукта;

- предварительную дегазацию в случае остатка нефтепродукта с температурой вспышки пасов ниже 60°C;

- промывку внутренних поверхностей резервуара ТМС;

- удаление продуктов зачистки;

- чистовую обработку днищевой поверхности.

4.4.1 Для удаления остатка вязкого нефтепродукта проводится его разжижение путем подогрева. Подогрев выполняется одним из способов:

- разогрев горячей водой;

- циркуляционном;

- гидромониторным.

4.4.2 При разогреве горячей водой или паром на остаток нефтепродукта наливают горячую воду (80-85°С) на высоту, равную высоте остатка нефтепродукта.

Для интенсификации разогрева подают острый пар непосредственно в нефтепродукт. При возможности секционного включения штатного поверхностного подогревателя вводят в работу и секции, находящиеся под слоем разогреваемой массы (вода + нефтепродукт). В целях ускорения процесса подогрева нефтепродукта, рекомендуется разогрев массы с перемешиванием ее насосом по схеме «резервуар-насос-резервуар».

Пар подается по паровым трубам (рукавам) диаметром 50-63 мм. Давление пара в магистрали должно быть не более 3 кгс/см2. Температура подаваемого пара не должна превышать значения равного 80 % от температуры самовоспламенения нефтепродукта [1].

Подачу пара в разогреваемую массу производят по всем возможным для этих целей вводам и входам в резервуар (люки, лазы, свободные патрубки, зачистные люки), по которым возможно подать паропровод непосредственна в нефтепродукт.

Пар должен подводиться к трубопроводам по съемным участкам трубопроводов или гибким шлангам; запорная арматура должна быть установлена с обеих сторон съемного участка. После окончания продувки эти участки трубопроводов необходимо демонтировать, а на запорной арматуре установить заглушки с хвостовиками. Зазоры между паропроводом и горловиной закрываются и уплотняются кошмой.

Продолжительность подогрева в зависимости от количества остатка составляет 18-24 часа в летний период и 30-32 часа в зимний. Разогретый остаток совместно с водой откачивается в разделочный резервуар или в сборник каскадного отстойника или в выделенную емкость.

4.4.3 При циркуляционном подогреве в случае наличия в резервуаре циркуляционной системы подогрева (специальные трубы с насадками, теплообменник, насос циркуляционный) на остаток наливают горячий аналогично остатку нефтепродукт (температура на 15-20°С ниже температуры вспышки его паров) производят циркуляцию этой массы затопленными струями.

Циркуляция производится по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар». Продолжительность циркуляции 10-15 часов в зависимости от количества остатка.

Температура циркулирующего нефтепродукта, поступающего в резервуар, должна быть не ниже 45°С.

В случае зачистки заглубленного или подземного резервуара возможно использование водного раствора ТМС, например ММ-5, ТЕМП-300 и др. приложение Е.

На остаток нефтепродукта наливают раствор ММ-5 в количестве не менее 5-6 объемов остатка. Температура 50-55°С. Проводится циркуляция раствора по схеме «резервуар-насос-теплообменник-резервуар».

Продолжительность циркуляции 16-24 часа в зависимости от количества остатка и его физико-химических свойств. Образовавшаяся эмульсия откачивается в разделочный резервуар или другую емкость, где производится ее регенерация.

4.4.4 При гидромониторном способе нефтепродукт разжижается и смывается с днища струей горячей воды под давлением. Вода подается насосом на моечные машинки (гидромониторы). Напор воды на насосе 10-12 кгс/см2; температура воды 75-80°С.

Моечные машинки заводят в резервуар через люки на кровле резервуара или через нижний люк-лаз (установка МБ-3). Машинки закрепляются на водоподводящих рукавах и опускаются на страховочных канатах на высоту 3-4 м от днища резервуара.

Учитывая большую поверхность днища резервуара, операция разжижения остатка повторяется через другие горловины или рукава с машинками оттягиваются от центра их установки на 3-4 м. Оттяжку рукавов производят пеньковым канатом, закрепленным одним концом за рукав выше машинки, второй конец закрепляют за конструкции в резервуаре, расположенные на днище или стенке. Эта операция выполняется только после полной остановки подачи воды на моечные машинки и выкачки разжиженной части остатка нефтепродукта из резервуара.

Выкачка разжиженной подвижной массы, производится постоянно при работе моечных машинок и продолжается в течение 30-60 минут по окончании подачи воды.

Продолжительность разжижения зависит от количества остатка, его характеристик и может колебаться от 2-3 до 5-8 часов непрерывной работы моечных машинок.

Выкачка разжиженной массы (вода + нефтепродукт) производится в разделочный резервуар или в каскадный отстойник или в приспособленную емкость.

4.5 Дегазация резервуара

В практике применяются следующие методы дегазации и флегматизации свободного пространства резервуара для обеспечения взрывобезопасного состояния:

- снижение концентрации паров нефтепродукта замещением свободного пространства чистым воздухом;

- заполнение емкости водой;

- снижение содержания кислорода в атмосфере резервуара заполнением (флегматизация) инертными газами.

Снижение содержания паров нефтепродукта осуществляется естественной, принудительной вентиляцией или пропариванием резервуара.

Метод дегазации резервуаров наливом веды применяется только в отдельных случаях для подземных и заглубленных резервуаров из-за большого расхода воды и необходимости ее дальнейшей очистки от нефтепродукта.

4.5.1 Естественная вентиляция проводится при скорости ветра не менее 1 м/с. Открываются верхние крышки люков, для интенсификации вентилирования на люки устанавливаются дефлекторы. При этом более тяжелая (по сравнению с воздухом) смесь вытекает из резервуара в атмосферу, а более легкий и чистый атмосферный воздух входит в резервуар. Чистый атмосферный воздух входит в резервуар через люки на кровле. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

После прохождения области воспламенения (концентрация паров нефтепродукта в резервуаре ниже НКПРП) открываются нижние люки-лазы и концентрация паров нефтепродукта доводится до 2 г/м3.

4.5.2 Принудительная вентиляция паровоздушного пространства резервуара осуществляется вентиляторами искробезопасного исполнения с электрическими двигателями взрывозащищенного исполнения и пароэжекторами. Принудительная вентиляция осуществляется на подачу воздуха в резервуар в соответствии с приложением С.

При использовании электрических вентиляторов работы рекомендуется проводить в соответствии с [2].

В тех случаях, когда предприятия имеют возможность обеспечения подачи пара, рекомендуется использовать пароэжекторы.

Во избежание образования застойных зон в датируемом резервуаре кратность воздухообмена должна быть не менее трех объемов в час.

4.5.3 Технологическая операция пропаривания используется при удалении остатков вязких нефтепродуктов. Температура пропарки 80-90°С.

Пропаривание эффективно для резервуара малых объемов до 1000 м3.

Продолжительность дегазации определяется анализами проб паровоздушной среды, отбираемых не ближе 2 м от открытых нижних люков, на расстоянии 2 м от стенки резервуара, на высоте 0,1 м от днища.

4.5.4 Флегматизация резервуара инертными газами

Наиболее широкое применение получили способы заполнения емкостей инертными газами, в качестве которых могут быть использованы сжиженный азот, азот мембранного разделения, сжатый азот или охлажденные дымовые отработавшие газы (двигатели, котельные установки, специальные генераторы газа).

4.6 Мойка резервуара

Осуществляем горячей водой, подаваемой через моечные машинки. Промывка проводится в два этапа:

- первичная промывка после подогрева и выкачки «мертвого» остатка нефтепродукта;

- чистовая промывка после удаления с днищевой поверхности остатка нефтепродукта и пропарки, рис. 1-8.

4.6.1 Первичная промывка проводится с 3-х уровней - на 2/3, 1/2, и 1/3 высоты резервуара. Это позволяет улучшить качество очистки поверхности резервуара, как от нефтепродукта, так и от пластовой ржавчины, образовавшейся в процессе эксплуатации.

Количество моечных машинок определяется исходя из характеристик машинок, количества и вязкости продукта.

4.6.2 Количество одновременно работающих моечных машинок в неконтролируемой паровоздушной среде с целью обеспечения пожаровзрывобезопасности должно быть не более 4-х.

4.6.3 Промывка начинается с верхнего уровня с постепенным снижением в сторону днища. Моечные машинки переставляются в смежные горловины только на нижнем уровне.

Промывка проводится горячей водой температурой 75-80°C, напор воды 10-12 кгс/см2. Продолжительность промывки на верхнем и среднем уровнях не менее 1-1,5 часов, а на нижнем уровне 3-4 часа. При промывке горячей водой предварительный разогрев донного осадка не требуется.

1 - очищаемый резервуар; 2 - емкость для ноющего раствора; 3 - резервуар-отстойник; 4 - насос для подачи нефти; 5 - насос для откачки нефтепродуктов из промежуточной емкости; 6 - насос для подачи рабочей жидкости на эжектор; 7 - моечная машинка; 8 - эжектор; 9 - подогреватель; 10 - фильтр.

Рисунок 1 - Технологическая схема мойки резервуара водными моющими растворами

1 - отстойник; 2 - поршневой насос; 3 - моющая машинка; 4 -очищаемый резервуар; 5 - теплообменник; 6 - центробежный насос; 7 - резервуар для приготовления раствора; 8 - ручной насос.

Рисунок 2 - Технологическая схема установки для очистки резервуаров

1 - очищаемый резервуар; 2 - откачивающий насос; 3 - компрессор; 4 - манометр; 5 - дозировочный насос; 6 - емкость для водного раствора объемом 5 м3; 7 - пожарный гидрант, 8 - агрегат ПНА для закачки нефти; 9 - подпорный насос; 10 - резервуар с нефтью; 11 - резервуар-отстойник; 12 - моечная машинка ММС-100

Рисунок 3 - Технологическая схема очистки резервуара от остатков нефти с помощью ММС-100

1 - зачищаемый резервуар; 2 - машинка моечная; 3 – тележка; 4 – лебедка; 5 - насос моющей воды; 6 – эжектор; 7 – отстойник; 8 - рукав соединительный; 9 – задвижка; 10 - пожарный водопровод; 11 - промливневая канализация; 12 - выпуск шлама

Рисунок 4 - Схема расположения оборудования МБ-3 для мойки РВС

Рисунок 5 - Схема мойки резервуара с понтоном.

1 - насосная установка; 2 - резервуар с раствором; 3 - фильтрующее приемное устройство; 4 - грязевой резервуар; 5 - рукава; 6 - тройник; 7 - запорная арматура; 8 – эжектор; 9 - промываемый резервуар; 10 - моющее устройство

Рисунок 6 - Схема промывки вертикального наземного резервуара с помощью комплекта оборудования ОМЭР

Рисунок 7 - Технологическая схема мойки резервуара без понтона через верхний люк

1 - зачищаемый резервуар; 2 - рукав резиновый; 3 - гидромониторы, 4 - насосы; 5 - резервуар-отстойник; 6 - коллектор.

Рисунок 8 - Технологическая схема мойки РВС через верхние люки с коллектором

4.6.4 Качество и продолжительность мойки поверхностей зависит от своевременного удаления продуктов промывки из резервуара. Особое значение это имеет в процессе мойки днища. Выкачка продуктов промывки проводится постоянно и продолжается до прохвата воздуха откачивающими средствами.

4.6.5 По окончании первичной промывки резервуара подача воды на моечные машинки прекращается, открываются все световые люки. В люки устанавливаются пароэжекторы, к которым подключаются паропроводные рукава, включается пар и атмосфера резервуара дегазируется и охлаждается.

4.6.6 После достижения в атмосфере резервуара условий для пребывания работников в защитных средствах они входят в резервуар, удаляют оставшийся на днище осадок.

1 – коллектор; 2 - рукав резиновый; 3 - люк зачистной

Рисунок 13 - Схема коллектора для подключения моющих машинок

4.7 Удаление осадка

4.7.1 В случае его большого количества производят пневмотранспортером и гидротранспортерной установкой, приложение К.

4.7.2 От резервуара прокладывается трубопровод D= 100 мм (облегченные алюминиевые трубы или полевой трубопровод) к вакуумной установке.

4.7.3 Приемный патрубок устанавливается на днище резервуара. Отложения подгоняются гидростволами к всасывающему патрубку вакуумной установки и перекачиваются в баллон.

4.74 В случае небольшого (менее 0,1 м3) количества оставшийся осадок собирается вручную совками и щетками в ведра.

4.7.5 По мере наполнения баллон периодически опорожняют в бункер-сборник или экстракторную установку, приложение И. При большом удалении сборника от вакуумной установки собранный продукт выдавливают водяным паром, подаваемым непосредственно в вакуум-баллон.

По окончании работ по удалению осадка работники, выполняющие эту операцию, выходя - из резервуара.

4.7.6 Вентиляция атмосферы резервуара продолжается в период всего времени нахождения работников в резервуаре. Схемы вентилирования резервуаров указаны на рис. 9-12.

1 - цилиндрический корпус; 2 - паропроводящая труба; 3 - опорный лист пароэжектора; 4 - ротор с двумя соплами

Рисунок 9 - Схемы вентилирования резервуара (А, Б) пароэжектором (В)

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

Рисунок 10 - Схема установки оборудования для принудительной вентиляции резервуара без понтона (А) и с понтоном (Б)

1 - резервуар; 2 - вентилятор; 3 - газоотводная труба; 4 - плоскость соударения струй

Рисунок 11 - Интенсивность перемешивания паровоздушной смеси при вентиляции резервуара

1 - трубы рассеивания; 2 - резервуар; 3- понтон; 4 - устройство поворота струн воздуха с шибером; 5 - вентилятор; 6 – затвор

Рисунок 12 - Схема вентилирования коробов понтона в резервуаре

4.7.7 При наличии в резервуаре системы подогрева (местный, стационарный или горячеструйный) трубы пароподогревателя очищаются от нефтепродукта и проверяется их исправность.

4.7.8Дефектация труб пароподогревателя проводится путем секционного подключения напыщенного водяного пара и продувки труб. Свободный выход чистого конденсата из труб указывает на исправность подогревателя. Отсутствие или появление загрязненного нефтепродуктом конденсата из исходящих труб указывает на наличие дефекта - трещин, неплотностей в соединениях труб, через которые нефтепродукт попал внутрь труб. Наличие дефекта также определяется путем внешнего осмотра трубопроводов.

4.7.9 При входе рабочего в резервуар для визуального осмотра труб и во время его нахождения там количество пара, подаваемого на продувку, максимально сокращается.

4.7.10 Обнаруженные дефекты устраняются. После устранения дефектов пар вновь включается на подогреватель и продолжается продувка труб до появления чистого конденсата пара.

4.7.11 При горячеструйном подогреве трубы пароподогрева также продуваются паром. Подача пара производится под давлением 1,5-2 кгс/см2 и продуваются до чистого конденсата. Продолжительность продувки не менее 30-40 мин.

4.8 Чистовая обработка поверхностей резервуара

4.8.1 Процесс чистовой обработки состоит из следующих операций:

- обработка загрязненных поверхностей резервуара, труб пароподогревателя и приемо-раздаточного патрубка растворителем;

- чистовая промывка;

- удаление остатков промывки и доведение поверхностей в резервуаре до требуемой чистоты.

4.8.2 В качестве растворителя используется керосин, газойль, дизельное топливо с температурой вспышки паров выше 60°С.

4.3.3 Растворитель наносится на загрязненные поверхности днища малярными кистями или щепами, растворяя и разжижая загрязнения. Время выдержки растворителя не менее 1,5-2 часов.

4.8.4 После выхода работников из резервуара вентиляция его прекращается, крышки нижних люков закрываются. Всасывающий патрубок откачивающего средства устанавливается в резервуар и соединяется с всасывающим трубопроводом.

4.8.5 Промывка производится с нижнего уровня расположения моечных машинок. Продолжительность промывки в одном положения моечной машинки составляет 1,0-1,5 часа. Температура промывочной воды 60-65°С. Боковые поверхности резервуара также промываются при наличии плохо промытых участков.

4.3.6 Откачка продуктов промывки производится постоянно до полного удаления их с пищевой поверхности.

4.8.7 По окончании чистовой промывки атмосфера резервуара вновь подвергается принудительной вентиляции.

4.8.8 После достижения условий для пребывания работников внутри резервуара проводятся, при необходимости, работы по ручной доводке поверхностей днища до требуемой чистоты протиркой ветошью, опилками.

4.9 Зачистка заглубленных и подземных резервуаров

4.9.1 Особенность зачистки заглубленных и подземных резервуаров закачается в том, что в них можно применить не все механизмы и устройства, применяемые для вертикальных, наземных резервуаров (МБ-3, эжекторы, насосы). В связи с этим технологически процесс их зачистки предусматривает следующие операции:

- пропаривание внутренних поверхностей;

- мойка циркуляционным способом и чистовая обработка поверхностей.

4.9.2 Производится пропарка резервуара подачей острого водяного пара.

Пар подается по рукавам (трубам), напор не более 1 кгс/см2. Продолжительность пропарки 10-12 часов. Одновременно производится выкачка образующегося продукта (конденсат-нефтепродукт). По окончании пропарки проводится принудительная вентиляция до достижения условий возможности пребывания работников в защитных средствах.

Проводится осмотр внутренних поверхностей резервуара, особенно днищевой поверхности. При обнаружении значительных участков, загрязненных нефтепродуктами, приступают кчистовой обработке.

4.9.3 Для очистки поверхностей в резервуар наливается вода, нагретая в каскадном отстойнике (емкость под раствор) до температуры 76-78°C. Высота налива составляет не менее 4-5 высот осадка, но не менее чем 0,5 м. Определяется объем налитой воды. Включается в работу циркуляционный насос и осуществляется циркуляция воды по схеме резервуар-насос-теплообменник-резервуар. Скорость циркуляции по периметру резервуара должна быть не менее 0,2 м/с. В воду дозируется концентрированный раствор ТМС в количестве, рекомендуемом инструкцией завода-изготовителя. Температура раствора в период циркуляции поддерживается в пределах 50°С. Объем раствора должен составлять не менее 4-5 кратного объема осадка в резервуаре. Продолжительность циркуляции 16-24 часа. При увеличении подачи раствора продолжительность циркуляции значительно сокращается.

В процессе циркуляции моющего раствора по истечении 7-8 часов через каждые 3 часа отбирается проба раствора для определения содержания в нем нефтепродукта.

4.9.4 Циркуляция раствора прекращается, когда анализами будет установлено, что содержание отмытого нефтепродукта в моющем растворе не изменяется. Моющий раствор выкачивается в выделенную емкость. Выкачка производится циркуляционным, поршневым насосом или гидроэжектором.

4.9.5 Резервуар дегазируется и просушивается принудительной вентиляцией. После снижения концентрации паров нефтепродукта до 10 % НКПВ в резервуар устанавливаются моечные машинки и погружные насосы (типа «Гном»). Проводится водоструйная мойка резервуара моющими средствами.

4.9.6 Промытый резервуар снова дегазируется до достижения условий возможности пребывания работников в защитных средствах. Резервуар осматривается и, при необходимости, проводится чистовая обработка поверхностей. Эта операция проводится также, как указанно в п. 4.8.

4.10 Зачистка резервуаров от остатков светлых нефтепродуктов

4.10.1 К светлым нефтепродуктам относятся: дизельное топливо всех сортов, авиа и автомобильные бензины, включая этилированный, топлива для реактивных двигателей и другие аналогичные им топлива.

4.10.2 Технологический процесс предусматривает следующие операции:

- удаление технологического («мертвого») остатка нефтепродукта;

- удаление остатка нефтепродукта;

- предварительная дегазация;

- промывка внутренних поверхностей резервуара;

- дегазация;

- доводка поверхностей до требуемой чистоты.

4.10.3 Выкачивается технологический остаток нефтепродукта по зачистной линии в свободный резервуар (до «прохвата» насоса).

4.10.4 Остаток нефтепродукта «поднимается на воду» и смесь воды с нефтепродуктом выкачивается в отстойник.

Для подъема остатка «на воду» в резервуар наливается вода в количестве, не меньшем остатка нефтепродукта.

Подача воды осуществляется из каскадного отстойника или из системы пожарного водопровода.

4.10.5 Контроль за уровнем воды в резервуаре осуществляется измерением его рулеткой с лотом.

Отбирается проба воды из резервуара и определяется наличие нефтепродукта на поверхности воды. Проба смеси наливается в стеклянный сосуд, отстаивается и визуально отмечается наличие свободного нефтепродукта на зеркале воды.

4.10.6 После выкачки нефтепродукта подачу воды прекращают и полностью откачивают ее из резервуара.

4.10.7 Дегазация и испарение оставшегося нефтепродукта проводится с помощью пароэжектора или вентилятора, устанавливаемого в люк-лаз или на горловину светового лика резервуара.

Принудительная вентиляция проводится в соответствии с требованиями [20] и раздела 7 настоящей инструкции.

4.10.8 Резервуар считается взрывобезопасным в результате флегматизации его атмосферы инертным газом, если концентрация инертного газа, паров нефтепродукта и воздуха образуют среду, при которой смесь становится неспособной к распространению пламени при любом соотношении паров нефтепродукта и воздуха.

В случае применения охлажденных дымовых газов концентрация СО2 должна быть не ниже 12 %, кислорода не более 5 %. При снижении концентрации СО2 до 8 % необходимо проверить подачу дымовых газов.

4.10.9 При приведении свободного пространства резервуара в безопасное состояние для проведения работ его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:

- не более 0,1 г/м3при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств, [23];

- не более 2,0 г/м3 (5 % НПВ) при выполнении любых видов работ с доступом работников в защитных средствах органов дыхания внутрь резервуара, [2];

- не более 8,0 г/м3 (20 % НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах), [1];

- не более 12,5 г/м3 (50 % НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара, [1].

4.10.10 Скорость приточной струи воздуха, подаваемого в резервуар в начале процесса при прохождении области взрывоопасной концентрации, не должна превышать 10 м/с, но и не менее 2 м/с в целях предотвращения образования в резервуаре застойных зон с малой подвижностью (менее 0,1 м/с).

4.10.11 Для повышения эффективности дегазации в резервуар наливается подогретая до 40-50 °С вода до уровня приемораздаточного патрубка. Включается вентиляция. При этом компоненты нефтепродукта с низкой температурой кипения быстро испаряются, увлекая за собой высококипящие фракции. Температура воды интенсифицирует этот процесс. Контроль за наличием нефтепродукта осуществляется аналогично указанному в п. 4.10.5.

4.10.12 В случае невозможности проведения принудительной вентиляции проводится естественная вентиляция резервуара. Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 2 г/м3, должна проводиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрация) допускается при концентрации паров нефтепродукта не более 2 г/м3.

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию при скорости ветра менее 1 м/с, [5].

4.10.13 Водоструйная мойка внутренних поверхностей резервуара проводится аналогично, как и резервуаров от остатков вязких нефтепродуктов. Уровень установки моечных машинок, их количество, напор промывочной воды соответствуют выше приведенным показателям (п. 4.6

Источник: http://www.infosait.ru/norma_doc/51/51134/

Вакуумирование

Дегазация резервуаров проводится в несколько этапов и является обязательной операцией при зачистке резервуаров перед мойкой и зачисткой внутренних поверхностей, а также перед удалением донных отложений в емкостях.

Для обеспечения взрывобезопасного состояния газовоздушной среды резервуара проводится предварительная дегазация. Методы дегазации резервуаров должны обеспечивать безопасное использование машин и механизмов для мойки емкостей. Для понижения опасной концентрации паров нефтепродуктов в резервуаре, выполняют налив емкости на полную высоту с последующей естественной или принудительной вентиляцией, пропаривают емкость водяным паром или заполняют резервуар инертным газом.

Целью дегазации является снижение концентрации углеводородов в резервуаре до величины, не превышающей максимально-допустимой (взрывобезопасной) концентрации, равной 2 г/м3.

Естественная вентиляция 

Дегазация осуществляется путем естественной или принудительной вентиляции, а также пропаркой резервуара. Естественная вентиляция (аэрация) при концентрации паров в нем, превышающей 2 г/м3, производится через световые люки с установкой на резервуарах типа РВС дефлекторов, а на резервуарах типа РВСПК - газоотводных труб на высоту не ниже чем до верха стенки. Вскрытие люков-лазов первого пояса допускается только после того, как концентрация паров нефти в резервуаре станет меньше 2 г/м3.

Принудительная вентиляция

Принудительная вентиляция осуществляется с помощью вентиляторов, в качестве привода которых используется электродвигатель во взрывозащищенном исполнении. Воздухопроводы изготавливают из неметаллических материалов (брезент, бельтинг), снабжают электростатической защитой и заземляют.

Подача воздуха в резервуар осуществляется через специально подготовленную крышку люка на первом поясе резервуара с отверстием, обеспечивающим прохождение воздухопровода через него с необходимой герметичностью. Скорость подачи воздуха в резервуар должна быть не менее 2 м/с и не выше: 10 м/с - при концентрации паров более 2 г/м3 и 50 м/с - при более низких концентрациях. Данные ограничения установлены с тем, чтобы вытесняемые из резервуара пары нефти успевали рассеиваться и не создавали взрывоопасных концентраций внутри обвалования. По этой же причине запрещается осуществлять принудительную вентиляцию при скорости ветра менее 1 м/с.

Пропарка резервуара

Пропарка резервуара с целью его дегазации производится водяным паром от стационарных котельных или передвижных пароподающих установок (ППУ). Резервуары пропаривают при открытых люках на их крыше. Температура подаваемого водяного пара и поверхности паропровода не должна превышать 120 °С, внутри резервуаров типов РВС и РВСПК должна поддерживаться не ниже 78 °С. Пропарка производится до достижения концентрации паров нефти в резервуаре меньшей, чем 2 г/м3.

Производительность подачи пара в резервуар и выхода паров нефти из него должна быть такой, чтобы привести к образованию взрывоопасных концентраций в каре наземных резервуаров и на крыше - подземных.

Разогретые жидкие углеводородные фракции удаляются через сифонный кран.

Дегазация резервуаров проводиться по составленному проекту организации работ для каждой емкости. В нем должны быть изложены меры безопасности при проведении работ, применяемое оборудование, приборы и материалы с указанием особенностей монтажа резервуара.

Контроль воздушной среды внутри резервуара проводится на всех этапах дегазации, при вентиляции, наполнении резервуара инертным газом и в период нахождения в резервуаре людей. Для контроля используют газоанализаторы. Все работы по дегазации резервуаров должны проводиться с применением индивидуальных средств защиты.

Источник: http://za4istkarvs.ru/degazatciya-rezervuarov

Емкости вакуумные (емкость вакуумная)

Веденеев В.В., Куцый Л.К., Жировов Е.В, Кобзев В.А., Сметанин К.В.,

АО «Криогенмонтаж»,

Староваганьковский пер., дом 23 стр.1

 

В данной статье приводится опыт проведения вакуумных работ на объекте ракетно-космического комплекса «Ангара» космодрома Плесецк, Архангельской области.

В условиях открытой монтажной площадки (температура окружающего воздуха от +35?С до -45?С) успешно проведены работы по испытаниям и вакуумированию уникального криогенного резервуара типа РС – 1400/0,4 для жидкого кислорода полезным объемом 1437м3, рабочим давлением 0,55МПа (5,5кг/см2), массой хранимого жидкого кислорода – 1480тн (1,48•106 кг). Рабочая температура жидкого кислорода – минус 1830С . Потери от испарения при хранении не более – 33 кг/ч (для жидкого кислорода). Объём вакуумной теплоизоляционной полости – 700 м3. Давление (вакуум) в теплоизоляционной полости перед заполнением резервуара жидким продуктом не более   1,33·10-1 Па (1•10-3мм.рт.ст.)

9 июля 2014 года в 16 часов 00 минут успешно произведён первый пуск ракеты космического назначения «Ангара 1.2 ПП» с площадки № 35 космодрома Плесецк, Архангельской области. Спустя 21 минуту после старта неотделяемый габаритно – массовый макет полезной нагрузки со второй ступенью достиг заданного района полигона «Кура» на полуострове Камчатка на расстоянии 5700 км от места старта.

В качестве одного из компонентов ракетного топлива использовался жидкий кислород.

АО «Криогенмонтаж» смонтировало и пустило в эксплуатацию систему заправки ракетоносителя «Ангара» жидким кислородом, которая включает в себя:

  1. Резервуар для хранения и выдачи жидкого кислорода РС-1400/0,4

Технические характеристики резервуара РС-1400/0,4 [1]:

1) Номинальная вместимость – 1437м3

2) Рабочее давление — 5,5кгс/см2

3) Масса хранимого жидкого кислорода — не более 1480тн.

4) Рабочая температура жидкого кислорода – минус 183?С

5) Потери от испарения при хранении — не более 33 кг/ч

6) Объем вакуумной теплоизоляционной полости – 700м3

7) Диаметры:

— наружного кожуха – 16 м

— внутреннего сосуда — 14 м

8) Материалы:

— наружный кожух — углеродистая сталь;

— внутренний сосуд — нержавеющая сталь.

  1. Система криогенных трубопроводов различного диаметра с запорной арматурой общей протяженностью 1200 пм.

Резервуар РС – 1400/0,4 (внутренний сосуд и наружный кожух) изготавливается на монтажной площадке из заводских элементов, так называемых «лепестков».  По окончании изготовления и сборки резервуара проводились его испытания в следующей последовательности:

1) Внутренний сосуд испытывался на прочность пробным давлением 0,84МПа (8,4 кгс/см2) с контролем его технического состояния методом акустической эмиссии, при котором сосуд проверялся на наличие развивающихся дефектов.    При выполнении работ использовалась 12-ти канальная система акустико-эмиссионного контроля «Малахит АС-15А».

Для обработки результатов акустико-эмиссионного контроля использовался уникальный специализированный комплексный программный пакет «БУРЯ», в котором заключен многолетний опыт испытания промышленных объектов. Алгоритм программы обеспечивает корреляционную обработку зарегистрированных акустико-эмиссионных сигналов, их необходимую фильтрацию (параметрическую или графическую). Программные приложения способны обнаружить и отфильтровать как случайные, так и периодические электромагнитные помехи (в том числе от сварки и от линий электропередач). Приведение амплитуды зарегистрированных акустико-эмиссионных сигналов к источнику излучения производится с учетом функции затухания сигналов при их распространении. Автоматически определяются координаты выделенных кластеров и их числовые характеристики. Формируется таблица параметров акустико-эмиссионных сигналов вошедших в кластер и таблицы общего числа сигналов, сформировавших каждое событие, что даёт возможность судить о достоверности полученных результатов и алгоритма вычислений.      При измерениях производилась запись форм волны, что позволяло при необходимости уточнять истинное место нахождения источника. В нашем случае это позволяло выяснить находится ли источник акустической эмиссии на поверхности сферы (внутренний сосуд) или сигналы идут со стороны фундамента и через опоры, как по волноводу, достигая поверхности сферы.

В процессе акустико-эмиссионных испытаний сосуда внутреннего резервуара сферического РС-1400/0,4 давлением 0,84 МПа (8,4 кгс/см2) источников акустической эмиссии активного типа, соответствующих развивающимся дефектам не выявлено.    Выявленные при локализации отдельные сигналы носили разрозненный характер и не были объединены в какой-нибудь малозначительный кластер, и соответственно, были отнесены к разряду пассивных источников акустической эмиссии.

На Рис. 1 представлен первый этап проведённых работ, а именно, вид функции затухания амплитуды акустико-эмиссионного сигнала при распространении и способ определения предельно допустимого расстояния между датчиками в локационной схеме. На рис.2.   представлена схема расстановки 12-ти преобразователей акустической эмиссии на поверхности объекта контроля. Результаты локализации источников акустической эмиссии на последнем этапе измерений, при выдержке на пробном давлении 0,84МПа (8,4 кгс/см2), представлены на рис. 3-7.

Рис. 1  Вид функции затухания амплитуды акустико-эмиссионного сигнала  при распространении в материале объекта и определение предельно допустимого расстояния между датчиками при объединении их в локационную схему

Рис. 2  Схема расстановки 12-ти  преобразвателей акустической эмиссии  на поверхности объекта контроля

Рис. 3  Карта локации №1

Рис. 4  Карта локации №2

Рис. 5  Карта локации №3

Рис. 6  Карта локации №4

Рис. 7  Карта локации. Вид сверху

 

2) Испытания на герметичность 100% сварных швов внутреннего сосуда, выполненных ручной сваркой, способом накопления в атмосферном чехле при давлении 0,65МПа (6,5 кгс/см2)  1% гелиево-воздушной смеси во внутреннем сосуде.

При испытаниях подобных крупных объектов нашей организацией впервые использовался криоадсорбционный насос НКС-50 [2], применение которого в качестве дополнительной приставки к гелиевому течеискателю ТИ-1-22 позволило повысить чувствительность испытаний на полтора-два порядка, и соответственно, снизило концентрацию гелия в гелиево-воздушной смеси при проведении испытаний с 5-10% до 1%.

Порог чувствительности испытаний не более 1,33•10-7 м3·Па/с (1•10-3л ·мкм рт ст/с).

На Рис. 8 представлен эскиз криоадсорбционного насоса НКС-50

Рис. 8 Криоадсорбционный насос НКС-50

1- корпус; 2 — подсоединительные  патрубки;  3 — резервуар для криогенной жидкости;4 — экваториальное ребро; 5 — пористый экран; 6 — адсорбент

 

Основные данные криоадсорбционного насоса НКС-50:

Диапазон рабочих давлений, Па…………………..1·101?5·10-4

Быстрота действия в рабочем диапазоне давлений, м3/с:

по азоту……………………………………………………….5,6·10-2

по кислороду……………………………………………….. 4,3·10-2

по аргону………………………………………………………4,0·10-2

Адсорбент…………………..   …Цеолит CaEH-4B; уголь СКТ-4

Хладагет…………………………………….. ………..Жидкий азот

Габаритные размеры, мм…………….   …………..300х400х300

Масса, кг……………………………………………………………..8

 

3) После заварки люка – лаза кожух резервуара испытывался способом обдува гелием при одновременной откачке теплоизоляционной полости резервуара. Локальное натекание (зарегистрированный сигнал от течи) не допускается. Порог чувствительности испытаний   не более 1,33•10-7 м3·Па/с (1•10-3л ·мкм рт ст/с).

4) Испытания внутреннего сосуда в комплексе способом вакуумной камеры при давлении 0,65МПа (6,5 кгс/см2) во внутреннем сосуде 1 % гелиево-воздушной смеси с применением в качестве приставки к течеискателю ТИ-1-22 криоадсорбционного насоса НКС-50 . Порог чувствительности испытаний   (допустимая утечка)     не более 1,33•10-7 м3·Па/с (1•10-3л ·мкм рт ст/с).

5) После срезания заглушки люка-газа и нанесения изоляции на поверхность и опоры внутреннего сосуда (теплоизоляционные маты – комбинация прокладок из стеклобумаги БМД-К по ТУ-6-11-529 и экранов из металлизированной пленки ТМ-2 по ТУ304-10-007) и последующей заварки люка лаза теплоизоляционная полость вакуумировалась и обезгаживалась.

Контроль качества обезгаживания производился манометрическим методом. Суммарный газовый поток не превышал величину 1•10-3 м3· Па/с (8л мкм рт ст/с) при применении вымораживающей ловушки перед манометрическим преобразователем.

При проведении работ по вакуумированию такого объема теплоизоляционной полости на начальном этапе («срыв атмосферы» ) нашей организацией впервые применялись безмасляные мембранные вакуумные насосы типа НВМ-20 (использовались перед включением механического насоса НВЗ-90), которые очень хорошо зарекомендовали на проведении данного этапа работ.   Мембранные вакуумные насосы типа НВМ-20, являются совершенно сухими, обеспечивают чистоту получаемого вакуума на первоначальном этапе, предельно просты в эксплуатации.  Применение вышеуказанных насосов позволило в полной мере соблюсти технологию вакуумирования теплоизоляционной полости криогенного резервуара РС-1400/0,4 с нанесенной изоляцией по скорости ее откачки не допуская срыва изоляции, а также  позволило, на данном этапе, ускорить работу, не допуская попадание паров воды при откачке теплоизоляционной полости в механический насос НВЗ-90.

Принципиальная схема мобильного вакуумного стенда для испытаний и вакуумирования криогенного резервуара РС-1400/0,4 приведена на рис.9. Условные обозначения согласно [3].   Cтенд был изготовлен и смонтирован в стандартном 20-ти футовом морском контейнере.

Рис. 9. Принципиальная схема мобильного вакуумного стенда

На рис. 10-12 приведены фотографии системы хранения жидкого кислорода на базе резервуара      РС-1400/0,4.

Рис.10                                                        Рис.11

Рис.12

В результате проведённой работы опробована технология вакуумных испытаний и вакуумирования криогенного резервуара РС-1400/0,4 в суровых условиях космодрома Плесецк, Архангельской области.

Система заправки жидким кислородом ракетно-космического комплекса принята в эксплуатацию и успешно показала себя при двух первых пусках легкой и тяжелой ракет космического назначения «Ангара» в 2014 году.

Список литературы:

  1. ТУ 26-04-639-85 Резервуары сферические.
  2. Описание на криоадсорбционный насос НКС-50
  3. Вакуумная техника. Справочник. Под общей редакцией К. Е. Демихова,                         Ю. В. Панфилова. М., Машиностроение, 2009.
Источник: http://cryomont.ru/2016/01/27/вакуумные-испытания-и-вакуумировани/
Другие записи