329. Перед включением резервных насосов производится их предварительное прогревание постепенным впуском технологического продукта. Не допускается включать в работу насосы без предварительного прогрева.
330. Не допускается включать и эксплуатировать насосные установки при несоответствии уровня продуктов в аппаратах, резервуарах и емкостях, питающих насосы.
331. При прекращении подачи технологического продукта, газа, пара, воды, электроэнергии, воздуха, неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты, при возникновении опасной ситуации на других объектах персонал выполняет действия и мероприятия по безопасности, указанные в ПЛА. При опасной ситуации по указанию руководителя работ, производится оповещение и аварийная остановка объекта по ПЛА. Возобновление работ производится после проверки технического состояния УПН и устранения нарушений безопасности.
332. При неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты, установок пожаротушения и систем определения взрывоопасных концентраций принимаются немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ этих систем выполняются мероприятия ПЛА, обеспечивающие безопасную работу установки. Условия безопасности согласовывают с аварийно-спасательной и пожарной службами.
333. Дренирование технологической среды из аппаратов и емкостей проводится в герметичную систему в автоматическом режиме.
При дренировании с ручным управлением запорного устройства, работы производятся в СИЗ ОД и в присутствии наблюдающего после проверки загазованности на рабочем месте. Работники, производящие дренирование и наблюдающий находятся с боковой стороны от газоопасного устройства. Дренирование воды, нефти, нефтепродуктопроводов производится по технологическому регламенту.
334. Трубопроводы УПН закрепляются с учетом воздействия вибрации для эффективного и безопасного отвода технологической среды в резервуар или аварийную ёмкость.
Отвод нефтепродуктов в опасной ситуации производится в соответствии с технологическим регламентом.
335. Отбор проб производится с использованием пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в аппарате. Не допускается пользоваться пробоотборниками с неисправными вентилями и после окончания срока проверки.
При отборе проб персонал использует СИЗ, СИЗ ОД, газоанализаторы.
336. Приборы для визуального контроля уровня технологической среды в аппаратах, емкостях, нагревательных устройствах изготавливаются из термостойкого стекла с защитой от внешнего воздействия и разрушения.
337. Включение теплообменников в работу производится при постепенном повышении температуры технологической среды.
338. Не допускается содержание нефтепродукта в воде отводимой из конденсаторов холодильников, а при его обнаружении аппарат отключается.
339. При прекращении работы УПН на длительное время или остановке на консервацию, принимаются меры для защиты аппаратов и трубопроводов от коррозии, размораживания в холодный период и от образования в них взрывопожароопасных смесей с составлением акта.
340. При очистке и продувке сепараторов, аппаратов, емкостей, резервуаров, трубопроводов и оборудования, газ и пары нефтепродуктов отводятся в газосборную сеть и на факельную установку. Жидкая фаза отводится в емкости, резервуары и дренажные системы. Указанные работы выполняют при постоянном контроле загазованности, ПДК и ПДВК.
Подраздел 2. Эксплуатация трубчатых печей и огневых подогревателей блочных установок
341. Тип и характеристика трубчатых печей и огневых подогревателей, условия безопасной эксплуатации указываются в проекте, технической документации изготовителя по нормам технологического проектирования ВНТП 3-85, данные в приложении 8 к настоящим Требованиям и в технологическом регламенте.
342. На входе потока продукта в печь и на выходе устанавливается запорная арматура. После запорной арматуры на входе устанавливается обратный клапан.
На многопоточных трубчатых печах запорная арматура и обратный клапан устанавливаются на каждом потоке.
343. На трубопроводах, подводящих продукт в печь, после арматуры, указанной в пункте 342, дополнительно устанавливается запорная арматура с дистанционным управлением. Для многопоточных трубчатых печей запорная арматура с дистанционным управлением устанавливается на общем потоке, на входе в печь (до разветвления потока).
Установка запорной арматуры с дистанционным управлением и предохранительного клапана на выходе продукта из печи определяется проектной организацией, в зависимости от технологической схемы соединения печи с другими аппаратами.
344. При применении многопоточных печей предусматриваются устройства для равномерного распределения продукта по потокам и установка отдельных регуляторов расхода топлива, управление задвижками распределения потока производится из безопасного места.
345. Для продувки нагревательного устройства (змеевика) предусматривается подвод азота или водяного пара. На трубопроводе подвода азота или пара перед их подключением к змеевику устанавливается обратный клапан и два запорных устройства, между ними предусматривается установка продувочного вентиля в атмосферу - для контроля за герметичностью запорной арматуры и слива конденсата.
Вторая по потоку пара или азота задвижка устанавливается с дистанционным управлением. Обратный клапан устанавливается после второй задвижки и непосредственно в месте врезки пара или азота в змеевик.
Для многопоточных печей предусматривается подвод азота или водяного пара для продувки трубопровода на каждом потоке.
346. На трубопроводе, подводящим топливный газ, устанавливается:
1) сепаратор и подогреватель для исключения поступления конденсата в топливную камеру;
2) манометр, замерная диафрагма, быстродействующий отсекающий клапан и регулятор давления газа;
3) после отключающего устройства, непосредственно перед форсунками, манометр и линия продувки системы топливного газа с отводом на свечу и факел.
347. Продувочные свечи выводятся в безопасное место, указанное в проекте. Высота свечи составляет не менее 2 м над поверхностью укрытия. Свеча устанавливается с огнепреградителем. Запорная арматура на свечах не устанавливается.
348. Системой автоматики предусматривается блокировка (отсечка топлива):
1) при понижении давления топлива установленного предела;
2) при уменьшении общего расхода продукта в печь ниже установленного предела;
3) при повышении температуры дымовых газов на выходе из печи выше допустимых пределов;
4) при погасании пламени в топке.
Трубчатые печи обеспечиваются сигнализацией, срабатывающей при прекращении подачи жидкого или газообразного топлива к форсункам или отклонения от установленных допустимых технологических параметров.
349. Печи и подогреватели обеспечиваются системами газовой безопасности и средствами газовой завесы безопасной работы.
Камеры сгорания печи, нагрева нефти, дымоходы оборудуются системой паротушения. Вентили трубопроводов паротушения размещаются в безопасном месте на расстоянии не менее 10 м от печи.
350. В процессе эксплуатации обеспечивается контроль за техническим состоянием нагревательных устройств, трубопроводов, арматуры, блокировки элементов конструкции печи и технологическими параметрами.
351. Не допускается эксплуатация при наличии деформаций и повреждений на трубах, конструкции печи, неисправных КИПиА и комплектующих изделий, системы противоаварийной и противопожарной защиты.
352. Не допускается держать открытыми камеры нагрева во время работы печи.
353. Регулировка арматуры, предохранительных и обратных клапанов, герметизаторов, нажимных болтов производится по указанию руководителя работ, после снижения давления в трубах до атмосферного и освобождения нагревателя от продукта, снижения их температуры до указанной в технологическом регламенте.
354. При эксплуатации обеспечивается регламентный режим горения в камерах печи, при равномерной нагрузке форсунок и одинаковой длине пламени.
При наблюдении за горением форсунок персонал использует СИЗ, защитные очки и находится сбоку от смотрового устройства.
Не допускается перед розжигом печей проверять наличие тяги в топке огнем (факелом).
Не допускается зажигать форсунки печи без предварительной продувки камеры сгорания азотом или паром. Продувка производится, согласно технологического регламента и технической документацией изготовителя.
Зажигание форсунки производится в соответствии с технической документацией изготовителя после проверки наличия азота, пара, воздуха и вентиляции. При зажигании работник и наблюдающий находятся с боковой стороны и производят постепенное открытие вентиля на трубопроводе.
Не допускается применять для зажигания легковоспламеняющиеся жидкости и способы, не предусмотренные технологическим регламентом.
При попадании в форсунки вместе с газом конденсата следует перекрыть вентили подачи газа на печь и слить конденсат.
355. До пуска и зажигания форсунок, выполнения ремонтных работ производится проверка тяги в печи, согласно технологического регламента.
356. Перед зажиганием форсунок производится:
1) открытие люков и проверка топочной камеры;
2) проверка герметичности рабочих и контрольных вентилей на всех форсунках, состояния КИПиА, регулирующих устройств и блокировок;
3) слив конденсата из топливной линии;
4) продувка топливного трубопровода по схеме и регламенту;
4) продувка камеры азотом или паром.
При нарушении процедуры зажигания или горения форсунок топливная линия отключается запорным вентилем, продувается газовая линия и определяется причина нарушения. После устранения производится продувка камеры азотом или паром и повторное зажигание, в соответствии с технологическим регламентом. Причина неисправности записывается в журнале и сообщается лицу контроля.
357. При негерметичности системы нагрева остановить эксплуатацию печи согласно технологического регламента.
358. На трубопроводах подачи газа, на неработающих форсунках устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале.
359. К эксплуатации трубчатых печей на газовом топливе допускается персонал, имеющий соответствующую квалификацию и допуск по безопасной эксплуатации газового оборудования.
Подраздел 3. Эксплуатация печей с беспламенными панельными горелками
360. Перед розжигом панельных горелок, проверяется давление газа в коллекторах в соответствии с технологическим регламентом.
361. Для розжига панельных горелок применяется устройство с дистанционным включением.
362. При розжиге ручным способом ввести зажженный факел, поместить его перед первой горелкой, открыть вентиль подачи газа и убедиться, что горелка работает. Дальнейшее зажигание горелок производится в последовательности их расположения, в соответствии с технологическим регламентом.
363. Розжиг блока панельных горелок производят два человека.
364. При эксплуатации печи контролируется температура наружных стенок распределительных камер горелок и при ее повышении больше нормы горелку отключают.
365. При нарушении стабильного горения отключают горелку топливопровода и прочищают сопло.
Подраздел 4. Эксплуатация электрообессоливающих установок
366. Трансформаторы и реактивные катушки, находящиеся на верхней площадке, имеют сетчатое или решетчатое ограждение и плакат с предупредительной надписью «Высокое напряжение - опасно для жизни», знаки безопасности.
На площадке электродегидраторов устанавливаются предупредительные надписи и знаки безопасности об опасности электрического напряжения.
367. Не допускается входить за ограждение во время работы электродегидратора.
368. На ограждении площадки электродегидратора устанавливается блокировка на отключение электроэнергии при открывании ограждения.
369. Электродегидратор обеспечивается устройством, отключающим напряжение при понижении уровня нефти в аппарате. Проверка блокировок производится по графику, в соответствии с технической документацией изготовителя, технологическим регламентом.
370. Заполнение нефтью и эксплуатация электродегидратора производится по технической документации изготовителя и технологическому регламенту. Перед подачей электрического напряжения предусматривается выпуск газа и паров нефти при соблюдении требований взрывопожаробезопасности.
371. Подача электроэнергии на установку производится электротехническим персоналом по указанию лица контроля и записью в журнале о готовности электродегидратора к включению.
372. При пожарной опасности производится немедленное отключение электроэнергии и оповещение руководства объекта, аварийно - спасательной и пожарной службы.
373. Дренирование воды из электродегидраторов и отстойников производится автоматически при обеспечении герметичности.
Подраздел 5. Сепарация продукции
374. Сепарационные устройства УПН, вспомогательные устройства и сооружения обеспечивают исключение попадания газа в промежуточные, сырьевые и товарные резервуары, в соответствии с технологическим регламентом.
375. Сепараторы оснащаются системой дистанционного управления и контроля, противоаварийной и противопожарной защиты, предохранительными клапанами, указателями уровня и устройством для автоматического слива нефти, в соответствии с технической документацией изготовителя.
376. При очистке и продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии открывается постепенно и плавно.
Подраздел 6. Блочные нагревательные установки
377. Перед пуском блока отсеки заполняют водой с целью предотвращения прогара топок и пропитки коалисцирующей набивки.
Уровень воды в отсеках соответствует технической документации изготовителя.
378. Розжиг форсунок огневого подогревателя блока производится после заполнения отсеков водой, в соответствии с технологическим регламентом.
379. Подача эмульсионной нефти производится после достижения температуры в огневом подогревателе блока в соответствии с технологическим регламентом. Задвижка на трубопроводе открывается постепенно и плавно.
380. Не допускается нагревать нефть выше допустимой температуры, указанной в технологическом регламенте.
381. Количество подаваемой эмульсионной нефти не превышает пропускную способность разгрузочных клапанов.
382. Во время работы блока контролируется давление, не допуская превышения параметров, предусмотренных технологическим регламентом.
383. Регулярно производится спуск воды из отсеков огневого подогревателя и осадка через дренажные патрубки, в соответствии с технологическим регламентом.
384. При негерметичности во фланцевых соединениях, сварных швах, и деформации в топках огневого подогревателя блок останавливается, в соответствии с технологическим регламентом.
385. Ежесменно проверяется состояние разгрузочных клапанов на линиях отвода воды и нефти путем периодического открытия.
386. Для загрузки коалисцирующей набивки в блок предусматриваются лестницы, площадки и ограждения.
387. Производить обслуживание контрольно-измерительных приборов, предохранительных клапанов, запорной арматуры, смонтированных на верхней части аппарата, допускается с рабочих площадок.
Подраздел 7. Стабилизационные установки
388. Стабилизационная жидкость подается на орошение колонны без содержания воды.
389. При обнаружении негерметичности в корпусе и элементах стабилизационной колонны установка останавливается и принимаются меры безопасности, согласно технологического регламента.
390. Не допускается эксплуатировать конденсаторы-холодильники с неисправными устройствами. При появлении в отводимой воде признаков нефтепродукта конденсатор-холодильник отключается от действующих аппаратов для устранения неисправности.
Подраздел 8. Деэмульсация нефти в трубопроводах
391. Давление на насосе, подающем деэмульгатор для трубной деэмульсации, создается больше давления нефти в трубопроводе.
392. На линии подачи деэмульгатора в месте соединения с трубопроводом с нефтью устанавливается запорное устройство.
393. Для сбора воды, отделившейся в процессе деэмульсации, предусматриваются очистные сооружения или оборудование для утилизации сточных вод.
394. Система канализации обеспечивает отвод всего объема отделившейся воды.
Подраздел 9. Учет нефти, газа, конденсата и воды
395. Оборудование и приборы для учета продукции скважин и УПН предусматриваются проектом.
396. Режим перекачки обеспечивает стабильность потока и не превышает допустимых отклонений по объему, массе и давлению, указанных в проектной и технической документации изготовителя.
397. Для безопасной эксплуатации приборов учета нефти и газа предусматриваются:
1) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, стабилизаторами потока, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
2) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы - влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
3) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;
4) трубопоршневая установка.
398. Приборы учета нефти и газа оснащаются средствами малой механизации, позволяющими производить смену турбинных преобразователей и крышек фильтров.
399. Очистка измерительных линий и фильтров, приборы учета нефти и газа производятся в дренажную емкость.
Раздел 7. Резервуарный парк
400. Для объектов разработки НГМ, УПН проектом предусматриваются запасы продукции скважин и товарной нефти.
401. Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные мероприятия, способ монтажа обосновывается проектом, в зависимости от объемов продукции, технологического процесса, климатических условий, характеристики сред и с учетом требований взрывопожаробезопасности.
402. Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по проекту организации работ, в соответствии с технической документацией изготовителя.
403. Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится комиссией организации после проверки качества работ в соответствии с проектной документацией с составлением актов и пусковых документов.
404. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на прочность и герметичность, проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.
405. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, обеспечиваются документацией:
1) проектом монтажных и строительных работ;
2) паспортами (сертификатами) на запорную арматуру, дыхательные и предохранительные клапаны;
3) техническим паспортом (сертификатом) резервуара с указанием срока эксплуатации;
4) техническим паспортом (сертификатом) на понтон;
5) градуировочной таблицей резервуара;
6) технологическим регламентом;
7) схемой защиты от коррозии;
8) схемой противопожарной защиты;
9) схемой нивелирования основания;
10) схемой молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;
11) перечнем комплектации и актами технического состояния оборудования резервуаров;
12) исполнительной документацией на строительство и ввод в эксплуатацию резервуаров;
13) журналом технического обслуживания;
14) журналом контроля состояния заземления, устройств молниезащиты.
406. Планировка территории размещения резервуаров предусматривает устройство твердого покрытия, обвалований, ограждений, дорог, переходов, коммуникаций, освещения, в соответствии с проектом и требованиями безопасности. При разборке обвалования, возникающей в связи с прокладкой или ремонтом коммуникаций, после окончания этих работ производится восстановление обвалования.
407. Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждения устанавливают лестницы-переходы с перилами для отдельно стоящего резервуара - не менее двух, для группы резервуаров - не менее четырех.
Не допускается переходить через обвалование в других местах.
Верхняя площадка резервуара имеет перила высотой не менее 1 м с бортом не менее 0,1 - 0,15 м и лестницы, примыкающие к перилам.
На огражденной площади крыши находится замерный люк, замерное устройство и другая арматура.
За исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше устанавливают постоянный контроль. Площадки и ступени лестницы содержатся в чистоте, очищаются деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила безопасности, установленные для работ на высоте.
Не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования и производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара. Во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).
408. Проезд транспорта в опасной зоне резервуаров допускается по оформленному разрешению, выданному руководителем объекта и согласованному с пожарной службой, при наличии искрогасителя на выхлопной трубе и ограничением скорости до 5 км/час.
Подъезд автотранспорта к эксплуатируемому резервуару допускается не более чем на 20 м.
409. При обнаружении негерметичности места разлива нефтепродуктов зачищаются, пропитанный грунт удаляется в отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпается чистым грунтом или песком.
410. Не допускается складировать горючие и другие материалы на территории резервуарной площадки. Земляные выработки и траншеи для проведения ремонтных работ ограждают, а после окончания работ засыпают с планировкой площадки.
411. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары обеспечивают средствами пожаротушения, в соответствии с проектом.
Средства пожаротушения находятся в исправном состоянии в местах, обеспечивающих свободный доступ персонала и быстрое применение.
Не допускается на территории и в охранной зоне резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров курение и применение открытого огня.
Освещение и электрооборудование применяются во взрывопожаро-безопасном исполнении.
На территории и резервуарах размещают предупреждающие и запрещающие надписи и знаки о взрывопожароопасности, запрете курения и использования открытого огня на объекте.
Отогрев арматуры резервуаров производится паром или горячей водой.
412. Резервуар обеспечивается газоуравнительной системой, дыхательными и предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализаторами уровня, устройствами для предотвращения перелива, средствами автоматики и телеметрии, КИПиА, противопожарным оборудованием, приемораздаточными устройствами, зачистными устройствами, вентиляционными устройствами, люками, лестницами, площадками и ограждениями, технической документацией изготовителя.
413. Арматура с дистанционным и телеметрическим управлением устанавливается в соответствии с проектом, технической документацией изготовителя.
Резервуары обеспечиваются устройствами для отвода газов, паров, воздуха, сбора утечек нефтепродуктов и стационарной системой пожаротушения, включая пенное пожаротушение.
414. 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 обеспечиваются сигнализаторами предельного уровня жидкости и аварийной сигнализацией.
415. На каждый резервуар составляют паспорт, в котором указывают 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).
416. Назначение и обозначение запорной арматуры и других устройств для управления резервуаром и безопасного обслуживания указывают на технологической схеме.
417. Резервуары заземляют. Сопротивление заземляющего устройства резервуаров измеряют не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта. Резервуары обеспечиваются защитой от статического электричества, её исправность проверяется по графику, утвержденному техническим руководителем организации.
418. Дыхательная арматура, предохранительные и сигнальные устройства, КИПиА устанавливаются на резервуаре, в соответствии с допустимым избыточным и разреженным давлением.
419. Резервуары оснащаются непримерзающими дыхательными клапанами и системами обогрева, в соответствии с проектом и технической документацией изготовителя.
420. Территория резервуарных парков внутри и снаружи обвалования содержится в чистоте. Не допускается загрязненность территории нефтепродуктами, отходами. В пределах охранной зоны растительность удаляется.
421. На территории резервуарного парка в темное время суток допускается пользоваться взрывозащищенными переносными светильниками (аккумуляторными и батарейными) напряжением 12 В.
Включение и выключение светильников производится вне обвалования резервуарного парка.
422. Переключение задвижек при автоматическом или ручном управлении производится в соответствии со схемой управления, с технологическим регламентом.
Запорная арматура и другие устройства обеспечиваются указателями их положения и обозначениями, соответствующими технологической схеме.
423. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы ограждений, лестниц, площадок и других элементов до их устранения.
424. Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуара не превышает пропускную способность дыхательных клапанов, указанную в технологическом регламенте.
425. При расположении внутри резервуара парового или теплового нагревателя предусматривается устройство для отвода жидкости. Нагреватели закрепляют на опорах, соединение труб производится только сваркой.
Нефть в резервуарах подогревают теплоносителем, подаваемым в нагреватель. Уровень нефти над нагревателем поддерживается не менее 0,5 м. Перед пуском теплоносителя проверяют проходимость нагревателя, удаляют конденсат.
Задвижки при пуске теплоносителя открывают постепенно. Герметичность подогревателей контролируют по расходу и давлению теплоносителя.
Температура подогрева устанавливается ниже температуры кипения нефти и указывается в технологическом регламенте.
Температура нагревания контролируется, данные записываются в журнал.
При заполнении резервуара нефтью для подогрева или длительного хранения, её уровень не превышает 95 % высоты емкости.
426. Подтоварную воду удаляют из резервуаров средствами, предусмотренными проектом, технической документацией изготовителя. Во время слива подтоварной воды не допускается вытекание нефти с водой.
Водоспускные задвижки и сифонные краны резервуаров теплоизолируются изоляцией из негорючего материала.
427. 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.
Отбор проб производится в соответствии с технологическим регламентом.
428. Работниками перед отбором проб и замером уровня нефти выполняются требования безопасности:
1) надеть хлопчатобумажную (антистатическую) специальную одежду и специальную обувь, проверить исправность СИЗ ОД и переносного газосигнализатора;
2) проверить исправность устройств для замера уровня, отбора и переноса проб;
3) закрыть задвижку газоуравнительной системы;
4) провести совместно с лаборантом контроль воздушной среды переносным газосигнализатором на месте работ до и после открытия люка.
429. Пробы допускается отбирать через замерный люк не раньше, чем через два часа после окончания закачки нефти в резервуар.
Замер уровня и отбор проб нефти из резервуаров не производится:
1) при загазованности на месте работ выше ПДК, ПДВК;
2) во время закачки и откачки нефти;
3) во время грозы;
4) при скорости ветра более 8 м/с;
5) во время гололеда и тумана;
6) без наблюдающего и при несоответствии условий безопасности.
430. В резервуарном парке допускается передвигаться по пешеходным дорожкам, через обвалование резервуаров по переходам.
431. Во время отбора проб работниками выполняются требования:
1) контроль загазованности на месте работ;
2) на крыше резервуара допускается передвижение по трапам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается;
3) во время закачки и откачки нефти не допускается нахождение на крыше резервуара;
4) отбор проб и замер уровня нефти в резервуаре производится при закрытой задвижке на газовой обвязке газоуравнительной системы;
5) не допускается находиться над открытым люком во избежание отравления вредными парами и газами;
6) при замере уровня нефти в резервуаре замерное устройство двигается по направляющей колодке, плавно, без рывков и ударов для исключения искрообразования;
7) спуск и подъем замерного устройства производится в хлопчатобумажных перчатках;
8) из пробоотборника пробы переливаются в герметичный сосуд;
9) не допускается попадание в резервуар посторонних предметов;
10) не допускается сливать нефть и нефтепродукты в резервуар через замерный люк;
11) при открытии и закрытии крышки люка не допускаются ее удары;
12) в ночное время работники используют аккумуляторные или батарейные светильники во взрывозащищенном исполнении и включают их за пределами обвалования или на расстоянии не менее 20 м от резервуара;
13) не допускается включение и выключение, ремонт и замена лампы светильников, батареи, аккумулятора в опасной зоне.
432. По окончанию работ:
1) закрыть крышку люка с использованием герметичной прокладки и закрепить;
2) если во время отбора проб на крышу резервуара попала нефть, очистить это место от загрязнения;
3) открыть задвижку газоуравнительной системы;
4) очистить и вытереть устройства для отбора проб, собрать для переноски в сумку или контейнер, обтирочный материал.
433. Замерный люк на резервуарах обеспечивается герметичной крышкой с устройством для открывания и искробезопасным уплотнением.
После окончания замера уровня или отбора проб крышку замерного люка закрывают не допуская падения, удара и искрообразования.
434. Основание резервуара защищается от размыва поверхностными водами, для чего обеспечивают постоянный отвод воды по канализации к очистным устройствам.
435. Отвод жидкости после зачистки резервуаров в канализацию не допускается. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, отводятся по отдельному трубопроводу в шламонакопители для утилизации и нейтрализации вредных веществ.
436. Действующий резервуар отключают и освобождают от нефти при:
1) утечке нефти непосредственно из резервуара;
2) обнаружении нефти в дренажных колодцах или контрольной трубе камеры управления;
3) возникновении опасной или аварийной ситуации.
При выводе из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную систему:
1) отключить от газовой обвязки;
2) закрыть задвижки на газопроводе;
3) установить заглушки.
Установку и снятие заглушек зарегистрировать в журнале.
При нарушении герметичности в резервуаре, отключить его от трубопроводов, коммуникаций и устранить повреждение.
437. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат техническому освидетельствованию и диагностике, позволяющим определить техническое состояние, вид ремонта, остаточный срок эксплуатации.
438. Включение в работу резервуаров после освидетельствования, ревизий и ремонта производится на основании акта приемки с письменного разрешения технического руководителя.
439. Если по замерам или другим данным обнаруживается, что нарушен нормальный режим наполнения или опорожнения резервуара, принимают меры по выяснению причины нарушения и его устранению. В аварийных случаях операции останавливают в соответствии с технологическим регламентом и ПЛА.
440. Наполнение или опорожнение резервуара допускается после того, как обслуживающий персонал проверит соответствие положения задвижек, связанных с перекачкой. Открытие и закрытие задвижек производится плавно.
Не допускается производить одновременные операции с задвижками по отключению и включению действующих резервуаров.
441. При переключении резервуара, открыть задвижку на заполняемом резервуаре и перекрыть задвижку на отключаемом от заполнения резервуаре.
442. Автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке производится при условии защиты трубопроводов от превышения давления.
443. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки.
444. Не допускается закачивать в резервуары продукт с упругостью паров, превышающей проектную.
445. Эксплуатация подземных резервуаров производится в соответствии с проектом, технологическим регламентом.
Световые люки во время эксплуатации закрывают крышками на прокладках. Открывать их допускается для вентиляции на время ремонта или очистки емкости.
Высота вентиляционных труб составляет не менее 2 м от уровня верхнего покрытия.
Арматура, расположенная в камерах (шахтах) подземных емкостей, обеспечивается дистанционным управлением. Для спуска в камеру устанавливают стационарные металлические лестницы.
Камеры обеспечиваются дефлектором.
Очистка подземной емкости от отложений производится механизированным способом с применением гидромониторов, гидроэлеваторов.
Для спуска в подземную емкость через люки применяются стационарные лестницы с ограждением, доходящие до дна емкости.
446. Эксплуатация резервуаров и емкостей для сжиженных газов и нестабильного бензина производится в соответствии с проектом, технологическим регламентом.
Замерные стекла защищаются от повреждения, а краны автоматически перекрываются при повреждении стекла. На стекле устанавливается указатель предельного уровня в емкости.
Для контроля температуры на каждой емкости устанавливают термопару или термометр.
Температура закачиваемого продукта соответствует упругости паров, обеспечивающее допустимое рабочее давление в емкости.
Для контроля давления на емкостях устанавливают манометры, в соответствии с технической документацией изготовителя. На линии, ведущей к манометру, не допускается производить подключения для отбора проб продукта.
Уровень жидкости, температура и давление контролируется и фиксируется с записью в журнале.
Отбор проб из емкостей производится пробоотборщиком совместно с оператором, обслуживающим эти емкости, или наблюдающим с использованием СИЗ ОД.
К емкостям прокладывают паропровод или теплоспутники для обогрева трубопроводов, запорной арматуры, пропарки емкостей и создания паровой завесы при опасной или аварийной ситуации.
Установка обогревающих устройств внутри или снаружи емкости допускается при условии, если температура теплоносителя не вызывает повышения давления в емкости выше расчетного.
Емкости обеспечиваются дренажными устройствами для отвода воды в канализацию.
Штуцер для отвода воды оборудуется незамерзающим клапаном.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 |
