Очистка топливных резервуаров. Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов разработана скб "транснефтеавтоматика" Как зачистить технологические трубопроводы от остатков нефтепродуктов

Настоящая инструкция по охране труда разработана для безопасного выполнения работ при при зачистке резервуаров из-под нефтепродуктов

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА

1.1. Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов должны осуществлять специально обученные и подготовленные работники, допущенные к этим работам в установленном порядке и не имеющих медицинских противопоказаний.
1.2. Перед началом работ по зачистке работники должны пройти инструктажи по охране труда: первичный на рабочем месте и целевой, оформленные в установленном порядке.
1.3. Лица моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке резервуаров не допускаются.
1.4. При производстве зачистных работ подрядной организацией назначается лицо из этой организации, ответственное за проведение работ.
1.5. Зачистка резервуара производится только в дневное время.
1.6. Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения, средствами индивидуальной и коллективной защиты.
1.7. На проведение зачистных работ оформляется наряд-допуск установленной формы, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ.
1.8. При производстве зачистных работ кроме требований, изложенных в настоящей Инструкции, должны выполняться также требования Инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ.

2. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТ

2.1. Перед зачисткой резервуаров должны быть выполнены все подготовительные мероприятия, указанные в наряд-допуске.
2.2. Должны быть приняты меры по уменьшению степени опасности газоопасной работы снятием давления, удалением вредных и взрывоопасных продуктов, исключением их поступления из смежных технологических систем, исключением возможных источников искрообразования.
2.3. Перед началом проведения работ необходимо провести анализ воздушной среды на содержание вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных веществ.
2.4. Состав бригады по зачистке и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд — допуск лицом, ответственным за проведение зачистных работ.
2.5. Бригада может приступить к работе внутри резервуара только после получения оформленного акта готовности резервуара к зачистным работам, при выполнении зачистных работ – присутствие ответственного лица за проведение работ обязательно.
2.6. Применяемый инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. Инструмент и приспособления должны быть проверены и подготовлены к работе. Работать неисправным инструментом и приспособлениями запрещается.
2.7. Для освещения резервуара применяют только переносные аккумуляторные взрывобезопасные фонари напряжением не выше 12 В. Включение и выключение их должно производиться вне обвалования резервуара.

3. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1. Работа в резервуаре, как правило, проводится в противогазе. Работа без средств защиты органов дыхания разрешается при условии, если объемная доля кислорода внутри резервуара составляет не менее 20%, а содержание вредных паров и газов менее предельно допустимых концентраций (ПДК). При этом должна быть исключена возможность попадания в резервуар вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне.
3.2. Работа в резервуаре разрешается при температуре воздуха в резервуаре не ниже 35 С0 и относительной влажности не выше 70%.
3.3. После удаления остатка нефтепродукта резервуар должен быть отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, путем установки заглушек с указателем-хвостовиком. Затем резервуар пропаривают и промывают водой в течение времени, определенного производственной инструкцией.
3.4. Установку и снятие заглушек следует регистрировать в специальном журнале. Места установки заглушек должны быть доведены до сведения работников данного участка. Сведения о местах установки заглушек заносятся в специальный журнал.
3.5. Во время зачистных работ проводится интенсивная вентиляция резервуара и контроль содержания вредных паров и газов в нем не реже, чем через 1 час.
3.6. Контрольные анализы воздуха проводятся также при перерывах в зачистных работах свыше 1 часа, при обнаружении признаков поступления паров нефтепродуктов в резервуар, изменении метрологической обстановки.
В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке немедленно прекращаются, работники выводятся из опасной зоны.
Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации до санитарных норм. Снижение концентрации паров должно подтверждаться анализом воздуха.
Результаты анализа оформляются справкой.
3.7. При зачистке отложений с пирофорными соединениями необходимо соблюдать дополнительные меры предосторожности – не допускать высыхания отложений, поддерживать их во влажном состоянии.
Удаленные грязь и отложения убирать в специально отведенное место.
Запрещается сбрасывать грязь и отложения в канализацию.
3.8. При входе в резервуар работник должен быть в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и сигнальной веревкой. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Исправность спасательного пояса должны проверять работник и руководитель работ каждый раз перед его применением путем наружного осмотра.
3.9. У люка-лаза должно быть не менее двух наблюдающих в таких же средствах индивидуальной защиты. Наблюдающие обязаны:
— следить за сигналом и поведением работающего;
— следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;
— при необходимости эвакуировать работающего из резервуара.
3.10. При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу пригодного для дыхания чистого воздуха.
3.11. При необходимости проведения работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха следует пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха, с обязательным постоянным наблюдением за работой воздуходувки.
3.12. Противогаз должен быть исправен и правильно подобран по размеру.
Запрещается использование фильтрующих противогазов. Вход (допуск) работника в резервуар разрешается ответственным за проведение зачистки.
3.13. Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не должна быть более 15 мин, после чего работник должен отдыхать на свежем воздухе не менее 15 мин.
3.14. Переносные лестницы, применяемые для спуска работника в резервуар, работы внутри него из подъема и резервуара, должны быть исправными и соответствовать требованиям безопасности.
Проверка исправности, устойчивости и надежности закрепления лестницы по месту работы проводится в присутствии ответственного за проведение работ.
3.15. Работник при спуске в резервуар и при выходе из него не должен держать в руках какие-либо предметы. Все необходимые для работы инструменты должны подаваться в резервуар способом, исключающим их падение, искрообразование, а также травмирование работников.
3.16. Запрещается допуск в резервуар во время механизированной мойки и дегазации резервуара.

4. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1. При выполнении зачистных работ в резервуаре может возникнуть аварийная ситуация, связанная с повышением загазованности, загоранием и взрывом внутри резервуара.
4.2. Работники, производящие зачистку, в случае возникновения аварийной ситуации должны немедленно покинуть резервуар, сообщить в пожарную охрану по телефону 101 и руководству.
4.3. Порядок действия персонала при возникновении аварийной ситуации должен быть определен в плане локализации аварийных ситуаций.
4.4. Работы по зачистке должны быть прекращены по требованию ответственного за проведение работ, руководства, представителей инспектирующих органов.
4.5. В случае появления у работника признаков отравления ответственный за проведение зачистки должен дать указание немедленно прекратить работы, срочно эвакуировать пострадавшего из резервуара для оказания первой помощи, а при необходимости отправить его в лечебное учреждение или вызвать бригаду скорой помощи по телефону 103. Дальнейшие работы по зачистке могут возобновиться только после устранения причин, вызвавших отравление работника.

5. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТ

5.1. После окончания зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку.
5.2. По окончании работ, перед закрытием люков ответственный за проведение работ должен лично убедиться, что внутри резервуара не остались люди, убран инструмент, материалы, посторонние предметы.
5.3. Рабочий инструмент и приспособления необходимо очистить и убрать в предназначенное для них место.
5.4. Противогаз очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол. Противогаз сложить в сумку и убрать в предназначенное для его хранения место.
5.5. После окончания работ переодеться, принять душ.

ИНСТРУКЦИЯ ПО пожаровзрывобезопасной ТЕХНОЛОГИИ

ОЧИСТКИ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

РД 153-39ТН-012-96

«Утверждаю»

Вице-президент

акционерной компании «Транснефть»

А.С. Джарджиманов

«Согласовано»

Зам. начальника

ГУГПС МВД России

Е.Е. Кирюханцев

Настоящий руководящий документ разработан Высшей инженерной пожарно-технической школой МВД России и акционерной компанией «Транснефть».

При разработке Руководящего документа «Инструкция по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров» учтены замечания и предложения Главного управления Государственной противопожарной службы МВД России в региональных АООТ АК «Транснефть».

Настоящая инструкция по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров распространяется на предприятия компании «Транснефть», имеющие резервуары для хранения нефтей. Инструкция устанавливает требования пожаровзрывобезопасности и технологию очистки нефтяных наземных стальных со стационарной крышей (с понтоном и без понтона) и железобетонных резервуаров (ЖБР), а также резервуаров с плавающей крышей перед проведением ремонтных и огневых работ.

В инструкции приводится описание оборудования, технических моющих средств (ТМС), пожаровзрывобезопасной технологии производства работ по очистке резервуаров.

Инструкция разработана на основе:

СНиП 2.11.04-85. Нормы проектирования. Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

Правил технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти, утвержденных Главтранснефтью в 1976 г.;

СНиП 2.01.02-91. Нормы проектирования. Противопожарные нормы;

ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования;

ГОСТ 12.1.008-86. ССБТ. Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования;

Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР в 1986 г.;

Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов;

Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий магистральных нефтепродуктопроводов, утвержденных в 1992 г.;

Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции, утвержденной Госкомнефтепродуктом РСФСР в 1981 г.;

Временной инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов РД-112-РСФСР-021-89;

Правил защиты от статистического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, утвержденных Министерством нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР в 1972 г.;

Правил по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов;

РД 39-30-1284-85 «Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров», утвержденного Министерством нефтяной промышленности СССР и Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами;

Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ, утвержденной Госгортехнадзором СССР в 1985 г;

Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств;

Временной инструкции по подготовке стальных резервуаров к ремонту, утвержденной по ПМН в 1989 г.

При разработке Инструкции использованы материалы промышленных экспериментов, выполненных ВИПТШ МВД РФ совместно с ИПТЭР и АО «Приволжские магистральные нефтепроводы».

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция обязательна при проведении очистки наземных стальных резервуаров со стационарной крышей (с понтоном и без понтона), железобетонных резервуаров и резервуаров с плавающей крышей, при подготовке их к ремонтным, в т. ч. и огневым, работам на предприятиях компании «Транснефть». Она устанавливает цели, порядок и содержание операции, включая подготовку резервуаров к очистке, проведение механизированной очистки от парафинистых отложений, выполнение дегазации, осуществление контроля процесса очистки и качества подготовки резервуара к ремонту и огневым работам, а также регламентирует меры технической и пожарной безопасности при осуществлении этих операций.

1.2. Наряду с требованиями настоящей Инструкции должны выполняться Правила технической эксплуатации резервуаров для нефти (РД 39-0147103-385-87) и Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.

1.3. На очистку каждого резервуара должен составляться проект производства работ (ППР), который, как правило, должен включать:

план помещения моечного оборудования и трубопроводов с привязкой к объектам резервуарного парка или очищаемому резервуару;

технологическую схему с указанием мест установки заглушек и задвижек, с помощью которых намечаются управление и регулирование технологического процесса очистки, тип насосов, используемых для размыва остатков;

последовательность технологических операций с указанием необходимых режимных параметров для этих операций (давление, расход, температура, продолжительность, характеристики и условия применения моющих средств и присадок, периодичность контроля газовой среды внутри и вне резервуара и т. п.),

перечень и порядок работы грузоподъемных машин и механизмов, транспортных средств для перевозки к месту работы оборудования, меры по охране труда, технической и пожарной безопасности.

1.4. Проект производства работ утверждается руководством РНУ (АО МН) и согласовывается с органами управления ГПС.

1.5. Ответственность за обеспечение пожарной безопасности при проведении технологического процесса подготовки резервуаров к ремонту несет руководитель предприятия (РНУ, ЛПДС).

1.6. Работы по очистке резервуаров должны включать комплекс организационно-технических мероприятий (подготовка и инструктаж зачистной и ремонтной бригад, разработка проекта организации работ, назначение ответственных лиц); подготовительные работы в соответствии с разделом 2; работы по очистке (откачка нефти, нефтяная мойка, водная мойка, доочистка водными растворами технических моющих средств, дегазация и т. п.); контроль готовности резервуара к ремонту, огневым работам.

1.7. Организации, осуществляющие подготовку и допуск резервуаров к огневым работам, должны иметь соответствующие лицензии. ИТР и рабочие, осуществляющие подготовку резервуаров и проведение огневых работ, должны проходить обучение и повышение квалификации в организациях-разработчиках настоящей Инструкции

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Работы по подготовке и проведению нефтяной и механизированной (гидравлической) мойки резервуаров должны выполняться специализированной бригадой под руководством специалиста из числа ИТР, прошедшего противопожарный инструктаж и сдавшего зачет по знанию данной инструкции.

2.2. Подготовка резервуара к проведению очистки включает операции по откачке нефти, отключению резервуара от технологических линий, удалению остаточной нефти и предварительной дегазации или флегматизации резервуара, по монтажу промежуточной емкости, насосов, трубопроводов и моечного оборудования

2.2.1. Нефть из резервуара, подлежащего очистке, следует откачивать в соседние резервуары или магистральный нефтепровод до уровня, ниже которого стационарное технологическое оборудование откачать не может.

2.2.2. После откачки нефти резервуар необходимо отключить от всех трубопроводов посредством установки на них заглушек с указателем-хвостовиком (кроме коммуникаций, используемых при зачистке резервуара). Затем остатки нефти следует откачать через сифонный кран.

В тех случаях, когда у ЖБР установлены приварные задвижки, резервуар после освобождения от нефти должен быть отключен задвижками, отглушен вместе с участками подводящего и отводящего трубопроводов до ближайших фланцевых задвижек.

2.2.3. Перед монтажом моечного оборудования и проведением механизированной (гидравлической) мойки при отсутствии приборов контроля статического электричества необходимо осуществлять предварительно дегазацию резервуара путем проведения принудительной вентиляции и (или) аэрации до момента снижения концентрации паров нефти ниже значения предельно допустимой взрывобезопасной концентрации ПДВК (не более 2 г/м 3).

Выбрасываемую из резервуара паровоздушную смесь (ПВС) следует направлять в адсорбер или абсорбер для улавливания паров нефти.

2.2.4. При аэрации (естественной вентиляции) должны вскрываться только крышевые световые люки. В целях повышения эффективности аэрации на крышевые люки следует устанавливать детекторы.

2.2.5. Люк-лаз первого пояса следует вскрывать на непродолжительное время только после снижения концентрации паров нефтепродуктов в газовом пространстве резервуара до значения 0,2 НКПР (20 % от значения нижнего концентрационного предела распространения пламени) - 0,4 % (об.) или 8 г/м 3 .

2.2.6. При принудительной вентиляции резервуара вентилятор следует устанавливать на станине (крепление к станине должно быть выполнено на прокладках из резины или войлока) на расстоянии не ближе 5 м от его стенки. На входном фланце вентилятора следует устанавливать металлическую сетку (размер ячейки 25´25 мм).

2.2.7. При принудительной вентиляции резервуара в нем должен быть смонтирован датчик контроля статического электричества, с блокировкой работы вентилятора.

2.2.8. Перед подачей воздуха в резервуар следует проверять правильность установки вентилятора путем проверки его работы под нагрузкой.

2.2.9. Между вентилятором и резервуаром должен быть проложен воздуховод, изготовленный из тонколистового металла или неметаллических материалов (брезент, бельтинг).

Воздуховоды, выполненные из диэлектрических материалов, должны иметь электростатическую защиту: обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм с шагом витка не более 100 мм. Один конец проволоки соединяется гайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой - с фланцем люка-лаза.

2.2.10. В газоотводной трубе должна быть предусмотрена трубка для отбора пробы газовоздушной смеси на определение концентрации паров нефти.

2.2.11. Проверка сорбционного оборудования должна включать контроль герметичности соединений, емкостей и абсорберов, работоспособности и прочности крепления вентиляторов и насосов.

2.2.12. Сорбционная дегазация может осуществляться перед принудительной вентиляцией.

2.3. Газоанализаторы и датчики контроля статического электричества необходимо проверять в соответствии с паспортными требованиями. Остальное оборудование следует осматривать с выполнением операций, предписанных техническими условиями его эксплуатации.

2.4. Развертывание оборудования необходимо осуществлять в следующей последовательности:

2.4.1. Установить насосную установку и подсоединить к патрубку промежуточного резервуара.

2.4.2. К гидроэлеватору подсоединить бензостойкие рукава для подачи рабочей жидкости и откачки технологических остатков. Гидроэлеватор на рукавах через люк-лаз 1-го пояса опустить в резервуар и установить на днище.

2.4.3. Моечные машинки следует подсоединить к поворотному или подъемно-поворотному устройству (рис. 4, 5). Монтаж моечного оборудования допускается только при снижении концентрации паров нефти ниже ПДВК. При монтаже подъемно-поворотного устройства в резервуаре необходимо:

а) собрать треногу, подаваемую внутрь резервуара по частям;

б) подать через люк-лаз в резервуар поворотное устройство с моечными машинками на коромыслах, установленных горизонтально. Навинчивание машинок и коромысел допускается производить внутри резервуара при концентрации паров нефти в газовом пространстве не выше значения ПДВК и с соблюдением мер техники безопасности;

в) установить поворотное устройство на треногу;

г) поднять коромысла (в случае монтажа подъемно-поворотного устройства) поочередно вручную в верхнее положение и зафиксировать стопорным болтом;

д) подсоединить рукавную линию к поворотному устройству.

2.4.4. Магистральную линию от напорного патрубка насоса до трехходового разветвления, установленного на расстоянии не более 10 м от подготовленного к очистке резервуара, необходимо проложить из трубопроводов диаметром не менее 77 мм.

2.4.5. К разветвлению следует подсоединить рукав диаметром 51 мм, соединенный с моечной машинкой, и напорный рукав диаметром 66 мм, соединенный с гидроэлеватором. Далее следует проложить рукав диаметром 77 мм от гидроэлеватора до промежуточного резервуара. В резервуар опустить гофрированный рукав, к которому подсоединить рукав от гидроэлеватора.

2.4.6. Герметизацию люка-лаза (рис 1, 7) необходимо осуществлять специально изготовленной (запасной) фланцевой крышкой люка-лаза с вваренными в нее отводами с ершами или фланцами для подсоединения напорно-откачивающих трубопроводов.

2.5. Произвести подготовку раствора ТМС в промежуточных резервуарах в следующей последовательности:

2.5.1. Промежуточные резервуары заполнить водой на 0,9 объема при электроподогреве и на 0,6 объема - при обогреве водяным паром.

2.5.2. При наличии пароснабжения водяной пар подать по резиновому шлангу для подогрева воды до температуры 50-70 °С.

2.5.3. После нагрева воды в резервуары засыпать ТМС «Лабомид», МС или «Темп». ТМС следует засыпать медленно, с постоянным перемешиванием воды, с последующим перемешиванием по замкнутому циклу с помощью насоса.

2.5.4. Количество ТМС необходимо брать из расчета, чтобы создать концентрацию 10-15 кг/м 3 , количество пенообразователя ПО-3А не должно превышать 1 % (об) Антистатическое ТМС «Темп-300» следует подготавливать из расчета 5-10 кг/м 3 .

2.6. Перед нефтяной мойкой необходимо производить опрессовку системы моечных коммуникаций водой с созданием давления 1,25 Р раб. В процессе опрессовки следует выявить места утечек и устранить их причины. После опрессовки воду следует слить.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ

3.1. Основанием для подготовки резервуара к очистным работам должен быть соответствующий приказ или письменное распоряжение по объединению или РНУ, а основанием для начала работы очистной бригады - наряд-допуск на производство очистных работ на данном резервуаре.

3.2. Технологический процесс очистки резервуара включает следующие операции:

откачку нефти из резервуара до уровня, необходимого для работы размывающих головок и размыва донных отложений с помощью стационарных размывающих головок при их наличии;

предварительную дегазацию резервуара путем принудительной вентиляции до снижения концентрации паров нефти ниже ПДВК и монтаж моечного оборудования в соответствии с разделом 2;

насыщение газового пространства резервуара парами нефти выше значения ВКПР;

мойку поверхностей стенки и дна резервуара струями нефти через моечные машинки при одновременном контроле степени насыщения газового пространства углеводородами и величины зарядов статического электричества;

откачку насосом растворенных и диспергированных отложений вместе с промывочной нефтью в специальный резервуар (или в нефтепровод);

мойку резервуара струей воды или водных растворов моющих веществ, подаваемых через моечные машинки;

откачку из резервуара эмульгированной воды;

дегазацию резервуара путем сорбции и (или) принудительной вентиляции и (или) аэрации;

контроль степени очистки внутренних поверхностей резервуара после очистки и дегазации.

3.3. Подготовленный к очистке резервуар должен быть:

герметичен по всему корпусу (не иметь сквозных отверстий);

проверен на исправность дыхательных и предохранительных клапанов;

отключен от технологических трубопроводов и газоуравнительной системы путем установки инвентарных заглушек на приемо-раздаточных патрубках и газопроводах, не используемых при зачистке,

обесточен путем образования видимого разрыва в электросети;

оснащен предупредительными и сигнальными плакатами на задвижках и ключах управления задвижками.

Нагрузки, создаваемые при монтаже и работе моечного оборудования, не должны превышать предельно допустимых значений по прочности корпуса и кровли резервуара.

3.4. Перед началом очистки резервуара необходимо произвести замеры высоты донных отложений через световые люки и патрубки на крыше. По замеренным значениям высоты донных отложений в разных точках определяется среднеарифметическое значение высоты и общий объем донного осадка на днище очищаемого резервуара. При необходимости производится отбор и анализ проб.

3.5. Подготовка системы к стационарному размыву донных отложений, регламент гидроразмыва и меры безопасности при работе должны осуществляться в соответствии с Правилами технической эксплуатации (РД 39-0147103-385-87) и Инструкцией по размыву, утвержденной Главтранснефтью.

Продолжительность размыва можно ориентировочно определить путем деления наибольшей толщины отложений на производительность размыва, которая принимается равной 1,25-4,0 см/ч.

3.6. Насыщение газового пространства парами нефти.

3.6.1. Операцию насыщения следует проводить непосредственно перед струйной мойкой в целях исключения возгорания паров нефти внутри резервуара. При этом насыщение газового пространства резервуара парами нефти необходимо доводить до концентрации, превышающей значение верхнего концентрационного предела распространения пламени (ВКПР) в 1,6 раза, но не менее 350 г/м 3 (17 % (об.)).

3.6.2. Насыщение газового пространства парами нефти следует осуществлять заполнением резервуара нефтью на высоту 0,5 м, с выдержкой слоя нефти в течение 1-2 суток или за счет подачи нефти на размывочные головки при давлении 0,2-0,3 МПа. Объемная концентрация паров нефти должна превысить 17 % (об.) на 5-10 %. При достижении такой концентрации паров в резервуаре процесс насыщения считается законченным.

3.7. Мойка резервуара струей нефти.

3.7.1. Мойка струей нефти в целях размыва донных отложений, смывания нефтеотложений со стенок резервуара и последующего удаления их из резервуара должна осуществляться струей нефти, давление насыщенных паров которой при температуре промывки превышает 24 кПа. Количество нефти при размыве донных отложений должно быть не менее 4-8 объемов (в зависимости от свойств нефти и отложений) от объема отложений (парафинистых остатков). Мойка производится с помощью моечных установок, примерные технологические схемы которых приведены на рис. 2, 3.

3.7.2. На нефтяные отложения воздействуют направленной напорной струей нефти, образуемой моечной машинкой. Напорная струя при соударении со стенкой или днищем частично растворяет и смывает нефтеотложения, которые диспергируются в нефти и вместе с ней удаляются из резервуара откачивающим насосом. Повышение температуры отложений и моющей нефти увеличивает долю растворенной части отложений в промывочной смеси, и за счет этого сокращается общее время разрушения и растворения отложений.

3.7.3. Температура нефти, подаваемой на моечные машинки, должна быть не менее чем на 15°С выше значения верхнего температурного предела распространения пламени (ВТПР). При невозможности выполнения этого условия (например, при температуре наружного воздуха ниже 0°С) необходимо осуществлять подогрев нефти и водного раствора ТМС с помощью теплообменников и (или) трубчатых печей.

3.7.4. Моечная машинка и параметры режима работы (расход и давление моющей жидкости) должны подбираться с учетом обеспечения промывки наиболее удаленных зон в резервуаре (окрайки днища). Характеристика и область применения машинок приведена в приложении 7.

3.7.5. Остановку процесса мойки следует производить путем отключения насосного агрегата с последующим закрытием задвижек на выкидной линии и у резервуаров.

3.8. Откачка промывочной смеси из резервуара.

3.8.1. Откачка промывочной смеси производится специальным насосом (рис. 5). Производительность откачивающего насоса должна быть на 10-45 % больше суммарного расхода нефти, подаваемой на моечные машинки.

3.8.2. Для периодического отбора проб промывочной нефти на линии откачки должен быть предусмотрен пробоотборный кран.

3.8.3. Откачивающий насос необходимо включать в работу сразу после начала работы моечных машинок.

3.8.5 Парафинистые отложения (смывки) должны откачиваться из резервуара-отстойника в магистральный нефтепровод.

3.9. Мойка резервуара водой и растворами моющих средств.

3.9.1. Мойку водой и растворами моющих средств производят после промывки нефтяной струей с помощью моечных машинок. Воду на моечные машинки следует подавать отдельным насосом под давлением 0,6-0,8 МПа.

3.9.2. Мойка водой или моющими средствами осуществляется при условии контроля статического электричества или при контроле концентрации паров нефти в газовом пространстве резервуара выше 350 г/м 3 (17 % (об.)) или после предварительной дегазации (принудительной вентиляции) при концентрации паров нефти ниже значения ПДВК 2 г/м 3 или 0,1 % (об.).

3.9.3. После вывода насосной установки на рабочий режим (создается давление на насосе 0,8-1,0 МПа) необходимо открыть вентили трехходового разветвления на напорных линиях к моечной машинке и гидроэлеватору. Раствор ТМС подается на мойку резервуара через моечные машинки, и одновременно производится откачка водонефтяной эмульсии (пульпы) гидроэлеватором из очищаемого резервуара в промежуточный резервуар. Мойка осуществляется по замкнутому циклу с использованием промежуточной емкости.

3.9.4. Продолжительность одного цикла мойки в зависимости от типа моечных машинок приводится в приложении 4. За цикл мойки машинкой должна смачиваться вся внутренняя поверхность резервуара. Продолжительность мойки должна составлять не менее 8 циклов при мойке водой; 4 циклов при мойке водным раствором пенообразователя ПО-3А; 2 циклов при мойке ТМС типа «Лабомид», МС-15, «Темп».

3.9.5. Во время мойки резервуара необходимо вести контроль за уровнем раствора ТМС в промежуточном резервуаре. Уровень раствора не должен изменяться. Если уровень раствора ТМС снижается, необходимо уменьшить подачу раствора на моечную машинку, для чего на трехходовом разветвлении следует прикрыть вентиль напорной линии моечной машинки. Если уровень раствора ТМС повышается, то необходимо уменьшить подачу рабочей жидкости на гидроэлеватор, для чего на трехходовом разветвлении необходимо прикрыть вентиль на напорной линии гидроэлеватора.

3.9.6. Одновременно необходимо проверить качество раствора ТМС в промежуточном резервуаре РГС-25. Если за первый этап мойки в промежуточном резервуаре скопилось большое количество отмытого нефтепродукта (на поверхности раствора) и шлама (на дне резервуара), следует произвести смену раствора ТМС.

3.9.7. Ополаскивание стенок резервуара водой производится моечными машинками в соответствии с п. 3.9.3. Допускается ополаскивание стенок резервуара водяными струями от пожарных стволов.

3.9.8. Мойку резервуара допускается проводить в два этапа: предварительный - по замкнутому циклу и окончательный (ополаскивание) - по разомкнутому циклу со сбросом моющей жидкости в канализацию или на очистные сооружения нефтебазы. Мойка эффективна при содержании в воде (рабочей жидкости) растворенных нефтепродуктов не более 1500 мг/л. При достижении такой загрязненности моечную жидкость необходимо отстоять и отделить от нефтепродукта или заменить чистой. Моющий раствор (МС, «Лабомид», «Темп») подлежит замене: после одноразового использования (при сроке эксплуатации резервуара без зачистки более 5 лет); после двухразового использования (при сроке эксплуатации резервуара без зачистки от 2 до 5 лет); после 4-5 разового использования (при сроке эксплуатации резервуара без зачистки до 2-х лет).

В процессе мойки необходимо менять положение гидроэлеватора, устанавливая его на наиболее загрязненные места.

3.9.9. После химико-механизированной мойки резервуара необходимо произвести чистовую мойку его водой в целях удаления с поверхности очищаемого резервуара остатков моющего раствора.

Для мойки водой насосная установка запитывается от гидранта, а откачивающаяся жидкость направляется в канализацию или на очистные сооружения.

3.9.10. Если в резервуаре после промывки водой остаются песок, ржавчина и другие механические примеси, необходимо произвести доочистку вручную с использованием искробезопасного инструмента (лопата, скребок, щетка, метла и т. п.).

3.9.11. Схема размещения оборудования при доочистке с помощью стволов аналогична схеме размещения оборудования при промывке водой. Отличие состоит в том, что к напорной линии вместо моечной машинки подсоединяется ствол ручной доочистки РС-Б. Ручным стволом омываются механические примеси к гидроэлеватору, который выносит их вместе с водой в резервуар-отстойник (промежуточная емкость). Оставшуюся воду необходимо удалить насосом «Гном» или пневмоприводным насосом.

3.9.12. После доочистки и дегазации резервуара следует проверить чистоту его внутренней поверхности. Если при осмотре резервуара обнаружатся плохо отмытые места, должна быть повторена операция мойки и доочистки.

3.9.13. Мойка резервуаров моющими растворами или водой должна производиться при концентрации паров нефти в газовом пространстве резервуара выше 350 г/м 3 (или ниже ПДВК), а при наличии взрывоопасной концентрации - в электростатическом безопасном режиме без предварительной дегазации с применением антистатических ТМС при контроле электризации датчиками с блокировкой работы насосов.

3.9.14. Мойку резервуаров водными растворами ТМС или водой при отсутствии антистатических ТМС и (или) контроля уровня опасности электризации необходимо проводить при непрерывной принудительной вентиляции, обеспечивая концентрацию паров нефти ниже значения ПДВК.

3.10. Дегазация резервуара.

3.10.1. При дегазации должны удаляться газообразные углеводороды из газового пространства, а также углеводороды, которые могут перейти в газообразное состояние из остаточной нефтяной пленки в процессе дегазации и после ее завершения.

3.10.2. Дегазацию необходимо производить для снижения концентрации паров нефти меньше значения 5 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР), т. е. до концентраций паров нефти не более 2 г/м 3 (0,1 % (об.)).

Дегазацию методом сорбции следует проводить путем распыления в паровоздушной среде резервуара охлажденной воды, водного раствора поверхностно-активных веществ или дегазированной нефти с упругостью паров менее 10 мм рт. ст. Распыление охлажденной воды или водного раствора ПАВ следует проводить импульсно с периодами 10-20 мин.

При проведении дегазации сорбцией используются эвольвентные, диафрагменные и другие стандартные распылители с установкой их в верхней части резервуара.

Вентиляционные агрегаты при проведении дегазации сорбцией должны иметь взрывобезопасное исполнение.

3.10.3. Ускорение процесса дегазации достигается принудительной вентиляцией. В случае применения принудительной вентиляции избыточное давление в резервуаре не должно превышать установленное значение давления дыхательного клапана. Выбранное количество вентиляторов и их характеристики должны обеспечивать безопасный режим вентиляции: концентрация паров нефти в обваловании и за его пределами не должны превышать ПДВК.

3.10.4. Скорость приточной струи воздуха, подаваемого в резервуар (в начале процесса), при наличии в резервуаре взрывоопасных концентраций должна быть не более 10 м/с, но не менее 2 м/с.

3.10.5. После снижения в газовом пространстве концентрации паров до значения меньше ПДВК скорость воздуха может быть увеличена, но не более 50 м/с.

3.10.6. Выброс паров нефти из резервуара в атмосферу следует производить через газоотводные трубы высотой 2 м, установленные на световые люки. При этом другие световые люки должны быть закрыты. Диаметр трубы должен соответствовать диаметру люка. В основание трубы должна быть вмонтирована трубка диаметром 6 мм, один конец которой длиной 100 мм направлен навстречу потоку выходящей газовоздушной смеси, другой (наружный) предназначен для подключения шланга (трубки) отбора проб.

Для контроля за состоянием газовоздушной среды внутри резервуара необходимо использовать:

газоанализаторы ГХП-3М, ГХП-100, ХПМ-4, MX, TX-1-2, СТХ-17;

анализаторы ПГФ 2М1-ИЗГ, УГ-2, ГВ-3, СТГ-3, СТХ-5А и др.

Перед началом вентиляции резервуара из его газового пространства отбирается проба паров на анализ. Результаты анализа оформляются справкой установленной формы и заносятся в журнал учета работ по зачистке резервуара.

В процессе вентиляции на выходе из резервуара отбираются пробы газовоздушной смеси и определяется концентрация паров нефти в ней. Периодичность отбора проб (замеров) определяется ПОР, но не реже чем через 2 часа.

3.10.7. В случае остановки процесса вентиляции, для предотвращения нарастания концентрации паров нефти в обваловании необходимо воздуховод отсоединить от входного патрубка и установить заглушку с прокладкой на фланце резервуара. Для возобновления процесса дегазации следует снять заглушку и вновь включить вентилятор.

3.10.8. При достижении в пробе концентрации паров нефти 2 г/м 3 (ПДВК) и менее подачу воздуха в резервуар следует прекратить. Если по истечении двух часов концентрация паров в резервуаре не превысит 2 г/м 3 (0,1 % (об.)), то процесс дегазации можно считать законченным.

При повышении концентрации выше 2 г/м 3 (на 10 % и более) снова следует включить вентилятор, и он должен работать до тех пор, пока концентрация паров нефти не станет равной или ниже 2 г/м 3 .

3.10.9. По окончании вентилирования необходимо отсоединить воздуховод и через люк-лаз измерить концентрацию паровоздушной смеси. Точки отбора проб при этом должны быть на расстоянии 2 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от днища. Количество замеров концентраций должно быть не менее двух. После этого лаборант в противогазе заходит внутрь резервуара и производит замер концентрации паров в застойной зоне (в окрайке днища).

3.10.10. Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 5 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени (более 2 г/м 3 , 0,1 % (об.)) должна проводиться только через верхние люки.

3.10.11. Способ и очередность операций по дегазации устанавливается, исходя из производственной необходимости и требуемой безопасности работ.

Порядок проведения дегазации, перечень оборудования и схемы дегазации указываются в проекте производства работ.

3.11. Контроль технологического процесса.

3.11.1. Контролю подлежат:

давление и расход моющей жидкости в моечной машинке;

расход откачиваемой промывочной смеси;

концентрация углеводородов в газовом пространстве;

концентрация парафинистых отложений в откачиваемой промывочной смеси.

3.11.2. Давление моющей жидкости измеряется манометром, установленным перед моющей машинкой. Расход моющей жидкости определяется по изменению уровня жидкости в резервуаре, где хранится моющая жидкость. Оптимальный уровень жидкости необходимо поддерживать за счет регулирования расхода на закачке и откачке. Величина давления моющей жидкости должна поддерживаться в заданных для данного резервуара пределах в течение всего процесса промывки.

3.11.3 Концентрацию отложений в откачиваемой промывочной смеси необходимо контролировать по изменению плотности и вязкости промывочной смеси (при нефтяной мойке). По мере промывки резервуара эти величины должны стремиться к значению плотности и вязкости исходной моющей нефти.

3.11.4. При водной мойке контроль содержания нефтепродуктов в откачиваемой промывочной жидкости производится по концентрации нефти в воде по стандартному методу ОТС 39-133-81.

3.11.5. Концентрацию углеводородов в газовом пространстве резервуара в процессе мойки необходимо контролировать стационарными или переносными газоанализаторами. Концентрация паров нефти у насосно-откачивающего оборудования должна контролироваться непрерывно.

3.12. Контроль качества подготовки внутренних поверхностей и газового пространства резервуара.

3.12.1. Контролю качества подготовки к ремонту по настоящей инструкции подлежат внутренние поверхности стенок, днища и конструкции крыши резервуара. Подготовка прилегающей территории и коммуникаций должна производиться в соответствии с отраслевыми правилами пожарной безопасности и техники безопасности.

3.12.2. Величину остаточной пожарной нагрузки нефтеостатка на внутренних поверхностях стенок и днища резервуара следует определять весовым способом путем соскабливания с площади 10 дм 2 твердого нефтеостатка в специальный целлофановый пакет или протиранием этой площади предварительно взвешенным поролоновым или ватным тампоном. Удаленный с поверхности нефтеостаток необходимо взвесить вместе с целлофановым пакетом (тампоном) на весах с точностью 0,5 г или определить его массу экстракционным методом.

3.12.3. Отбор проб остаточной пожарной нагрузки нефтеостатка необходимо произвести в трех наиболее загрязненных точках днища и трех точках стенки резервуара.

Величина остаточной пожарной нагрузки нефтеостатка в любой точке внутренней поверхности резервуара при проведении работ без доступа людей в резервуар не должна превышать 200 г/м 2 и 100 г/м 2 - с доступом рабочих внутрь резервуара для проведения огневых работ.

Результаты контроля остаточной пожарной нагрузки необходимо оформить актом подготовки резервуара к ремонтным работам.

Порядок свертывания оборудования после окончания очистки резервуара и мероприятия по утилизации промывочного раствора приведены в приложениях 9 и 10.

4. ОБОРУДОВАНИЕ И СРЕДСТВА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ

ПРИ ОЧИСТКЕ И ДЕГАЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. Комплект оборудования для очистки резервуаров включает: электронасосы и (или) насосную установку (ПНА, ПСГ-160); промежуточную емкость; сборно-разборный трубопровод, бензостойкие прорезиненные рукава; трехходовые разветвления, моечные машинки; ручные стволы; эжекторы (гидроэлеваторы); двойники; переходники; рукавные задержки.

4.1.1. Для зачистки должны использоваться электрические насосы или насосные установки со взрывозащищенным электродвигателем, центробежный насос ЦНС-180/60 (расход 180 м 3 /ч, давление 0,6 МПа, электродвигатель мощностью 25 кВт); фекальные насосы ФГ-216/38 (расход 216 м 3 /ч, давление 0,38 МПа) и ФГ-115/38 (расход 115 м 3 /ч, давление 0,38 МПа), агрегат электронасосный СД 250/22,5 (с насосом ФГ 215/64 - расход 250 м 3 /ч, давление 0,225 МПа); поршневые насосы П 85/8 (расход 85 м 3 /ч, давление 0,8 МПа, электродвигатель мощностью 32 кВт) и ЭНП-7/3 (расход 78 м 3 /ч, давление 1,0 МПа, электродвигатель АМ-82-4 мощностью 32 кВт); НСВА 150/50 (расход 150 м 3 /ч, давление 0,5 МПа).

Насосная установка на базе ПСГ-160 имеет двухступенчатый центробежный насос 6НГМ-7´2 с приводом от двигателя автомобиля. Производительность насоса 110-160 м 3 /ч и давление 0,5-1,4 МПа (50-140 м вод. ст.).

Насосная установка на базе ПНА-1 включает: основной центробежный нефтяной насос 5НС-6´8 (расход 130 м 3 /ч, давление 5,2 МПа, привод-дизель В2-450 АВ-63); подпорный насос центробежный С-569М (расход 250 м 3 /ч, давление 0,2 МПа, привод-электродвигатель ВАО-62/4); трубопроводы диаметром 108 мм, длиной 540 м и диаметром 133 мм, длиной 100 м. Насосные установки предназначены для подачи моющего раствора ТМС на очистку резервуара и на гидроэлеватор (эжектор).

4.1.2. Гидроэлеватор Г-600А (эжектор) обеспечивает откачку образующейся в процессе мойки эмульсии и механических примесей (песок, ржавчина и т. д.) из очищаемого резервуара. Производительность гидроэлеватора Г-600А при давлении 0,8 МПа составляет 600 л/мин.

4.1.3. Рукава с соединительными головками предназначены для прокладки коммуникационных линий между оборудованием (насос, моечная машинка, гидроэлеватор и т. д.), по которым циркулирует рабочая жидкость. В технологической схеме применяются бензостойкие резинотканевые рукава с внутренним диаметром 51, 66, 77 мм (ГОСТ 5398-76).

4.1.4. Рукавное разветвление трехходовое РТ-80 используется для управления потоком рабочей жидкости в рукавных линиях.

4.1.5. 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 3,35 л/с при давлении 0,4 МПа (40 м вод. ст.) до 4,0 л/с при давлении 0,6 МПа (80 м вод. ст.).

4.1.6. Переходники служат для соединения рукавов разных диаметров между собой.

4.1.7. Рукавные задержки применяются для крепления рукавных линий при их прокладке по вертикали.

4.1.8. Моечные машинки типа ММПУ и Г-15В предназначены для промывки раствором ТМС внутренней поверхности резервуара (рис. 6, приложение 7). Моечные машинки устанавливаются через световые люки или люки-лазы.

4.1.9. Для приготовления раствора ТМС и приема пульпы из очищаемого резервуара при работе по замкнутому циклу должны использоваться промежуточный резервуар типа РГС-25 или передвижная моечная машина на базе топливозаправщика ТЗ-16 (ТЗ-22).

При зачистке резервуаров в стационарном варианте необходимо использовать два-три резервуара РГС-25, соединенных между собой трубопроводом диаметром не менее 125 мм.

4.1.10. Для откачки остатка нефти из резервуара в промежуточную емкость до начала мойки, а также для раствора ТМС, отобранного из очищенного резервуара после мойки, следует использовать переносной взрывозащищенный насос «Гном» или пневмоприводной насос.

4.2. Дегазационное оборудование должно включать: искробезопасный вентилятор исполнения И1-01 с двигателем во взрывозащищенном исполнении в соответствии с категорией 2-ой группы ТЗ взрывоопасной смеси; фланцы с соединительной арматурой, устанавливаемые на световых люках и люках-лазах; газоотводную трубу; адсорбционную установку.

4.3. Моющие жидкости - предварительно подогретые водные растворы пенообразователя ПО-ЗАИ или технического моющего средства ТМС - МС-16, МС-18, «Лабомид-101», «Лабомид-102», «Темп-100», «Темп-20», «Темп-300» и т. п.

4.4. Газоанализаторы для контроля за состоянием парогазовоздушной среды внутри резервуаров и на прилегающей к ним территории.

4.5. Датчики контроля статического электричества для измерения величины зарядов статического электричества.

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

5.1. При подготовке резервуара к ремонту должны соблюдаться требования безопасности, изложенные в «Правилах технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов», «Правилах безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов», «Правилах пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», настоящей Инструкции, а также дополнительные меры технической и пожарной безопасности, включенные в проект производства работ.

Перед проведением работ по подготовке резервуара к ремонту оформляется акт готовности резервуара к зачистным работам (приложение 1).

5.2. Для работников, занятых очисткой и ремонтом резервуаров, должны быть разработаны должностные инструкции; инструкции по технической и пожарной безопасности и журнал учета работ по зачистке резервуара. В этом журнале должны также отмечаться уровни загазованности, величины зарядов статического электричества и величины ПДПН.

При подготовке резервуара к огневым работам и при их проведении огневые работы в соседних (от очищаемого) резервуарах производить запрещается.

5.3. Работы по очистке и дегазации резервуаров относятся к газоопасным, поэтому их разрешается выполнять только бригадой в составе не менее двух человек. Члены бригады должны быть обучены безопасному ведению данных работ, обеспечены средствами индивидуальной защиты и спецодеждой согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды», а также необходимыми искробезопасными инструментами и приспособлениями.

5.4. Для проведения работ по зачистке резервуара выдается наряд-допуск на производство работ внутри резервуара, где указывается состав зачистной бригады и делается отметка о прохождении инструктажа по технике безопасности и пожарной безопасности. Рабочие, не прошедшие специального обучения и инструктажа, к ведению работ по зачистке не допускаются.

5.5. О начале и окончании работ по очистке и дегазации резервуаров необходимо ежедневно извещать объектовую пожарную охрану или ближайшее подразделение противопожарной службы.

5.6. Инструмент и приспособления, используемые для монтажа оборудования, должны быть выполнены из искробезопасного материала.

5.7. Монтаж моечного оборудования, осуществляемый без допуска людей в резервуар, должен осуществляться при соблюдении условий искробезопасности.

Перед монтажом моечного оборудования, осуществляемого с доступом людей внутрь резервуара со средствами защиты органов дыхания, должна производиться предварительная дегазация резервуара до концентрации ПДВК 1,5-2,0 г/м 3 (0,1 % (об.)).

5.8. Соединения трубопроводов, насосных агрегатов и другого оборудования должны быть герметичными, нельзя допускать подтеков нефтепродукта и образования зон загазованности.

5.9. При работе членов бригады внутри резервуара необходим непрерывный надзор и контроль за производством работ руководителем зачистной бригады.

Во время очистных работ открывание люков и вход людей внутрь резервуара запрещаются.

5.10. Режимные параметры технологического процесса по очистке и дегазации, результаты анализа газовой среды заносятся в наряд-допуск (приложение 2).

Периодичность отбора проб для анализа газовой среды определяется проектом производства работ, но не реже одного раза в течение каждых двух часов работы.

5.11. Взрывобезопасность процесса струйной мойки нефтью и водной домывки непосредственно за нефтяной мойкой должна обеспечиваться поддержанием концентрации паров нефти в газовом пространстве резервуара выше 350 г/м 3 (17% (об.)).

5.12. Допускается проведение водной домывки при концентрации паров нефти в резервуаре ниже 350 г/м 3 (17 % (об.)) при постоянном контроле напряженности электростатического поля, которая не должна превышать 35 кВ/м.

5.13. Контроль концентрации паров в резервуаре при струйной мойке следует осуществлять путем отбора газовых проб из верхней зоны газового объема резервуара на расстоянии 1,0-1,5 м от кровли резервуара и 0,5 м от дна (подпонтонного пространства) через отверстие пробоотборного люка. Периодичность отбора проб определяется проектом производства работ, но не реже чем через 2 часа.

5.14. В процессе проведения работ по очистке и дегазации должен проводиться непрерывный контроль загазованности в обваловании прилегающей к резервуару территории, а в местах установки насосно-откачивающего оборудования должен проводиться непрерывный контроль газовой среды с помощью стационарных или переносных газоанализаторов (сигнализаторов) довзрывоопасных концентраций.

Контроль загазованности следует проводить при помощи переносных газоанализаторов (СТХ-5А, УГ-2, ПГФ-2М и другие, указанные в п. 3.10.6).

При превышении концентрации горючих паров значения ПДВК работы по подготовке и очистке резервуара должны быть немедленно прекращены. Эти работы могут быть возобновлены после устранения причин, вызвавших образование опасных концентраций.

5.15. Запрещается вскрывать нижние люки-лазы для дегазации при наличии в резервуаре концентрации паров нефти более ПДВК.

5.16. При проведении зачистных работ у мест их проведения должны быть следующие средства пожаротушения:

пожарная автоцистерна или цистерна с мотопомпой МП-1800. Цистерны должны иметь объем не ниже 2000 л, быть заполненными 5-6 % раствором пенообразователя, укомплектованы пожарными рукавами, стволами и пеногенераторами;

кошма, войлочное или асбестовое полотно размером 2´1,5 м - 4 шт.;

огнетушители порошковые ОП-10 или пенные емкостью по 10 л или углекислотные ОУ-8 - 4 шт., или один огнетушитель ОП-50;

лопаты - 2 шт.

Перечисленные средства должны быть окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76.

5.17. Электрооборудование, используемое при выполнении работ, должно быть взрывозащищенным, насосные установки с двигателями внутреннего сгорания должны размещаться за пределами обвалования, а выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания должны быть оборудованы искрогасителями.

5.18. Запрещается доступ рабочих внутрь резервуаров при наличии в газовом пространстве концентраций паров нефтепродукта выше ПДВК (2 г/м 3).

5.19. Исполнители зачистных работ обязаны:

иметь при себе квалификационное удостоверение с отметкой о прохождении проверки знания требований правил технической и пожарной безопасности;

изучить инструкцию по безопасному производству данных работ;

получить инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске, а исполнителям подрядной (сторонней) организации следует дополнительно получить инструктаж по правилам пожарной безопасности при проведении зачистных работ на объекте;

ознакомиться с объектом работ на месте предстоящего их проведения;

приступить к зачистным работам только после указания ответственного за проведение этих работ;

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

строго соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске и инструкции;

уметь пользоваться средствами пожаротушения и в случае возникновения пожара немедленно приступить к ликвидации его и вызвать пожарную охрану;

после окончания зачистных работ тщательно осмотреть место проведения этих работ и устранить выявленные нарушения, могущие привести к возникновению пожара, к травмам или авариям;

прекращать работы при возникновении опасной ситуации.

5.20. В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования, ручная зачистка, огневые и ремонтные работы и т. п.) в обязательном порядке производить принудительную вентиляцию газового пространства.

5.21. При монтаже моечного оборудования на крыше резервуара и внутри него необходимо исключить искрообразование.

Для этой цели:

применять только искробезопасные инструмент и приспособления;

не применять стальные трубопроводы и другие узлы оборудования;

исключить искрообразование при вибрации оборудования;

осуществлять контроль за величиной зарядов статического электричества при наличии в резервуарах горючих концентраций.

5.22. Работы внутри резервуара необходимо производить в дневное время. Разрешается пользоваться только светильниками напряжением не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении. Включение и выключение светильника следует производить вне резервуара.

5.23. Автотранспортные средства, используемые в резервуарном парке, должны быть оборудованы в соответствии с правилами пожарной безопасности и иметь исправное электрооборудование, а выхлопные трубы их двигателей должны быть оборудованы искрогасителями.

5.24. Автотранспортные средства и спецтехника могут допускаться к обвалованию и в обвалование резервуара только после проверки концентрации паров в обваловании (она должна быть не выше ПДК).

6. ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ НАЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ

РЕЗЕРВУАРОВ С ПОНТОНОМ

Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки, изложенные в настоящем РД, распространяются в полном объеме на наземные стальные нефтяные резервуары со стационарной крышей с понтоном.

6.1. Подготовка стальных нефтяных резервуаров к проведению очистки, наряду с другими видами работ, изложенными в п. 2.2, включает операции по удалению остаточной нефти из-под понтона, предварительной дегазации надпонтонного и подпонтонного пространства.

При аэрации надпонтонного пространства должны вскрываться только крышевые световые люки. Люк-лаз первого пояса следует вскрывать на непродолжительное время только после снижения концентрации паров нефтепродуктов в подпонтонном пространстве резервуара меньше 8 г/м 3 .

6.2. При развертывании оборудования моечную машинку необходимо соединить со стальной трубой диаметром 51 мм длиной 8-12 м, ввести в подпонтонное пространство резервуара через отверстие в люке-лазе первого пояса и установить на специальной опоре, имеющей катки. К свободному концу трубы, оборудованному соединительной головкой, подсоединить рукав диаметром 51 мм.

Катки должны быть выполнены из искробезопасного материала, а трубы покрыты изоляцией (рис. 9).

6.3. Технологический процесс очистки нефтяных резервуаров с понтоном осуществляется в следующей последовательности:

откачка нефти из резервуара до уровня, необходимого для работы размывающих головок и размыва донных отложений с помощью стационарных размывающих головок при их наличии;

дегазация надпонтонного пространства резервуара до концентрации паров нефти не более ПДВК;

мойка поверхностей стенки подпонтонного пространства и дна резервуара струями нефти через моечные машинки при одновременном контроле степени насыщения газового подпонтонного пространства углеводородами и (или) контроле статического электричества;

откачка в специальный резервуар (или в нефтепровод) насосом растворенных и диспергированных отложений вместе с промывочной нефтью;

мойка резервуара в надпонтонном пространстве струей воды или водных растворов моющих веществ, подаваемых через моечные машинки;

откачка из резервуара эмульгированной воды;

дегазация подпонтонного пространства резервуара путем принудительной вентиляции и (или) аэрации до концентрации паров нефти не более 8 г/м 3 ;

мойка резервуара в подпонтонном пространстве струей воды или водных растворов ТМС, подаваемых через моечные машинки;

контроль качества откачиваемой пульпы;

контроль степени очистки внутренних поверхностей резервуара в надпонтонном и подпонтонном пространстве после очистки и дегазации.

Нагрузки, создаваемые при монтаже и работе моечного оборудования, не должны превышать предельно допустимых значений по прочности корпуса понтона (плавающей крыши).

6.4. Мойка подпонтонного пространства нефтью производится с помощью моечных установок, примерные технологические схемы которых приведены на рис. 9-11.

После очистки и дегазации надпонтонного и подпонтонного пространства резервуара следует проверить чистоту их внутренних поверхностей.

6.5. Мойку резервуара водными растворами ТМС или водой в надпонтонном и подпонтонном пространстве при отсутствии антистатических ТМС и (или) контроля уровня опасности электризации необходимо проводить при непрерывной принудительной вентиляции этих пространств, обеспечивая концентрацию паров нефти ниже значения ПДВК.

Откачка воды из-под понтона, с понтона производится пневмоприводными насосами, эжекторами, гидроэлеваторами после вентиляции надпонтонного и подпонтонного пространств резервуара.

6.6. Выброс паров нефти из надпонтонного или подпонтонного пространства резервуара в атмосферу следует производить через газоотводные трубы высотой не менее чем на 2 м выше крыши резервуара, установленные на световые люки (рис. 11). Диаметры газоотводных труб должны соответствовать диаметру люка.

6.7. Концентрацию паров углеводородов в процессе мойки следует контролировать стационарными или переносными газоанализаторами как в надпонтонном, так и в подпонтонном пространствах резервуара.

Контроль концентрации паров в резервуаре при струйной мойке следует осуществлять путем отбора газовых проб из верхней зоны газовых объемов резервуара на расстоянии 1,0-1,5 м от кровли резервуара (надпонтонное пространство) и 0,5 м от понтона (подпонтонное пространство) через отверстия пробоотборных люков.

Контролю качества подготовки к ремонту подлежат внутренние поверхности стенок, днища, понтона в газовых пространствах резервуара.

7. ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

7.1. Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки подпонтонного пространства резервуара распространяются в полном объеме на нефтяные резервуары с плавающей крышей.

7.2. Резервуары, располагающиеся вблизи населенных пунктов, должны подвергаться адсорбционной дегазации (рис. 7).

7.2.1. Люки-лазы первого пояса должны вскрываться после установки адсорбера и подсоединения воздуховодов к вентилятору.

7.2.2. Сорбционная дегазация с перемещением паровоздушной среды через вентилятор допускается только при использовании взрывозащищенных вентиляционных агрегатов.

7.2.3. Контроль газовой среды на выбросе из адсорбера должен производиться непрерывно с помощью сигнализаторов довзрывоопасных концентраций с подачей звукового и светового сигналов при достижении концентрации паров нефти, равной 20 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР). При подаче сигнала опасности вентиляционный агрегат должен отключаться.

7.2.4. Газоотводная труба, устанавливаемая в центре плавающей крыши, должна быть выведена на высоту не ниже верхней образующей (стенки) резервуара (рис. 13, а).

7.3. Моечные машинки ММПЧ-25 (ММПУ-50) и ММ-100 должны устанавливаться на люки-лазы после предварительной дегазации. Концентрация под плавающей крышей при этом не должна превышать значения, равного ПДВК.

7.4. Насыщение газового пространства следует производить после установки моечных машинок и герметизации люков-лазов. Для насыщения газового пространства парами нефти с ПДВК до значений концентрации, равной 1,6 ВКПР допускается подавать нефть на моечные машинки при условии контроля напряженности электростатического поля.

7.5. Подачу нефти (растворов технических моющих средств) на все моечные машинки допускается осуществлять при концентрации под плавающей крышей не меньше значения 1,6 ВКПР.

7.6. Доочистка резервуаров (водная мойка) должна производиться после нефтяной мойки при условии контроля напряженности электростатического поля.

7.7. После проведения водной мойки с использованием ТМС должна проводиться чистовая мойка водой.

7.8. Повторная (завершающая) дегазация должна производиться после чистовой мойки.

8. ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ

НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Требования пожарной безопасности, техники безопасности и технология очистки распространяются в полном объеме на нефтяные ЖБР.

8.1. ЖБР не имеют нижних световых люков, поэтому доступ рабочих в резервуары, монтаж моечного оборудования, принудительная вентиляция осуществляются через верхние световые люки.

8.2. Вентилирование (дегазация) подземных или заглубленных ЖБР (рис. 17) перед монтажом моечного оборудования и проведением химико-механизированной (гидравлической) мойки при отсутствии приборов контроля статического электричества необходимо осуществлять только принудительной вентиляцией (их аэрация не производится) до момента снижения концентрации паров нефтепродуктов ниже значения ПДВК.

8.3. Монтаж моечного оборудования производится только с крыши ЖБР; на крыше или около резервуара собирают моечные узлы (моечные машинки, трубопроводы-спуски и т. п.), которые затем опускают в резервуар через световые люки при помощи прочных спасательных веревок и соединяют с трубопроводами стационарной системы гидроразмыва, расположенной на крыше резервуара.

Нагрузки, создаваемые при монтаже и работе моечного оборудования, не должны превышать предельно допустимых значений по прочности крыши ЖБР.

8.4. Мойка ЖБР производится с помощью моечных установок, одна из примерных технологических схем которых приведена на рис. 14-16. В процессе мойки резервуара жидкость следует подавать одновременно на 2 моечные машинки типа ММПУ-25.

8.5. Работы по очистке и дегазации ЖБР разрешается выполнять только бригадой в составе не менее 3 человек.

Работу внутри ЖБР работники должны выполнить в спецодежде, поверх которой должен быть надет предохранительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнально-спасательными веревками, свободные концы которых должны находиться в руках у наблюдающих (страхующих). На каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих.

8.6. Для спуска рабочих в ЖБР, работы внутри него и подъема из него применяемые переносные лестницы должны изготавливаться из искробезопасного материала, испытываться в установленном порядке и соответствовать условиям безопасности.

8.7. Откачка технических остатков нефти (нефтяных отложений) производится через приемно-раздаточное устройство с помощью шнековых насосов. В случае отсутствия технической возможности использования приемно-раздаточного устройства откачка производится с помощью погружных насосов и (или) эжекторов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Форма

АКТ №________

готовности резервуара № __________ к зачистным работам

«_____»___________199_ г. ЛПДС_______________

_________________________________________

(наименование объекта)

Мы, нижеподписавшиеся, начальник (главный инженер) РНУ, ЛПДС ___________________,

(фамилия, имя, отчество)

инженер по технике безопасности (инспектор охраны труда) ___________________________

(фамилия, имя, отчество)

руководитель товарного парка _____________________________________________________,

представитель пожарной охраны ___________________________________________________,

(должность, фамилия, имя, отчество)

в присутствии ответственного по зачистке лица _______________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество)

составили настоящий акт в следующем: сего числа нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к выполнению зачистных работ зачистной бригадой из-под __

(наименование и номер резервуара)

для _______________________________________________________________________________

(какой хранился продукт)

__________________________________________________________________________________

(указать назначение и требуемую степень зачистки)

При осмотре и проверке установлено, что резервуар № _____ подготовлен согласно проекту производства работ к зачистным работам, подготовлено необходимое оборудование, защитные средства и приспособления, резервуар отключен от технологических трубопроводов и газоуравнительной системы путем установки заглушек, обесточен и оснащен предупредительными и сигнальными плакатами на задвижках.

Заглушки установлены ____________________________________________________________

(указать (перечислить) все места установки заглушек и кто их установил)

Предупредительные и сигнальные плакаты установлены _______________________________

________________________________________________________________________________

(перечислить места установки предупредительных и сигнальных плакатов н кто их установил)

На резервуаре установлены следующие защитные и контрольные приборы:

________________________________________________________________________________

(указать приборы, где они установлены и кем)

Количество нефтеостатка в резервуаре составляет: ____________________________________

(уровень и характеристика остатка)

Результаты анализа воздуха в резервуаре: ____________________________________________

(точки отбора, дата, время, результаты анализа)

Подготовлены следующие средства для зачистных работ: ______________________________

(указать насосы, трубопроводы и другое оборудование)

Резервуар № _________ осмотрен и принят для производства зачистных работ.

Замечания по подготовке __________________________________________________________

(если есть, то указать какие)

устранены.

Установлен порядок работы _______________________________________________________

(указать наименование и очередность операций по зачистке)

Нефть, используемая в качестве моющей жидкости, имеет температуру __________________

Подписи членов комиссии:

главный инженер (начальник) РНУ ЛПДС ______________________

(подпись)

инженер по технике безопасности

(инспектор охраны труда) ______________________

(подпись)

руководитель товарного парка ______________________

(подпись)

представитель пожарной охраны ______________________

(подпись)

Ответственные по зачистке резервуара ______________________

(подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

«____»_____________199_ г.

НАРЯД-ДОПУСК №________

на производство работ внутри резервуара

1. Резервуар _____________________________________________________________________

2. Место, характер работы _________________________________________________________

3. Объект подготовлен к производству работ.

Ответственный за подготовку резервуара и коммуникаций

(должность, Ф.И.О.) (подпись)

4. Перечень мер безопасности при подготовке резервуара к зачистке ____________________

5. Объект принят к производству работ.

Ответственный за проведение ремонта

____________________________ _________________________

(должность, Ф.И.О.) (подпись)

6. Перечень мероприятий, обеспечивающих безопасность при проведении работ, режим работы в резервуаре _________________________________________________________________

7. Защитные средства, приборы и приспособления, обеспечивающие безопасность работ внутри резервуара __________________________________________________________________

(перечислить защитные средства, приборы и приспособления, обеспечивающие безопасность работ)

8. Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа

9. Наблюдение осуществляет ______________________________________________________

10. Периодичность анализа воздушной среды, результаты газового анализа

__________________________________ _______________________________

(дата) (подпись) (результаты анализа)

11. По окончании работ по зачистке и дегазации остаточная пожарная нагрузка в точках отбора проб составила _______________________________________________________________

(указать места отбора проб и результаты анализа)

______________________________________

(подпись проводивших анализ)

12. Результаты газового анализа ____________________________________________________

______________________________________

(подпись проводивших анализ)

Наряд-допуск выдал ______________________________________________________________

(Ф.И.О.) (подпись)

Наряд закрыл ____________________________________________________________________

(Ф.И.О.) (подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ХАРАКТЕРИСТИКА МОЮЩЕГО СРЕДСТВА «ТЕМП-300»

1. Моющее средство «Темп-300» - мелкокристаллический порошок светло-серого цвета, представляет собой смесь щелочных неорганических солей, поверхностно-активных веществ и полиэлектролита деэмульгатора с антистатическими свойствами.

2. Моющее средство «Темп-300» химически не окисляется, не полимеризуется. В воздушной среде и сточных водах токсичных соединений не образует; поверхностно-активные вещества, входящие в состав моющего средства, биологически разлагаемы, степень полного биораспада 95%. Специальных методов обезвреживания или уничтожения средства не требуется, т. к. оно относится к пожаровзрывобезопасным и неопасным (по токсикологической характеристике) продуктам.

3. Ориентировочно допустимый уровень (ОДУ) для водоемов 0,14+0,03 мг/дм 3 в расчете на ПАВ или 2,2 мг/дм 3 в расчете на товарную форму. ОДУ для сброса в аэротенки - 19,5 мг/дм 3 в расчете на ПАВ или 300 мг/дм 3 в расчете на товарную форму.

Для суммарного количественного анализа ПАВ в очищенной воде используется методика калориметрического определения с фосфорно-вольфрамовой кислотой (Лурье Ю. Ю. Аналитическая химия промышленных сточных вод. - М. Химия, 1984 - С. 358-360).

4. Специальные требования к личной гигиене и технике безопасности при приготовлении моющего раствора сводятся к защите глаз от прямого попадания порошка, пользованию рукавицами с защитными свойствами для щелочей Ш-20 и противопылевым респиратором.

5. Средство «Темп-300» должно храниться в многослойных бумажных или полиэтиленовых мешках весом 30 кг в сухих, крытых, проветриваемых помещениях в штабелях высотой не более 3 м с проходами между ними для циркуляции воздуха. Гарантийный срок хранения 12 месяцев с момента изготовления. По истечении гарантийного срока продукт анализируется на содержание массовой доли общей щелочности.

6. Общая щелочность препарата, %, не более 29, что соответствует в водных растворах с рабочей концентрацией показателю концентрации водородных ионов рН = 10,5¸11,0 по ГОСТ 2567.5-77.

7. Определение массовой доли общей щелочности. Навеску препарата массой 5 г помещают в химический стакан и растворяют в объеме 200 см 3 горячей (60 °С) водой. Раствор охлаждают до комнатной температуры, переносят в мерную колбу, доводят до метки водой и тщательно перемешивают. Отбирают 100 см 3 раствора и помещают в колбу для титрования вместимостью 250 см 3 , добавляют 1-2 капли метилового оранжевого (метиловый оранжевый - раствор с массовой долей 0,1 %, приготовленный по ГОСТ 4919.1-77), титруют раствором соляной кислоты (кислота соляная, ГОСТ 3118-77, х. ч., раствор с концентрацией HCl = 0,5 моль/дм 3 или 0,5 Н) до изменения окраски из желтой в розово-оранжевую.

Массовую долю общей щелочности в пересчете на Na 2 O в процентах вычисляют по формуле

где V - объем раствора соляной кислоты концентрацией 0,5 моль/дм 3 , израсходованной на титрование, см 3 ; 0,00155 - масса оксида натрия, соответствующая 1 см 3 раствора соляной кислоты концентрацией 0,5 моль/дм 3 , г; m - масса навески, г.

8. Моющее средство «Темп-300» применяется в виде водных растворов концентрацией от 5 до 10 г/дм 3 при температуре 50-80 °С.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Технические характеристики моечных устройств с поворотным устройством

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Зачистка - комплекс технологических операций по удалению из резервуара твердых, жидких и газообразных горючих вредных веществ.

Дегазация - снижение концентрации паров нефти (углеводородов) или вредных примесей до безопасных значений.

Моющая жидкость - жидкость, подаваемая в моечную машинку для мойки резервуара; например, моющая нефть, моющая вода и т. п.

Моющий раствор - водный раствор синтетического моющего вещества.

Промывочная смесь - моющая жидкость с примесью отмытых нефтяных остатков и осадков, удаляемая из резервуаров в процессе мойки.

Нефтяные осадки - смешанные с нефтью парафин, карбены, карбоиды, песок, глина и другие, выпавшие из нефти твердые и мягкие частицы различного происхождения, остающиеся на днище или стенке резервуара после откачки из него нефти.

Эффективная длина струи - расстояние от сопла машинки до той точки струи, в которой энергия струи достаточна для разрушения отложений заданного свойства.

Требуемая длина струи - расстояние от точки подвески моечной машинки до упорного уголка резервуара или расстояние от моечной машинки до наиболее удаленной от моечной машинки точки в резервуаре при промывке.

Предельно допустимая пожарная нагрузка (ПДПН) - пожарная нагрузка, г/м 2 , соответствующая максимально допустимой толщине пленки горючего вещества (нефти, нефтяных осадков, смывок и т. п.), которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

Нижний (НКПР) и верхний (ВКПР) - концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения) - минимальное (максимальное) содержание горючего в смеси «горючее вещество - окислительная среда», при которой возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания.

Нижний НТПР (верхний ВТПР) температурный предел распространения пламени (воспламенения) - минимальная (максимальная) температура вещества, при которой его насыщенные пары образуют в конкретной окислительной среде концентрации, равные соответственно нижнему (верхнему) концентрационным пределам распространения пламени.

Например, для Западносибирских нефтей НТПР = -35 °С, ВТПР = -7 °С; для Шаимской сырой нефти НТПР = -45 °С, ВТПР = -5 °С.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Предприятие _____________________________________

(наименование)

Утверждаю

Директор (заместитель)

__________________ (подпись)

__________________ (подпись)

АКТ № _______

на выполненную зачистку резервуара № ______________

«____»_____________199__ г.

Комиссия в составе:

главного (старшего) инженера предприятия (РНУ, ЛПДС) _____________________________,

инженера по технике безопасности _________________________________________________,

(Ф.И.О.)

ответственного по зачистке лица ___________________________________________________,

(должность, Ф.И.О.)

представителя пожарной охраны ___________________________________________________

(должность, Ф.И.О.)

при подготовке резервуара к ремонту провела проверку готовности резервуара № _____ после зачистки перед выполнением следующих операций _________________________________

________________________________________________________________________________

(ремонт с ведением огневых работ, продувка, смена сорта нефти и другие операции)

Резервуар осмотрен. Качество проведенной работы обеспечивает _______________________

(наименование работ)

Председатель комиссии _____________________________

(подпись)

Члены комиссии:

инженер по технике безопасности _____________________________

(подпись)

ответственный по зачистке _____________________________

(подпись)

представитель пожарной охраны _____________________________

(подпись)

представитель ремонтного цеха _____________________________

(подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Техническая характеристика моечного оборудования

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

СВЕРТЫВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ

1. Очистку промежуточных резервуаров от отработанной жидкости необходимо производить в следующей последовательности:

эмульсия в резервуаре должна отстояться в течение 30 м;

всплывший нефтепродукт слить в отдельную емкость;

отработанный моющий раствор нейтрализовать, разбавить, слить в канализацию или вывезти на очистные сооружения (в соответствии с разделом 5).

2. Разъединить все соединения на технологической линии. Все оборудование промыть чистой водой, просушить и уложить на автомобиль.

3. Очистить моечную машинку и проверить чистоту гидравлического тракта.

4. Отсоединить воздуховод и снять газоотводную трубу.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

УТИЛИЗАЦИЯ ПРОМЫВОЧНОГО РАСТВОРА

1. После использования ТМС типа «Темп-300» («Темп-300Д») необходимо произвести предварительный отстой в течение 2-3 ч. Всплывшую нефть откачать в резервуар-отстойник, а водный раствор ТМС нейтрализовать.

2. Перед сливом в канализацию отработанный раствор необходимо подогреть водяным паром до 60-80 °С и нейтрализовать сернокислым алюминием или хлорной известью из расчета 2-3 кг/м 3 . Раствор ТМС с коагулянтом (сернокислым алюминием или хлорной известью) необходимо тщательно перемешать.

3. После отстоя нейтрализованного раствора ТМС в течение 12 ч следует произвести его слив в канализацию с разбавлением водой в 10-15 раз.

4. Нефтеостатки из резервуара отстойника закачивают в нефтепровод или сжигают в энергетических установках.

5. Отмытые механические примеси (песок, камни, ржавчина, окалина) при мойке раствором ТМС практически не содержат нефтеостатков, и после обезвоживания их можно вывозить на свалку или использовать в качестве строительного материала.

6. Растворы ТМС («Лабомид», МС, «Темп») могут использоваться многократно, в т. ч. с последующей корректировкой.

7. Корректировку ТМС перед его повторным использованием необходимо производить из расчета 15-20 % от исходной концентрации в растворе, т. е. в раствор следует добавить новую порцию ТМС в количестве 1,5-3 кг/м при использовании ТМС, МС-16, МС-18, «Лабомид-101», «Лабомид-102», «Темп-100», «Темп-20» и 0,8-1,5 кг/м 3 при использовании «Темп-300».

Рис. 1. Герметизирующее устройство:

1 - фланцевая крышка; 2 - патрубок; 3 - отверстие для болтов; 4 - шайба; А, В - составные части фланцевой крышки

Рис. 2. Технологическая схема мойки струей нефти с промежуточной емкостью и закачкой

смывок в резервуар:

1 - резервуар очищаемый; 2 - резервуар-отстойник; 3 - машинка моечная; 4 - гидроэлеватор; 5 - емкость накопительная для откачиваемого гидроэлеваторами осадка; 6 - насос откачивающий; 7 - коллектор; 8 - манометр; 9 - термометр; 10 - вентиль для отбора проб;

11 - задвижка; 12 - насос для закачки нефти в машинку моечную; 13 - насос для закачки нефти к гидроэлеваторам; 14 - резервуар, действующий с нефтью; 15 - фильтр

Рис. 3. Технологическая схема мойки резервуара с нефтью с закачкой смывок в нефтепровод:

1 - резервуар; 2 - нефтепровод; 3 - задвижка; 4 - напорный насос; 5 - напорный трубопровод; 6 - моечная машинка; 7 - эжектор; 8 - разветвление; 9 - бензостойкие резинотканевые рукава (ГОСТ 5398-76)

Рис. 4. Схема монтажа установки для мойки резервуаров ММР:

1 - насос; 2 - напорные рукава; 3 - люк-лаз; 4 - резервуар; 5 - моечная машинка;

6 - коромысло; 7 - подъемно-поворотное устройство; 8 - опорные стойки; 9 - эжектор;

Рис. 5. Технологическая схема доочистки резервуара водным раствором ТМС с откачкой

через сифонный кран:

1 - резервуар очищаемый; 2 - резервуар-отстойник; 3 - машинка моечная; 4 - сифонный кран; 5 - емкость накопительная для откачиваемого осадка; 6 - насос откачивающий; 7 - вентиль для отбора проб; 8 - задвижка; 9 - гидрант пожарный для подачи воды к машинке моечной;

10 - емкость для подготовки водного раствора моющего препарата; 11 - насос дозировочный; 12 - фильтр

Рис. 6. Технологическая схема очистки резервуаров объемом 20000 м 3 и более с помощью

моечных машинок ММС-100 и ММПУ:

1 - пожарный гидрант (водоем); 2 - мотопомпа; 3 - задвижка; 4 - резервуар отстойник;

5 - эжектор; 6 - резервуар; 7 - моечная машинка ММПУ, моечная машинка ММС-100;

8 - датчик контроля статического электричества; 9 - РГС-25; 10 - напорные рукава;

11 - трехходовое разветвление РТ-80; 12 - мотонасос

Рис. 7. Люк герметизирующий:

1 - фланцевая крышка (толщина 10 мм); 2-8 отв. Æ 22 мм; 3-10 болтов М-10; 4 - отверстие 250´200 мм; 5 - отверстие с патрубком Æ 76 мм; 6 - отверстие с патрубком Æ 100 мм;

7 - металлическая рамка, 8 - лист резины (толщина 10-15 мм)

Рис. 8. Установка люка герметизирующего на люк-лаз 1-го пояса:

1 - РВС; 2 - понтон; 3 - стойка понтона; 4 - моечная машинка; 5 - гидроэлеватор; 6 - стальная труба Æ 51 мм; 7 - подвижная опора; 8 - поронит; 9 - люк герметизирующий; 10 - резина;

11 - крепежная планка; 12 - бензиностойкие рукава Æ 76 мм и Æ 100 мм; 13 - хомуты

Рис. 9. Технологическая схема мойки резервуара нефтью с использованием гидроэлеваторов:

4 - гидроэлеватор; 5 - люк-лаз 1-го пояса; 6 - откачивающий насос; 7 - манометр; 8 - задвижка

Рис. 10. Технологическая схема мойки резервуара нефтью с использованием

откачивающих насосов:

1 - резервуар действующий с нефтью; 2 - очищаемый резервуар; 3 - моечная машинка;

4 - заборный патрубок насоса; 5 - люк-лаз 1-го пояса; 6 - откачивающий насос; 7 - манометр; 8 - задвижка

Рис. 11. Схема вентилирования резервуара с понтонами:

1 - одновременно раздельная вентиляция; 2 - вентиляция с подачей воздуха под понтон и выбросом смеси из надпонтонного пространства; 3 - вентиляция с подачей воздуха над понтоном и выбросом смеси из подпонтонного пространства; 4 - вентиляция с подачей воздуха над и под понтон и выбросом смеси из-под понтона; 5 - вентиляция с заполнением подпонтонного пространства водой и с подачей воздуха в надпонтонное пространство;

6 - естественная вентиляция резервуара (аэрация)

Рис. 12. Схема мойки резервуара водным раствором ТМС:

1 - резервуар очищаемый; 2 - световой люк; 3 - люк-лаз 3-го пояса; 4 - гидроэлеватор г-600;

5 - моечная машинка; 6 - термометр; 7 -манометр; 8 - задвижка; 9 - откачивающий насос;

10 - погружной насос; 11 - АЦ-40; 12 - емкость-отстойник; 13 - слой нефти; 14 - моечный раствор ТМС; 15 - разветвление; 16 - коллектор

а) Дегазация с установкой газоотводной трубы на люке-лазе плавающей крыши

б) Дегазация с установкой газоотводной трубы на люке-лазе первого пояса

Рис. 13. Схема принудительной вентиляции резервуаров с плавающей крышей:

1 - резервуар; 2 - плавающая крыша; 3 - газоотводная труба; 4 - воздуховод; 5 - вентилятор;

Рис. 14. Схема расположения оборудования при очистке ЖБР:

1 - полевой магистральный нефтепровод ПМТ; 2 - шнековый насос; 3 - задвижка;

4 - промежуточная емкость объемом 50 м 3 ; 5 - подпорный насос; 6 - передвижной насосный агрегат ПНА; 7 - термометр; 8 - манометр; 9 - байпасная линия, 10 - нефтепровод;

11 - трубопровод стационарной системы разлива; 12 - датчик контроля статического электричества; 13 - газоанализатор, 14 - ЖБР

Рис. 15. Схема нефтяной мойки ЖБР:

1 - ЖБР; 2 - моечная машинка; 3 - колонна; 4 - задвижка; 5 - система гидроразмыва;

6 - японский рукав; 7 - патрубок; 8 - фланец; 9 - трубопровод; 10 - напорный рукав ПНА;

11 - ПНА; 12 - всасывающий рукав; 13 - ответный фланец; 14 - задвижка; 15 - нефтепровод; 16 - откачивающий насос

Рис. 16. Принципиальная схема мойки ЖБР химико-механизированным способом:

1 - ЖБР-10000; 2 - промежуточная емкость; 3 - раздаточная гребенка; 4 - насос Q=200¸250 м 3 /ч (ПНА); 5 - насос; 6 - машинка моечная ММП-25, 5 шт.; 7 - задвижка 50 мм, 5 шт.;

8 - тройник; 9 - задвижка 150 мм, 3 шт.; 10 - крышка люка, 5 шт.; 11 - манометр 50 кгс/см 2 ;

12 - соединительный рукав; 13 - магистраль; 14 - напорно-всасывающий рукав;

Рис. 17. Схема принудительной вентиляции ЖБР

Резервуары для хранения нефти начали использоваться в нефтедобывающий отрасле еще в начала XIX в. Большинство стандартов, широко применяемых в нефтяной индустрии по всему миру, разработаны Американским нефтяным институтом и Американским обществом инженеров-механиков. Эти стандарты устанавливают такие аспекты хранения нефти и нефтепродуктов, как геометрические размеры резервуаров, материалы для их изготовления, налив нефти в резервуары, их разгрузка и ремонт. Однако в указанных стандартах вскользь говорится об удалении донных нефтешламов из резервуаров и об их мойке. Удивительно, но через 100 лет после постройки первого резервуара для хранения нефти ручная очистка от нефтешламов остается наиболее распространенным методом по всему миру.

На многих предприятиях, хранящих, транспортирующих и использующих в технологическом процессе производства горюче-смазочные материалы, резервуары для их хранения чаще зачищают вручную, что подвергает опасности жизни работников. Для того чтобы емкости исправно работали, необходимо своевременное проведение ремонтных и сервисных работ, к числу которых относят промывку и очистку. Чрезвычайно важная задача - их безопасная организация. К сожалению, пока эта работа не обходится без ручного труда, который пагубно влияет на здоровье и довольно опасен.

Примером может служить несчастный случай, происшедший 4 января 2012 г. с промывальщиком-пропарщиком в г. Ишимбай (Республика Башкортостан). Необходимо было очистить цистерны от остатков печного топлива под налив дизельного. Рабочий одел спецодежду, спецобувь, страховочное снаряжение и приступил к работе с напарником. Подойдя к цистерне и надев шланговый дыхательный прибор (далее ШДП), он по внутренней лестнице спустился внутрь котла цистерны. Напарник передал рабочему инструмент для зачистки внутренней поверхности котла и остался у горловины цистерны, держа в руках страховочную веревку и шланг ШДП. Рабочий приступил к зачистке. Пройдя 2 м от торца цистерны, он поскользнулся, упал и ударился головой о днище котла. Напарник, увидев отсутствие движения страховочного каната, окликнул рабочего, но ответа не последовало. Заглянув внутрь, напарник увидел лежащего на дне рабочего, с помощью других работников были приняты меры по его извлечению из котла цистерны. Полученные им повреждения относят к категории тяжелых: отравление парами нефтепродукта, кома 2-й степени, ушиб и ссадина лба. В крови этиловый спирт не обнаружен. Причина несчастного случая - неосторожные действия рабочего при очистке с помощью швабры внутренней поверхности котла, приведшие к падению с последующими срывом маски ШДП и отравлением парами нефтепродуктов.

Резервуары зачищают не менее 1 раза в 2 года при хранении автомобильных бензинов и дизельного топлива, не менее 1 раза в год при хранении смазочных масел, имеющих компоненты присадок. Резервуары, предназначенные для других аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов, зачищают по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефтепродуктов и техническим состоянием резервуаров. Зачистку делают также перед сменой заливаемого в резервуар нефтепродукта, перед подготовкой к очередному или внеочередному ремонту, при освобождении от пирофорных высоковязких осадков, содержащих влагу, ржавчину и т.д., что в отдельных случаях может произойти и раньше установленных сроков.

Резервуары зачищают специальные бригады. Перед началом работ все члены бригады проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и оказания первой помощи при несчастных случаях. Ответственное лицо заносит в наряд-допуск фамилии всех членов бригады, делает отметку о прохождении ими инструктажа и оформляет акт о готовности резервуара для проведения зачистных работ, в котором отражает следующие данные:

• от какого нефтепродукта будет освобожден резервуар;
• какие будут отсоединены трубопроводы и открыты люки;
• будет ли пропарка и в течение какого времени; будет ли заливаться вода в резервуар;
• результаты анализа воздуха на содержание углеводородов, сероводородов и тетраэтилсвинца (далее ТЭС);
• перечень средств, которыми предусматривается зачистка.

При зачистке резервуаров в первую очередь удаляют осадок, оставшийся в нижней части резервуара, - смесь хранимого нефтепродукта с грязью, ржавчиной, присадками, а в некоторых случаях и с водой. Осадок из резервуара убирают при помощи подъездных средств, насосов или вручную. При увеличении в резервуаре концентрации вредных паров выше регламентированных санитарными нормами значений работы прекращают. Рабочие уходят из резервуара, после чего проводят его дегазацию до тех пор, пока концентрация вредных паров не достигнет значений, предусмотренных санитарными нормами.

Ручной метод очистки нефтяных резервуаров имеет недостатки:

1) огромный риск для здоровья и безопасности людей, проводящих очистку; загрязнение окружающей среды (водного и воздушного бассейнов и почвы);

2) объем нефтеотходов, генерируемых при такой очистке, огромен.

Это создает проблемы с их последующими транспортированием, захоронением, повторной переработкой и (или) обезвреживанием.

Существуют две основные причины, угрожающие безопасности при очистке резервуаров. Во-первых, ручная очистка силами сервисных компаний вошла в нормальную практику по всему миру. При этом заказчик уделяет мало внимания оценке подрядчика с точки зрения безопасности проведения работ. Причем данный факт характерен и для ряда российских предприятий.

Во-вторых, стадия очистки резервуаров в технологическом процессе нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий традиционно рассматривается как последняя по значимости и откладывается на как можно более поздние сроки. Когда с очисткой уже нельзя больше тянуть, предприятие спешно ищет подрядчика, руководствуясь при этом не безопасностью и качеством работ, а стоимостью оказываемых услуг. Зачастую даже не проводят анализ методов очистки резервуаров, которыми будет пользоваться нанятая для этих целей сервисная компания. В результате указанных выше факторов низкоквалифицированные чистильщики работают внутри резервуаров, уровень нефтешлама в которых доходит иногда до 5 м, используя при этом далеко не безопасные методы очистки.

В большинстве стран при выборе сервисной компании для оказания подобных услуг минимальная цена очистки резервуара превалирует над риском пожара или даже взрыва. Статистически более 80 % всех несчастных случаев - следствие человеческого фактора, а в отношении очистки резервуаров данная цифра приближается к 100 %. Данный замкнутый круг, при котором низкая безопасность очистных работ - следствие их низкой стоимости, многократно повышает риски как для работников предприятия, так и для его инфраструктуры в целом. К сожалению, картина очистки резервуаров от донных нефтешламов практически не изменилась со времени, когда был введен в действие первый резервуар (100 лет назад), который чистили лопатами и швабрами.

Еще одна проблема - воздействие углеводородов на здоровье человека при ручном методе зачистки резервуаров. Не секрет, что длительное воздействие углеводородов, попадающих в органы дыхания человека, крайне отрицательно сказывается на здоровье, вызывая ряд тяжких заболеваний, включая раковые. Зачастую средства индивидуальной защиты, применяемые при очистке, примитивны и фактически не защищают человека от крайне вредной атмосферы внутри резервуаров. Отметим, что в странах, традиционно добывающих нефть на протяжении многих десятилетий, средства индивидуальной защиты рабочих, очищающих резервуары, хуже, чем в странах, относительно недавно приступивших к добыче и переработке нефти.

Очистка нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров - колоссальный источник загрязнения окружающей среды по всей планете. Созданные во многих странах институты защиты окрущающей среды, включая экологическую полицию, считают приоритетными технологии, исключающие загрязнения, по сравнению с технологиями, позволяющими утилизировать и обезвреживать загрязнения, генерируемые в результате производственной деятельности.

При ручной очистке резервуаров от нефтешламов образуется огромное количество отходов 1-го класса опасности, которые обычно сбрасывают в шламонакопители, загрязняя окружающую среду за счет испарений углеводородов, их биодеструкции и миграции с грунтовыми водами. Перерабатывать такие нефтеотходы из шламонакопителей крайне сложно и затратно.

Как известно, нефтешламы из резервуаров на 60-90 % состоят из углеводородов. Если непосредственно в процессе очистки выделить эти углеводороды и вернуть их в производство в качестве промежуточного продукта, то объем нефтешлама, подлежащего захоронению, снизится соответственно на 60-90 %. Подчеркнем, что переработать «свежий» нефтешлам, извлеченный из резервуара при его очистке, значительно проще, чем пролежавший длительное время в шламонакопителе.

Донные нефтешламы могут быть удалены только специальными методами. Их невозможно откачать так, как откачивают нефть. Затраты складываются из оплаты труда работников, удаляющих шлам из резервуаров, а также из расходов на утилизацию и (или) захоронение нефтяных шламов - отходов 1-го класса опасности. Последняя статья расходов определяющая.

В России ежегодно образуется более 3 млн т неф-тешламов: нефтедобывающие компании - более 1 млн т нефтешламов и нефтезагрязненных грунтов; нефтеперерабатывающие предприятия - 0,7 млн т; нефтяные терминалы - 0,3 млн т; другие источники, включая железнодорожный транспорт, аэропорты, морские порты, - 0,5 млн т.

Большинство крупных российских нефтяных компаний используют услуги сторонних организаций для переработки и захоронения нефтешламов. В зависимости от региона стоимость захоронения нефтешлама в России варьируется от 700 до 1300 руб. за 1 м3 (24-45 долл. США). В связи с принятием Правительством Российской Федерации более жестких законов, связанных с охраной окружающей среды, данные цифры имеют тенденцию к постоянному увеличению. При использовании специализированного оборудования удаляемый из резервуаров нефтешлам перерабатывают с извлечением из него нефтяной (углеводородной) составляющей, которую возвращают в производство вместе с нефтью. При этом количество шлама, подлежащего дальнейшему обезвреживанию или захоронению, снижается в 6-10 раз.

Ручную зачистку внутренней поверхности резервуара выполняют в два этапа: на первом - при помощи лопаток и скребков, изготовленных из цветных металлов или неметаллических материалов, снимают слой осадка с внутренних стенок резервуара с его последующим удалением, что может привести к отравлениям, возгораниям и травмам; на втором - стенки внутренней поверхности резервуара промывают и протирают. Если зачистку проводят в летний период, когда источники горячей воды, пара не работают, то используют воду из водопроводной сети. Для этого резервуар заполняют водой так, чтобы вода вместе с частичками нефтепродуктов непрерывно сливалась через заливной или замерный люк, что может стать причиной значительного загрязнения окружающей среды.

Для экономии воды резервуар, полностью заполненный водой, оставляют на 10-12 ч, давая возможность всплыть на поверхность частичкам нефтепродуктов. По истечении данного времени в резервуар добавляют чистую воду, а смесь нефтепродуктов с водой сливают до тех пор, пока не будет удален слой нефтепродуктов с поверхности воды. Затем воду из резервуара сливают и промывают его водой из брандспойта. После этого резервуар проветривают, открыв для этого все люки и задвижки. Окончательно его внутреннюю поверхность протирают мешковиной или деревянными сухими опилками с их последующим удалением. Для зачистки резервуаров применяют и пар, что в случае нарушения технологии производства работ может привести к ожогам персонала, а также к разрыву эксплуатируемого оборудования. При использовании пара после снятия и удаления осадка полностью закрывают люки, задвижки и в течение 2-3 ч непрерывно подают пар в резервуар. Прекратив подачу пара, одновременно открывают люки и задвижки и проветривают резервуар с последующей протиркой.

Все более актуально применение в нашей стране профессиональных и автоматизированных комплексов очистки резервуаров. Выбор таких комплексов в мире, к сожалению, не очень велик. Так, механизированную зачистку горизонтальных резервуаров вместимостью до 50 м3 из-под бензинов, дизельных топлив и смазочных масел выполняют моечной установкой УМ-1. При помощи данной установки проводят частичную или полную зачистку.

Преимущество данного способа - питание электродвигателей и электроподогревателя осуществляется от щита автозаправочной станции или нефтебазы по кабелю, пульт управления которыми во время зачистных работ снимают с УМ-1 и выносят из зоны, загазованной парами углеводородов, что не допускает наличия источника зажигания во взрывопожароопасной среде и обеспечивает безопасность персонала. Установкой УМ-1 проводят сокращенную и полную зачистку резервуаров из-под бензинов, дизельного топлива и масел. Операции сокращенной зачистки (согласно ГОСТ 1510-84):

• откачка остатка нефтепродукта в специально подготовленную емкость для дальнейшей утилизации либо вторичного использования, что обеспечивает экологическую безопасность процесса;
• мойка гидромонитором струями воды под давлением. В холодное время года с температурой воздуха ниже 10 °С применяют (и для резервуаров из-под масел) горячую воду (40-50 °С), летом - воду без подогрева. Мойку проводят с одновременной откачкой промывочной воды и эмульсии эжектором (ее продолжительность 1-2 ч, давление промывочной воды не менее 0,5 МПа), т.е. по замкнутому циклу, что обеспечивает высокую экологичность производства, снижает количество сточных вод;
• выборка осадка, протирка насухо (продолжительность 10-15 мин), что позволяет наливать продукт непосредственно после проведенных работ.

Полную зачистку проводят перед ремонтом. Ее операции:

• откачка остатка нефтепродукта;
• мойка гидромонитором по замкнутому циклу (продолжительность мойки 1-2ч);
• дегазация принудительным вентилированием в течение 4 ч;
• мойка внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя. Продолжительность мойки 10-15 мин (200 л). Одновременно проводят выкачку этой воды эжектором;
• отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от днища) на содержание в нем углеводородов и ТЭС (продолжительность отбора проб 1 ч);
• выборка осадка вручную (время выполнения операции 10-15 мин).

Перед ведением огневых работ повторно отбирают и анализируют пробы воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их предельно допустимых концентраций после выборки осадка осуществляют дополнительное вентилирование в течение 1-2 ч, что снижает опасность возникновения чрезвычайных ситуаций.

Наиболее эффективный способ, исключающий выбор донного осадка вручную, реализован на установке «МегаМАКС». Безопасная работа комплекса обеспечена рядом факторов: расстояние от резервуара 150 м и более; гидроприводное оборудование, включая вспомогательное, обеспечивающее удаление шлама из резервуара; автоматический мониторинг качества заземления всех элементов комплекса, находящихся внутри резервуара при очистке, с автоматическим отключением подачи моющих агентов в случае ухудшения качества заземления, а также газовой среды в резервуаре с автоматическим отключением подачи моющих агентов в случае приближения к границам взрываемое™.

Безопасность персонала обеспечена минимальным временем его нахождения внутри резервуара

при проведении очистных работ. Присутствие рабочих в резервуаре необходимо только при установке вспомогательного оборудования (роботизированная пушка, бустерный насос, моющие головки). Непосредственно процесс извлечения шлама проходит без присутствия человека в резервуаре, однако шламовый экстрактор собирают вручную внутри цистерны. Роботизированной пушкой дистанционно управляет оператор, находящийся за пределами резервуара.

Комплекс позволяет не только механизированным способом извлекать нефтешлам из резервуара, но также перерабатывать его методом разделения фаз, тем самым обеспечивая его экологичность. Современная центрифуга, спроектированная специально для вязких нефтешламов, разделяет их на нефтяную, водную и твердую фазы. Нефтяная фаза возвращается в производство, вода находится в обороте с частичным ее выводом из рециркуляции на очистные сооружения (в случае наличия подтоварной воды в очищаемом резервуаре). Твердая фаза - отход, подлежащий дальнейшему обезвреживанию или захоронению. Однако количество такого отхода снижается на 60-90 % по сравнению с ручной зачисткой резервуаров.

Экономическая целесообразность использования подобных комплексов продиктована тремя их основными достоинствами: возвратом в производство нефтяной фракции, извлеченной из донного нефтешлама; многократным снижением объема нефтеотходов, подлежащих вывозу и захоронению (или обезвреживанию); увеличением скорости оборачиваемости резервуарного парка за счет снижения времени нахождения резервуаров под очисткой.

Сделаем вывод, что основные производственные процессы при подготовке цистерн к наливу нефтепродуктов, крытых и других вагонов к перевозке должны быть максимально автоматизированы и механизированы. Следует предусматривать наиболее оптимальный режим выполнения операций по обработке емкостей, направленный на повышение безопасности работ: сведение к минимуму ручного труда; сокращение времени пребывания работника внутри цистерны или емкости.

Дополнительным способом повышения безопасности может стать замена шламового экстрактора на установку фрезы для выборки шлама на телескопическую основу, исключающую повреждение внутренних стенок цистерны, посредством чего будет исключена его ручная сборка внутри емкости, что обезопасит данный технологический процесс..

Реализация предложенного метода выборки донных отложений (шлама) поможет привести к снижению человеческих жертв, связанных со взрывами, с отравлениями парами углеводородов, экологическими катастрофами и другими чрезвычайными происшествиями, причина которых - человеческий фактор.

Для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, т.е. очистку необходимо проводить для:

Обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

Освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

Полного обследования и производства ремонта.

8.2 На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы:

Подготовка резервуара к проведению работ;

Проведение очистки;

Безопасность проведения работ;

Пожарная безопасность;

Схема размещения оборудования, используемого при очистке.

Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта.

8.3 Работы по очистке резервуаров могут выполнять ремонтные подразделения эксплуатирующей организации либо специализированные предприятия, имеющие соответствующую лицензию.

8.4 На весь период работ по очистке резервуара назначается ответственный для руководства и обеспечения безопасных условий труда (если очистка выполняется эксплуатирующей организацией) или решения организационных вопросов и контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте (при привлечении к очистке специализированной организации).

8.5 Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Расчет толщины заглушки выполняется в соответствии с . Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляются акт () и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводиться без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией перед их началом в журнале.

8.6 Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции:

Откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации;

Откачку до минимально возможного уровня;

Подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продукта и откачку его в соответствии с ППР;

Дегазацию резервуара до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;

Очистку резервуара в соответствии с ППР;

Дегазацию резервуара до значений ПДК;

Контроль качества очистки;

Утилизацию осадка.

8.7 Для очистки резервуаров применяются технологии, прошедшие утверждение в органах Госгортехнадзора в установленном порядке.

Выбор технологического варианта очистки обусловлен реальными условиями, состоянием объекта, уровнем и реологическими свойствами осадка.

8.8 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами.

Резервуары следует пропаривать при открытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 °С.

При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю (над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры.

8.9 Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 2 г/м 3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 г/м 3).

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

8.10 Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям:

Обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

Обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

Быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, бетон, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефти.

8.11 В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве.

8.12 Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию на предприятиях, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора и органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

8.13 Качество очистки резервуара контролируется:

Измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м 3);

Визуально;

Измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДПН не более 0,2 кг/м 2 для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м 2 с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ.

8.14 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме .

8.15 При необходимости выполнения ремонта с ведением огневых работ составляется акт (). Для проведения огневых работ оформляется наряд-допуск.

8.16 После окончания ремонтных и других работ все заглушки должны быть удалены. Снятие заглушек, отмеченных в журнале, обязан проверить ответственный представитель предприятия.

ТОИ Р-112-16-95

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА
ПРИ ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

Дата введения 1995-08-01

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть".

Типовая инструкция разработана в соответствии с Положением о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда и Методическими указаниями по разработке правил и инструкций по охране труда, утвержденными Постановлением Министерства труда Российской Федерации от 1 июля 1993 г. № 129.

СОГЛАСОВАНА постановлением президиума ЦК Российского профсоюза работников химических отраслей промышленности от 26 декабря 1994 г. Протокол № 21.

УТВЕРЖДЕНА Министерством топлива и энергетики Российской Федерации.

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 4 июля 1995 г. № 144.

С введением в действие настоящей инструкции не действует одноименная типовая инструкция по охране труда, утвержденная Российским государственным концерном "Роснефтепродукт".

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

1.1. Настоящая инструкция предусматривает основные требования по организации безопасного проведения работ по зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения.

1.2. При производстве зачистных работ кроме требований, изложенных в настоящей инструкции, должны выполняться также требования инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ.

1.3. Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов должны осуществлять специально обученные и подготовленные работники, допущенные к этим работам медицинской комиссией.

Перед началом работ по зачистке работники должны пройти инструктаж о мерах безопасности труда в соответствии с инструкцией предприятия для данного вида работ. Отметка о проведении инструктажа делается в личной карточке инструктажа и наряде-допуске на выполнение работ повышенной опасности (в дальнейшем "наряд-допуск").

Лица моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке резервуаров не допускаются.

1.4. Члены бригады по зачистке резервуаров должны быть обеспечены:

костюмом брезентовым;

сапогами кирзовыми;

рукавицами брезентовыми;

при зачистке резервуаров из-под этилированного бензина дополнительно:

бельем нательным;

фартуком брезентовым;

на наружных работах зимой дополнительно:

курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке;

брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке.

1.5. Приказом по предприятию назначается ответственное лицо из числа специалистов, которое определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

При производстве зачистных работ сторонней организацией назначается лицо из этой организации, ответственное за соблюдение требований и инструкций по технике безопасности.

1.6. Зачистка резервуара производится только в дневное время.

1.7. Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

2.1. Перед зачисткой резервуаров должны быть выполнены все подготовительные мероприятия, указанные в наряде-допуске.

2.2. Состав бригады по зачистке и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск () лицом, ответственным за проведение зачистных работ.

2.3. Бригада может приступить к работе внутри резервуара только после получения оформленного акта готовности резервуара к зачистным работам (), подписанного комиссией в составе главного инженера, инженера по технике безопасности, представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

При проведении работ присутствие ответственного лица по очистке резервуара обязательно.

2.4. Применяемый инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. Инструмент и приспособления должны быть проверены и подготовлены к работе. Работать неисправным инструментом и приспособлениями запрещается.

2.5. Для освещения резервуара применяют только переносные аккумуляторные взрывобезопасные фонари напряжением не выше 12 В. Включение и выключение их должно производиться вне обвалования резервуара.

2.6. Бригаду, выполняющую зачистку резервуаров из-под этилированных бензинов, необходимо обеспечить дегазаторами: хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом, а также аптечкой первой помощи.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1. Работа в резервуаре, как правило, проводится в противогазе. Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная доля кислорода внутри резервуара составляет не менее 20 %, а содержание вредных паров и газов менее предельно допустимых концентраций (ПДК). При этом должна быть исключена возможность попадания в резервуар вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне.

3.2. Работа в резервуаре разрешается при температуре воздуха в резервуаре ниже 35 °С и относительной влажности не выше 70 %.

3.3. После удаления остатка нефтепродукта резервуар должен быть отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, путем установки заглушек с указателем-хвостовиком. Затем резервуар пропаривают и промывают водой в течение времени, определенного производственной инструкцией.

3.4. Установку и снятие заглушек следует регистрировать в журнале. Места установки заглушек должны быть доведены до сведения работников данного участка.

Сведения о местах установки заглушек заносятся в специальный журнал.

3.5. Во время работы по удалению осадка проводится интенсивная вентиляция резервуара и контроль за содержанием вредных паров и газов в нем не реже, чем через 1 час. Результаты анализов заносятся в "Журнал учета анализов" ().

Контрольные анализы воздуха проводятся также при перерывах в зачистных работах свыше 1 часа, при обнаружении признаков поступления паров нефтепродуктов в резервуар, изменении метеорологической обстановки.

В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм, работы по зачистке немедленно прекращаются, работники выводятся из опасной зоны.

3.6. Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации вредных паров и принятия мер по снижению их концентрации до санитарных норм. Снижение концентрации паров должно подтверждаться анализом воздуха.

Результаты анализа оформляются справкой ().

3.7. При зачистке отложений с пирофорными соединениями необходимо соблюдать дополнительные меры предосторожности - не допускать высыхания отложений, поддерживать их во влажном состоянии.

Удаленные грязь и отложения убирать в специально отведенное место.

Запрещается сбрасывать грязь и отложения в канализацию.

3.8. При входе в резервуар работник должен быть в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и сигнальной веревкой. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Исправность спасательного пояса должны проверять работник и руководитель работ каждый раз перед его применением путем наружного осмотра.

У люка-лаза должно быть не менее двух наблюдающих в таких же средствах индивидуальной защиты. Наблюдающие обязаны:

следить за сигналом и поведением работающего;

следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

при необходимости эвакуировать работающего из резервуара.

3.9. При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу пригодного для дыхания чистого воздуха.

При необходимости проведения работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха следует пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха, с обязательным постоянным наблюдением за работой воздуходувки.

Противогаз должен быть исправен и правильно подобран по размеру.

Запрещается использование фильтрующих противогазов. Вход (допуск) работника в резервуар разрешается ответственным за проведение зачистки.

3.10. Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не должна быть более 15 мин, после чего работник должен отдыхать на свежем воздухе не менее 15 мин.

3.11. Переносные деревянные лестницы, применяемые для спуска работника в резервуар, работы внутри него и подъема из резервуара, должны быть исправными и соответствовать условиям безопасности.

Проверка исправности, устойчивости и надежности закрепления лестницы по месту работы проводится в присутствии ответственного за проведение работ.

3.12. Работник при спуске в резервуар и при выходе из него не должен держать какие-либо предметы. Все необходимые для работы инструменты должны подаваться в резервуар способом, исключающим их падение, искрообразование, а также травмирование работников.

3.13. Запрещается допуск в резервуар во время механизированной мойки и дегазации резервуара.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1. При выполнении зачистных работ в резервуаре может возникнуть аварийная ситуация, связанная с повышением загазованности, загоранием и взрывом внутри резервуара и т.п.

Работники, производящие зачистку, в случае возникновения аварийной ситуации, должны немедленно покинуть резервуар, сообщить в пожарную охрану, руководству предприятия.

4.2. Порядок действия персонала резервуарного парка при возникновении аварийной ситуации должен быть определен в выписке из плана ликвидации аварий, разработанного на предприятии.

4.3. Работы по зачистке должны быть прекращены по требованию ответственного за проведение зачистки, начальника цеха, представителя службы техники безопасности, представителей инспектирующих органов.

4.4. В случае появления у работника признаков отравления ответственный за проведение зачистки должен дать указание немедленно прекратить работы, срочно эвакуировать пострадавшего из резервуара для оказания первой помощи, а при необходимости отправить его в лечебное учреждение. Дальнейшие работы по зачистке могут возобновиться только после устранения причин, вызвавших отравление работника.

5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ

5.1. После окончания зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку () лицом, ответственным за проведение работ.

5.2. Тщательно осмотреть пространство внутри резервуара и убедиться, что не осталось никаких предметов.

5.3. Рабочий инструмент и приспособления протереть и убрать на предназначенное для них место.

5.4. Противогаз очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол.

Противогаз сложить в сумку и сдать на хранение.

5.5. После окончания работ переодеться, принять душ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Обязательное

НАРЯД-ДОПУСК
на выполнение работ повышенной опасности

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Обязательное

___________________________

наименование предприятия

УТВЕРЖДАЮ

Директор __________________

подпись

"____" _________ 19 г.

АКТ №
готовности резервуара № к зачистным работам

"____"__________ 19 __ г. Предприятие

наименование объекта

Комиссия в составе представителя нефтебазы (пс) __________________________________

______________________________________________________________________________

наименование, номер нефтебазы, должность, Ф.И.О.

______________________________________________________________________________

ответственных лиц по зачистке __________________________________________________

______________________________________________________________________________

должность, Ф.И.О.

провели осмотр _______________________________________________________________

наименование и номер резервуара

после зачистки из-под __________________________________________________________

наименование и номер резервуара

для заполнения ________________________________________________________________

наименование нефтепродукта

Качество выполненной очистки _________________________________________________

оценка

соответствует требованиям ГОСТ 1510-84 ________________________________________

_____________________________________________________________________________

Резервуар сдал ____________________ _____________

фамилия, инициалы подпись

Резервуар принял ____________________ _____________

фамилия, инициалы подпись