Инструкция по дегазации сосудов суг
Газовик — промышленное газовое оборудование Продукция Статьи
1.
Помимо различных проверок после монтажа, до пуска в работу, периодически в процессе эксплуатации резервуары для сжиженного углеводородного газа СУГ должны подвергаться техническому освидетельствованию. Также, в необходимых случаях — внеочередному освидетельствованию.
Периодичность технических освидетельствований можно найти в таблицах.
Владелец сосуда СУГ обязан согласовать дату проведения освидетельствования с лицом, которое будет его производить и заранее (не позднее, чем за 5 дней) уведомить его о предстоящих работах. Сосуд для СУГ должен быть выведен из эксплуатации не позднее срока освидетельствования, указанного в его паспорте. В случае неявки инспектора в назначенные сроки, администрация имеет право самостоятельно произвести освидетельствование при помощи комиссии, назначенной руководителем организации.
Результаты проведенного освидетельствования и срок следующего должны быть занесены в паспорт сосуда и подписаны членами комиссии. Копия данной записи не позднее чем через 5 дней после освидетельствования должна быть направлена в орган Госгортехнадзора России. Это входит в обязанность лица, проводившего освидетельствование. В паспорте также указываются разрешенные параметры эксплуатации сосуда.
Ответственность за качественную и своевременную подготовку сосуда для проверки несет его владелец.
Также как и другие проверки техническое освидетельствование может производиться только представителем организации, имеющей специальное разрешение (лицензию Госгортехнадзора).
Если освидетельствование проводится впервые, оно должно подтвердить правильную установку и соответствующее Правилам (ссылка) оснащение сосуда, а также отсутствие каких-либо повреждений.
Если при анализе дефектов, выявленных техническим освидетельствованием сосудов, будет установлено, что их появление связано с режимом эксплуатации сосудов в данной организации или свойственно сосудам данной конструкции, то лицо, проводившее освидетельствование, должно потребовать проведения внеочередного технического освидетельствования всех установленных в данной организации сосудов, использование которых происходилоь по одинаковому режиму, или соответственно всех сосудов данной конструкции с уведомлением об этом органа Госгортехнадзора России.
При периодических и внеочередных освидетельствованиях устанавливается исправность резервуара СУГ и возможность его дальнейшего функционирования.
Существует перечень факторов, требующих проведения внеочередного освидетельствование резервуара СУГ:
- если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;
- если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;
- если произведено выправление выпучин или вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;
- перед наложением защитного покрытия на стенки сосуда;
- после аварии сосуда или элементов, работающих под давлением, если по объему восстановительных работ требуется такое освидетельствование.
Также внеочередное освидетельствование может быть организовано по требованию инспектора Госгортехнадзора России или ответственного по надзору за осуществлением производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением.
В случае, если появляется необходимость проведения внеочередного освидетельствования или дополнительных испытаний, в обязательном порядке указывается причина, вызвавшая эту необходимость.
В ходе технического освидетельствования резервуаров СУГ возможно использование всех методов неразрушающего контроля, в том числе метод акустической эмиссии.
2.
Необходимое условие всех видов осмотра — возможность необходимой степени доступа. Так например, сосуды СУГ высотой более 2 м перед осмотром должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями, обеспечивающими возможность безопасного доступа ко всем частям сосуда.
При внутреннем и наружном осмотрах должны быть выявлены все дефекты, влияющие на прочность сосудов. При этом особое внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:
- на поверхностях сосуда – трещин, надрывов, коррозии стенок (особенно в местах отбортовки и вырезок), выпучин, отдулин (преимущественно у сосудов с “рубашками”, а также у сосудов с огневым или электрическим обогревом), раковин (в литых сосудах);
- в сварных швах – дефектов сварки ( п.4.5.17 Правил ссылка), надрывов, разъеданий;
- в заклепочных швах – трещин между заклепками, обрывов головок, следов пропусков, надрывов в кромках склепанных листов, коррозионных повреждений заклепочных швов, зазоров под кромками клепаных листов и головками заклепок, особенно у сосудов, работающих с агрессивными средами (кислотой, кислородом, щелочами и др.);
- в сосудах с защищенными от коррозии поверхностями – разрушений футеровки, в том числе неплотностей слоев футеровочных плиток, трещин в гуммированном, свинцовом или ином покрытии, скалываний эмали, трещин и отдулин в плакирующем слое, повреждений металла стенок сосуда в местах наружного защитного покрытия;
- в металлопластиковых и неметаллических сосудах – расслоения и разрывы армирующих волокон свыше норм, установленных специализированной организацией.
Перед внутренним осмотром сосудов, работающих с вредными веществами (1, 2 классов опасности), необходимо производить тщательную обработку (нейтрализация, дегазация) внутреннего пространства сосуда. Также частично или полностью удаляются различные виды защиты от коррозии, если есть подозрения на наличие дефектов материала силовых элементов конструкции сосудов. Такие подозрения могут вызывать, к примеру, неплотность футеровки, следы промокания изоляции и т. д.
Гидравлическое испытание сосудов проводится только при удовлетворительных результатах наружного и внутреннего осмотров. Целью гидравлического испытания является проверка плотности соединений и прочности элементов сосуда.
Перед гидравлическим испытанием и внутренним осмотром резервуар СУГ должен прекратить свою работу, также должен быть опорожнен и при помощи заглушек отключен от всех газопроводов. Металлические сосуды зачищаются до металла.
Гидравлические испытания должны проводиться в соответствии с требованиями, изложенными в разд.4.6 Правил (ссылка), за исключением п.4.6.12. При этом величина пробного давления может определяться исходя из разрешенного давления для сосуда. При отсутствии указания изготовителя, сосуд должен находиться под пробным давлением в течение 5 мин.
В ходе гидравлического испытания вертикально установленных сосудов пробное давление должно контролироваться по манометру, установленному на верхней крышке (днище) сосуда.
В ряде случаев, когда гидравлическое испытание невозможно (таких как, например, большое напряжение от веса воды в фундаменте, междуэтажных перекрытиях или самом сосуде; трудность удаления воды; наличие внутри сосуда футеровки, препятствующей заполнению сосуда водой) разрешается заменять его пневматическим испытанием (воздухом или инертным газом). Этот вид испытания допускается при условии его контроля методом акустической эмиссии (или другим, согласованным с Госгортехнадзором России методом). В ходе такого испытания необходимо соблюдение следующих мер предосторожности:
- вентиль на наполнительном трубопроводе от источника давления и манометры должны быть выведены за пределы помещения, в котором находится испытываемый сосуд;
- при испытании пробным давлением удаление людей в безопасное место.
3.
При условии поставки уже собранных законсервированных сосудов (в руководстве по эксплуатации указываются условия и сроки хранения) перед началом их функционирования гидравлическое испытание производить не требуется (достаточным считается проведение внутреннего и наружного осмотров).
В случае соблюдения сроков и условий хранения емкости для сжиженного газа перед нанесением на них изоляции должны подвергаться только наружному и внутреннему осмотрам. Далее после установки на место эксплуатации до засыпки грунтом указанные емкости могут подвергаться только наружному осмотру, если с момента нанесения изоляции прошло не более 12 месяцев и при их монтаже не применялась сварка.
Сосуды СУГ, работающие под давлением вредных веществ (жидкости и газов) 1-го, 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76, должны подвергаться владельцем сосуда испытанию на герметичность воздухом или инертным газом под давлением, равным рабочему давлению.
Источник
Дегазация резервуара и цистерн для транспортировки нефтепродукта – технологическая процедура, предписанная к регулярному проведению на самом высоком регламентном уровне. Предполагает проведение манипуляций с целью замещения газовоздушной субстанции, скопленной в емкости, чистым воздухом. Является частью процесса очистки (зачистки) резервуара и одним из самых опасных этапов ее выполнения.
В ходе дегазации резервуара сотрудники обслуживающей бригады имеют дело со взрывоопасной токсичной средой, потому должны знать свою работу на «отлично», применять современные методы очистки и располагать обязательным арсеналом СИЗ, инструментов, оборудования. Для окружения и людей на площадке работ процесс представляет повышенную угрозу, потому требует жесткого соблюдения мер безопасности.
Особенности
Цели дегазации резервуара для нефтепродуктов как одного из пунктов программы его очистки: профилактика отравлений сотрудников предприятия, предупреждение утечки опасного нефтепродукта, продление срока службы емкостей парка и соблюдение регламента. В ходе процедуры важно учитывать:
- взрывоопасность удаляемых паров;
- токсичность газовоздушной подушки в сосуде для хранения нефтепродуктов;
- тип среды, для которой используется емкость;
- дату последней проведенной зачистки резервуара (уровень загрязнения);
- результаты газового анализа.
Перед дегазацией проводятся исследования с целью определения фронта работ и оценки уровня угрозы для их исполнителя. Концентрация взрывоопасной взвеси должна быть на уровне:
- до 0,1 г/куб. м, если работники будут выполнять манипуляции без специальных средств защиты;
- 8г/куб. м, если профессиональная бригада оснащена СИЗ.
Этапы
В общем плане зачистки резервуара его дегазация является одним из первых этапов. Она проводится перед мойкой сосуда и очисткой его внутренних стен от отложений и продуктов распада нефтепродуктов. Завершает процесс удаление донных отложений изнутри корпуса.
В зависимости от выбранного метода дегазации резервуара процесс может включать разное количество этапов, но как правило, список действий обязательно включает:
- предварительную вентиляцию – естественную или принудительную;
- обработку рабочим материалом;
- контроль содержания газовоздушной смеси. Согласно регламенту, максимальная допустимая концентрация ядовитых паров в емкости составляет 2 г/куб. м.
Технологии дегазации резервуара
Если рассматривать методологию дегазации резервуара для нефтепродуктов обобщенно, можно выделить два основных способа ее проведения.
- Через вентиляцию, которая в зависимости от условий работ может быть принудительной или естественной.
- Методом воздействия на стенки сосуда паром – пропарки емкости.
Аэрация
Второе название естественной вентиляции – аэрация. Она проводится при повышенной концентрации токсичных веществ (свыше 2 г/ куб. м) и выполняется при помощи специального оборудования – дефлекторов или газоотводных труб. Первые устанавливаются на резервуарах типа РВС, трубы газоотвода применяют при очистке емкостей РВСПК. Во втором случае монтаж газоотвода осуществляется таким образом, чтобы устанавливаемая труба доходила до верхней части стенки резервуара.
Принудительная вентиляция
В процессе дегазации резервуара методом принудительной вентиляции используются приводные устройства – вентиляторы, оборудованные электромотором. Последний обязательно должен иметь взрывозащищенный корпус. Здесь монтируются трубопроводы для заведения в сосуд воздуха, причем их конструкция должна быть защищена и заземлена. Материал воздуховода – брезент или бельтинг.
Особенности принудительной вентиляции резервуара во время дегазации:
- для подачи воздуха используются специальные крышки люка I пояса емкости, в которых готовится отверстие для воздухопровода;
- герметичности блока прохождения воздуховода через отверстие люка уделяется максимум внимания;
- воздух подают на скорости от 2 м/с, максимальный напор зависит от концентрации паров (10 м/с, если объем «изгоняемого» содержимого 2 г/куб. м и выше, 50 м/с, если объем взрывоопасной смени меньше 2 г/ куб. м);
- на скорости от 1 м/с и ниже вентиляция проводиться не может, согласно технике безопасности (во избежание скопления большого объема горючего вещества в системе отвода). По той же причине устанавливается и верхний предел скорости – при его превышении концентрированные газы могут скопиться в обваловании и создать аварийную ситуацию.
Дегазация паром
Пропарка или дегазация резервуара паром проводится через люки на крышке сосуда. В качестве основного вещества используется обычный водяной пар, генерируемый стационарными или мобильными установками (котельные, ППУ). Особенности процедуры:
- температура пара – до 78 или 120 градусов выше нуля, этот максимум касается и поверхности трубопровода (установлен для емкостей серии РВС и РВСПК соответственно);
- воздействие паром осуществляется, пока не будет достигнут запланированный уровень концентрации (он не может быть выше 2 г/куб. м);
- для удаления фракций углеводородных соединений используется сифонный кран;
- пропарка резервуара проводится для наземных и подземных конструкций. В первом случае скорость подачи должна исключать риски взрыва в каре. Во втором зона пристального внимания (потенциальный узел скопления опасных веществ) – крыша сосуда.
Правила безопасности при дегазации в рамках зачистки резервуара
Во избежание инцидентов перед проведением зачистки резервуара в целом и его дегазации в частности составляется проект работ, который включает их подробное описание. В документе должны указываться принимаемые меры обеспечения безопасности, тип и класс вовлекаемого оборудования, перечень приборов для измерений показателей. Здесь же перечислены материалы с обоснованием их выбора, указаны вводные данные для работы – тип размещения емкости, ее исполнение и прочие моменты.
Базовые правила:
- контроль показаний на каждом этапе (очистки резервуара и дегазации);
- соблюдение общих санитарных и гигиенических требований;
- подготовка объекта расположения резервуаров к работам (отдельное внимание – воздуху на площадке);
- обязательное использование всеми участниками процесса СИЗ.
Для мониторинга ситуации применяют газоанализаторы.
Источник
Версия для печати
12.1 При проведении работ следует выполнять требования раздела 5.
12.2 При консервации или ликвидации порядок отключения технических устройств и выполнение сопутствующих работ должен предусматриваться в планах проведения консервации или ликвидации, утверждаемых руководителем объекта и согласованных с Ростехнадзором в установленном порядке.
12.3 При расконсервации технических устройств должен разрабатываться план проведения расконсервации, в котором следует предусматривать порядок включения в работу технических устройств технологической системы и проведения сопутствующих работ.
12.4 Выполнение работ по консервации, расконсервации или ликвидации отдельных элементов технологической системы или ее в целом должно проводиться в соответствии с проектной документацией, в которой в проекте организации строительства должен быть приведен порядок и способы проведения работ.
12.5 При выполнении работ по консервации или ликвидации (демонтажу) технических устройств вентиляция помещений, в которых они установлены, должна работать постоянно, при этом необходимо периодически проверять переносным газоанализатором загазованность помещений.
12.6 Отключать элементы технологической системы должен обслуживающий персонал под руководством мастера соответствующего участка.
12.7 После проведения этих работ следует опломбировать законсервированные элементы технологической системы.
12.8 На время консервации следует обеспечить:
– обслуживание зданий и сооружений, их инженерного оборудования, внутриплощадочных инженерных сетей с целью сохранения их работоспособности;
– организацию службы охраны.
12.9 При консервации или ликвидации резервуаров должны быть выполнены следующие работы:
– освобождение резервуаров от СУГ, неиспарившихся остатков;
– дегазация резервуаров водой, водяным паром или азотом;
– отсоединение резервуаров от газопроводов паровой и жидкой фаз СУГ;
– установка заглушек на газопроводы.
12.10 При проведении работ по консервации или ликвидации отдельных надземных резервуаров группы кроме них необходимо освободить от СУГ на время выполнения работ смежные резервуары.
12.11 Консервация или ликвидация подземных резервуаров СУГ после освобождения их от грунта должны проводиться так же, как и надземных резервуаров.
12.12 Демонтаж резервуаров должен проводиться в соответствии с проектом производства работ.
12.13 Перед расконсервацией технических устройств должны быть выполнены, предусмотренные техническим обслуживанием работы: проверка работоспособности, диагностирование резервуаров и газопроводов при консервации на срок более четырех лет, техническое освидетельствование резервуаров – при консервации на срок менее четырех лет. При консервации подземные конструкции не должны отключаться от средств ЭХЗ. При положительных результатах проверок должны выполняться работы, предусмотренные 7.6 – 7.18.
12.14 Формы эксплуатационной документации, заполняемой по результатам консервации, ликвидации и расконсервации элементов технологических систем, приведены в приложениях 23, 24.
< назад / к содержанию / вперед >
Источник
Предыдущая часть документа
136. При обнаружении утечек газа, которые не могут быть немедленно устранены, резервуар должен быть отключен от технологических газопроводов с установкой заглушек.
137. По графику, утвержденному руководителем объекта, использующего СУГ, выполняются:
проверка предохранительных клапанов на срабатывание при давлении настройки;
осмотр и профилактика задвижек, кранов и вентилей;
слив конденсата из резервуаров через дренажные устройства.
138. Наружный осмотр резервуаров с арматурой и КИП в рабочем состоянии с записью в журнале производится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под избыточным давлением, не реже одного раза в три месяца.
139. Сроки и порядок технического освидетельствования резервуаров на объекте, использующем СУГ, а также необходимость внепланового освидетельствования резервуаров определяются в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под избыточным давлением.
140. Резервуары следует заполнять жидкой фазой СУГ не более восьмидесяти пяти процентов геометрического объема.
При переполнении резервуара избыток СУГ должен быть перекачен в другие резервуары.
141. Резервуары ГНС, ГНП перед внутренним осмотром, гидравлическим испытанием, ремонтом, консервацией или демонтажем должны быть освобождены от СУГ, неиспарившихся остатков и дегазированы.
142. Разгерметизация резервуаров без предварительного снижения в них давления до атмосферного не разрешается.
143. Обработка резервуаров должна производиться после отсоединения их от газопроводов обвязки паровой и жидкой фаз СУГ с помощью заглушек. Обработка резервуаров должна производиться путем их пропаривания или промывки водой с последующей продувкой инертным газом. Применение для дегазации воздуха не разрешается. Обработка резервуара должна производиться при открытом верхнем люке. При очистке резервуаров следует применять инструмент, не дающий искры.
После освобождения резервуаров от конденсата и (или) воды резервуары должны быть осушены.
144. Качество дегазации должно проверяться путем анализа проб, отобранных в нижней части сосуда.
Концентрация углеводородного газа не должна превышать десять процентов НКПР.
Результаты контроля должны отражаться в эксплуатационном журнале.
145. Освобождение резервуаров резервуарной установки сбросом СУГ в атмосферу не допускается.
Освобождение резервуаров резервуарной установки должно производиться выжиганием остатков СУГ на “свече” диаметром не менее двадцать миллиметров, высотой три метра, установленной на расстоянии не менее пятнадцати метров от границы резервуарной установки с наклоном пятьдесят градусов к горизонту в безопасном месте.
Заполнение резервуара водой должно начинаться при уменьшении длины пламени на “свече” до двадцати – тридцати сантиметров.
Сжигание вытесняемой водой паровой фазы СУГ должно продолжаться до погасания пламени.
Подача воды прекращается при полном наполнении резервуара.
146. Работы внутри резервуаров должны проводиться по наряду-допуску бригадой в составе не менее трех человек под руководством ответственного лица.
Члены бригады должны быть проинструктированы по безопасному выполнению работ.
Спуск в резервуар более одного человека не допускается.
Работающий в резервуаре должен быть в шланговом противогазе, с надетым спасательным поясом и закрепленной к нему спасательной веревкой.
Снаружи резервуара должны находиться не менее двух человек, которые должны держать в руках концы веревок, наблюдать за работающим в резервуаре, быть готовыми оказать ему необходимую помощь и не допускать к месту проведения работ посторонних лиц.
Время пребывания в резервуаре не должно превышать пятнадцать минут.
Каждые тридцать минут следует проверять резервуар на загазованность.
147. Пирофорные отложения, извлеченные из резервуаров, должны поддерживаться во влажном состоянии и вывозиться с территории объекта, использующего СУГ, для захоронения в отведенном месте.
148. Вода после промывки и испытаний резервуаров должна отводиться в канализацию через отстойники, исключающие попадание СУГ в систему канализации, или удаляться с территории объекта на санкционированные полигоны жидких отходов.
IV.VII. Требования к проведению сливо-наливных операций
149. Слив СУГ из железнодорожных и автомобильных цистерн в резервуары должен производиться в светлое время суток с соблюдением требований настоящих Правил и производственных инструкций.
150. Подготовка к сливу СУГ из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории сливной эстакады на расстояние не менее ста метров от эстакады.
151. Железнодорожные цистерны на территории ГНС не должны превышать число постов слива.
152. Выполнение работ по проведению слива (налива) СУГ должно осуществляться по решению технического руководителя (главного инженера) объекта, использующего СУГ.
Количество персонала, выполняющего слив СУГ из железнодорожных и автомобильных цистерн и наполнение автомобильных цистерн, должно быть не менее 3 рабочих, в резервуары резервуарных установок – не менее двух рабочих.
Выполнение сливо-наливных операций во время грозы и при проведении огневых работ не допускается.
153. Для сливо-наливных операций применяются соединительные рукава, соответствующие требованиям технических условий, допускающих их применение для СУГ.
154. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены проведение осмотра, испытаний и отбраковка соединительных рукавов, используемых при сливо-наливных операциях.
155. Соединительные рукава, применяемые при сливо-наливных операциях, не должны иметь трещин, надрезов, вздутий и потертостей.
При наличии на рукавах указанных дефектов рукава заменяются новыми.
156. Рукава подвергаются гидравлическому испытанию на прочность давлением, равным 1,25 рабочего давления, не реже одного раза в три месяца. Результаты испытания заносятся в журнал.
157. Каждый рукав должен иметь обозначение с порядковым номером, датой проведения (месяц, год) испытания и последующего испытания (месяц, год).
158. Железнодорожные, автомобильные цистерны, соединительные рукава должны заземляться.
Отсоединять заземляющие устройства допускается после окончания сливо-наливных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн.
159. Металлокордовые и резинотканевые рукава должны быть защищены от статического электричества.
Для защиты от статического электричества они должны быть обвиты (или пропущены внутри) медной проволокой диаметром не менее два миллиметра или медным тросиком площадью сечения не менее четыре квадратных миллиметра с шагом витка не более сто миллиметров. Концы проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или гайкой под болт.
160. Не допускается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
161. Открывать запорную арматуру на газопроводах следует плавно, предотвращая гидравлические удары.
162. Перед выполнением сливо-наливных операций на автоцистернах, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, двигатели автоцистерн должны быть отключены. Перед наполнением или опорожнением автоцистерны, оборудованной насосом СУГ, должны быть проверены наличие и исправность искрогасителя на выхлопной трубе автоцистерны.
Включать двигатели допускается после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры.
163. Во время сливо-наливных операций должна быть обеспечена автоматическая система контроля слива (налива) СУГ.
164. Между персоналом, выполняющим сливо-наливные операции, и машинистами НКО должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь.
165. Двигатели автомобильных цистерн должны быть оборудованы выхлопом с глушителем и искрогасительной сеткой, выведенными к передней части автомобиля, и оснащены двумя огнетушителями.
166. При приемке цистерн проверяется:
соответствие цистерны отгрузочным документам;
отсутствие повреждений корпуса цистерны и исправность запорной и контрольной арматуры;
наличие и уровень СУГ в цистерне по контрольным вентилям и уровнемеру.
167. В сопроводительных документах проверяются наименование поставщика, дата отгрузки, номер цистерны, масса залитого в цистерну газа.
168. Исправность запорной арматуры на цистерне проверяется внешним осмотром.
169. До начала слива СУГ из цистерн следует:
закрепить цистерны противооткатными искробезопасными башмаками;
проверить исправность и надежность шлангов для слива СУГ из цистерн;
заземлить цистерны.
170. Слив СУГ из цистерн в резервуары допускается после проверки правильности открытия и закрытия запорной арматуры, связанной с технологической операцией слива СУГ.
171. Операции по сливу персонал должен выполнять в спецодежде, головных уборах и защитных очках.
172. Слив СУГ из цистерн осуществляется:
Следующая часть документа
Источник