Инструкция по испытанию дыхательных клапанов

При обнаружении удалить с внутренней поверхности колпака снег, лед, иней. Проверить визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений. Каждый раз перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц. Проводить контрольную проверку правильности показаний прибора в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Приневозможности создания запаса емкости для двухчасового приема нефти определяютвозможный объем резервирования на данной НПС и время, необходимое длязаполнения этой резервной емкости принимаемой нефтью. Всистеме учета предприятий резервуары являются резервным средством измерения.

При этом переносной пробоотборник выдерживают на уровнеотбираемой пробы до начала его заполнения не менее пяти минут. Средняятемпература нефти в резервуаре t определяется расчетным путем поформуле: Техническоеобслуживание и текущий ремонт резервуаров и других составных частейрезервуарного парка осуществляются силами и средствами перекачивающих станций,наливных пунктов и нефтебаз.

Всостав комиссии с указанием в приказе фамилии, должности и места работы включаются операторы поверители , проводящие градуировку;материально-ответственное лицо; лицо, предоставляющее техническую документацию;если резервуар предназначен для учетно-расчетных операций - представительтерриториального органа Госстандарта. Подписи на титульном листе и последней странице градуировочной таблицызаверяются печатями. Результаты измеренийдолжны быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной таблице.

Таблица2 - Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары дляобеспечения электростатической безопасности. Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм. Пропускнуюспособность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями следуетпринимать по пропускной способности огневых предохранителей соответствующегодиаметра.

Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.

Предохранительный гидравлическийклапан должен быть залит незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, котораяобразует гидравлический затвор. Маркиогневых предохранителей и их технические характеристики представлены вПриложении В. Для отвода ливневыхвод с плавающей крыши применяется водоспуск.

Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубокнаходится в приямке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень нарасстоянии мм от днища резервуара.

Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяютеще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям. Дляопределения уровня подтоварной воды водочувствительную ленту в натянутом видеприкрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон. Определениеуровня подтоварной воды в резервуарах следует выполнять согласно 3.

Оперативное обслуживание заключается вобеспечении режима работы резервуаров в пределах параметров, установленныхтехнологическими картами эксплуатации резервуаров, с отражением в диспетчерскихлистах уровней нефти в резервуарах с заданной периодичностью. Они используются только для приеманефти из трубопровода во время аварии или ремонта линейной части нефтепровода.

Таблица 3 -Карта технического обслуживания резервуара со стационарной крышей. Проверить визуально внешнее состояние. Обратить внимание на сварные вертикальные и горизонтальные швы нижних поясов, окрайки днища. Седла тарелок очистить от окиси металла, грязи и пр. Тарелки клапанов несколько раз повернуть, прижимая их к седлу. Не допускать заедания, примерзания клапанов, обмерзания предохранительных сеток, закрывающих наружные отверстия дыхательных клапанов.

Первый отсчет верхний берется по рулеткена уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетоввысоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целыхзначений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулеткуподнимают строго вверх без смещения в стороны и берут отсчет на месте смоченнойчасти ленты или лота нефтью нижний отсчет.

Объединенную пробусоставляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнегоуровней. Допускается вместо выдержки термостатическогопробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтью, отобранной суровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.

Припропитке или покраске готовой конструкции защитными составами или нанесенииоблицовочных покрытий заказчику должны быть представлены техническиехарактеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия. Антикоррозионнаязащита должна соответствовать СНиП 2. В этом случае паспорт составляется наосновании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкцийрезервуара, а при необходимости - обследования и дефектоскопии раздел 6.

Техническоеобслуживание проводится согласно инструкциям заводов- изготовителей, отраслевымруководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования,приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий предприятия или егофилиалов. Обходи осмотр резервуаров и резервуарного парка должен осуществляться, по графику иинструкциям, утвержденным главным инженером филиала предприятия, с записью вжурнале осмотров и ремонта резервуаров и отметкой об устранении недостатков: Порезультатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляются акты сотражением в них выявленных недостатков.

На основании указанных форм предприятия должны разработатьтехнологические карты эксплуатации резервуаров, исходя из конкретных условийработы, при необходимости дополнить и уточнить описание и содержание граф. Технологическиекарты должны находиться в диспетчерских пунктах предприятий, филиалов и воператорных перекачивающих и наливных станций, морских и речных терминалов,нефтебаз.

Высотапустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке. Уровеньнефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортнойвеличины базовой высоты высотного трафарета для данного резервуара. Если результаты измеренийотличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения принимается их среднеезначение.

Принеобходимости увеличения подачи или откачки нефти из резервуаров следуетпривести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новымиусловиями. Скоростьподъема плавающей крыши или понтона в резервуаре от момента всплытия доокончания заполнения не должна превышать величины, указанной в проекте. Опорожнение резервуара может производиться со скоростью опусканияплавающей крыши понтона , предусмотренной проектом;.

Хлопуши дождеприемногоколодца должны быть постоянно закрыты. Длярезервуаров, покрытых с внутренней стороны защитным антикоррозионным покрытием,должны быть представлены технические характеристики нанесенного материалапокрытия, карта-схема покрытия и результаты испытаний на адгезию.

Плотность нефти и массовую долю балластаопределяют по объединенной пробе, отобранной из резервуара. Измеренное значениеплотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре. Допускаетсяизмерять уровень нефти в резервуаре вручную измерительной металлическойрулеткой с лотом грузом , соответствующей ГОСТ ,с ценой деления шкалы 1 мм или другими средствами измерения, допущенными кприменению Госстандартом, с аналогичными или лучшими характеристиками. Периодичностьгосударственной поверки устанавливается Госстандартом при прохождении средствомизмерения испытания на утверждение типа.

Допускаетсявыполнение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом необходимо соблюдатьследующий порядок операций: Принеобходимости измерение уровня и отбор проб через замерный люк следуетвыполнять в фильтрующем противогазе в присутствии наблюдающего страхующего работника.

Соединениятрубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, должны быть, как правило,сварные. Они должны отводиться в шламонакопителис помощью специальных откачивающих устройств.

Министерство энергетики Российской Федерации. Срок введения установлен с НастоящиеПравила распространяются на проектируемые, строящиеся, действующие,реконструируемые, находящиеся на консервации и демонтируемые резервуары ирезервуарные парки магистральных нефтепроводов и являются обязательными длявсех организаций, осуществляющих их эксплуатацию, а также сторонних ведомств иорганизаций независимо от их организационно-правовой формы и формысобственности, взаимодействующих с эксплуатирующими резервуары и резервуарныепарки магистральных нефтепроводов организациями в части, их касающейся.

Снять крышку огневого предохранителя, проверить исправность и чистоту пакетов, удалить с них пыль, проверить плотность крышки и фланцевых соединений, правильность расположения пластин или гофрированной и плоской металлических лент в пакете.

Проверить плавность открытия-закрытия вентиля. Проверить отсутствие течи в сальниках крана, поворот крана должен быть плавным, без заеданий; в нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении.

Текущийремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров осуществляетсяпо мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков КПК всехуровней и ответственными лицами станций, наливных пунктов, нефтебаз, филиаловпредприятий.

НаЖБР с земляной насыпью на кровле поверхность должна быть спланирована. Припоявлении нефти в дренажном и шахтном колодцах, камере управления, а также привыходе ее на поверхность обсыпки резервуара или территорию резервуарного паркарезервуар должен быть опорожнен для выявления и устранения имеющихсянеисправностей.

Определение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте илипасте он обозначается нечетко, с косой линией или на неодинаковой высоте собеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при измерении. Определивуровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, поградуировочной таблице резервуара находят объем подтоварной воды.

Присоздании запаса нефти для обеспечения независимой работы НПС в течениезаданного времени в части резервуаров парка остальная часть может откачиватьсядо минимально допустимого уровня.

Проверить качество и паспортный уровень масла, горизонтальность колпака, чистоту сетчатой перегородки. При снижении уровня жидкости в гидрозатворе долить жидкость той же марки.

При заполнениипоследнего метра до высоты максимального уровня нефти в резервуаре контрольуровня должен проводиться постоянно. Полученный результат сравнивают с известной величиной базовой высоты. Напериод, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты,разрешается измерения уровня нефти выполнять по высоте пустоты резервуара всоответствии с 3.

Накаждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна иметься следующаяэксплуатационная документация: Дозаполнения резервуаров и подключения их в технологический процесстранспортировки нефти должна быть составлена технологическая карта эксплуатациирезервуаров. Технологическаякарта эксплуатации резервуара должна отражать наиболее вероятные условия егоработы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией дляоперативного принятия решений по управлению процессом перекачки. ВПриложении И приведены рекомендуемые формы технологических карт эксплуатациирезервуаров для различных вариантов их использования и пояснения по ихзаполнению.

Значение базовой высоты в мм наносится несмываемой краской вблизи замерноголюка. Длярезервуаров, находящихся в эксплуатации длительное время, могут быть уменьшеныизбыточное рабочее и максимальное давление и вакуум по сравнению с проектнымина величину, определяемую на основе результатов диагностирования состояниярезервуара. При осмотре необходимо проверить наличие илиотсутствие отпотин или нефти на ковре понтона и в открытых коробах. Приосмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность,отсутствие нефти в центральной части плавающей крыши, зимой - наличие снега наплавающей крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора,положение задвижки системы водоспуска.

Производительность опорожнения во второмпериоде не должна превышать суммарной пропускной способности огневыхпредохранителей во избежание смятия днища плавающей крыши или понтона. Эксплуатациирезервуаров в нормальном режиме соответствуют второй период заполнения и первыйпериод опорожнения. Одновременное автоматическоепереключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защитытрубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня врезервуаре.

Для резервуаров, сооруженных по специальным проектам,имеющих новые конструктивные особенности и технологические параметры, должныбыть разработаны дополнения к разделам настоящих Правил, отражающие особенностиэксплуатации указанных резервуаров. Таблица 1 -Оборудование и конструктивные элементы резервуаров. Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков. Погружной насос для откачки остатков нефти и подтоварной воды.

Расстояниеот стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающихстен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до м 3 и 6 м - для резервуаров объемом м 3 и более. Высотувнутреннего земляного вала или стены следует принимать: Междупереходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах должныбыть предусмотрены пешеходные дорожки тротуары шириной не менее 0,75 м ствердым покрытием.

Нарезервуарах с понтоном плавающей крышей при огневых предохранителях ивентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа 20 ммвод. Длярезервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износи другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефтиустанавливается по результатам технического диагностирования состояниярезервуара. Расчетныйминимально допустимый уровень должен быть выше минимально допустимого уровня навеличину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течениевремени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов иотключения резервуаров.