Автор работы: Пользователь скрыл имя, 07 Мая 2015 в 00:59, курсовая работа
Нефтяные резервуары относятся к опасным производственным сооруже-ниям. Для поддержания их в надежном работоспособном состоянии действую-щими правилами технической эксплуатации предусматривается ряд мероприя-тий, в который входят: периодические осмотры, текущие ремонты, регламент-ные работы по обслуживанию, приборам и системам, трубопроводам обвязки. Весьма важным и ответственным мероприятием по обеспечению надежности и долговечности резервуаров является техническое диагностирование их с уста-новленной в нормативных документах периодичностью.
Введение………………………………………………………………............
1. Общие положения по ТД и КР……………………………………………
2. Вывод из эксплуатации……………………………………………………
3. Технологический процесс зачистки……………………………………...
3.1 Подготовительные работы к зачистке резервуара..……………..
3.2 Зачистка резервуаров от остатков высоковязких нефтепродук-тов……………………………………………………………………………..
3.3 Дегазация резервуара……………………………………………..
3.4 Мойка резервуара………………………………………………….
3.5 Контроль качества зачистки………………………………………
4. Оформление передачи резервуара в капитальный ремонт……………...
Список использованных литературных и нормативных источников…….
1 - очищаемый резервуар; 2 - емкость для ноющего раствора; 3 - резервуар-отстойник; 4 - насос для подачи нефти; 5 - насос для откачки нефтепродуктов из промежуточной емкости; 6 - насос для подачи рабочей жидкости на эжектор; 7 - моечная машинка; 8 - эжектор; 9 - подогреватель; 10 - фильтр.
Рисунок 1. Технологическая схема мойки резервуара водными моющими растворами
1 - отстойник; 2 - поршневой насос; 3 - моющая машинка; 4 -очищаемый резервуар; 5 - теплообменник; 6 - центробежный насос; 7 - резервуар для приготовления раствора; 8 - ручной насос.
Рисунок 2. Технологическая схема установки для очистки резервуаров
1 - очищаемый резервуар; 2 - откачивающий насос; 3 - компрессор; 4 - манометр; 5 - дозировочный насос; 6 - емкость для водного раствора объемом 5 м3; 7 - пожарный гидрант, 8 - агрегат ПНА для закачки нефти; 9 - подпорный насос; 10 - резервуар с нефтью; 11 - резервуар-отстойник; 12 - моечная машинка ММС-100
Рисунок 3. Технологическая схема очистки резервуара от остатков нефти с помощью ММС-100
1 - зачищаемый резервуар; 2 - машинка моечная; 3 – тележка; 4 – лебедка; 5 - насос моющей воды; 6 – эжектор; 7 – отстойник; 8 - рукав соединительный; 9 – задвижка; 10 - пожарный водопровод; 11 - промливневая канализация; 12 - выпуск шлама
Рисунок 4. Схема расположения оборудования МБ-3 для мойки РВС
Рисунок 5. Схема мойки резервуара с понтоном.
1 - насосная установка; 2 - резервуар с раствором; 3 - фильтрующее приемное устройство; 4 - грязевой резервуар; 5 - рукава; 6 - тройник; 7 - запорная арматура; 8 – эжектор; 9 - промываемый резервуар; 10 - моющее устройство
Рисунок 6. Схема промывки вертикального наземного резервуара с помощью комплекта оборудования ОМЭР
Рисунок 7. Технологическая схема мойки резервуара без понтона через верхний люк
1 - зачищаемый резервуар; 2 - рукав резиновый; 3 - гидромониторы, 4 - насосы; 5 - резервуар-отстойник; 6 - коллектор.
Рисунок 8. Технологическая схема мойки РВС через верхние люки с коллектором
Качество и продолжительность мойки поверхностей зависит от своевременного удаления продуктов промывки из резервуара. Особое значение это имеет в процессе мойки днища. Выкачка продуктов промывки проводится постоянно и продолжается до прохвата воздуха откачивающими средствами.
По окончании первичной промывки резервуара подача воды на моечные машинки прекращается, открываются все световые люки. В люки устанавливаются пароэжекторы, к которым подключаются паропроводные рукава, включается пар и атмосфера резервуара дегазируется и охлаждается.
После достижения в атмосфере резервуара условий для пребывания работников в защитных средствах они входят в резервуар, удаляют оставшийся на днище осадок.
1 – коллектор; 2 - рукав резиновый; 3 - люк зачистной
Рисунок 13. Схема коллектора для подключения моющих машинок
3.5 Контроль качества зачистки
Чистота внутренних поверхностей и состояние атмосферы резервуара по окончании процесса обработки оценивается в зависимости от назначения очистки и приведены в табл. 3.
Таблица 3
Требования, предъявляемые к чистоте поверхностей и атмосфере резервуаров в зависимости от назначения очистки
Назначение очистки |
Требования к чистоте поверхностей и атмосферы | ||
Боковая поверхность |
Днище |
Атмосфера | |
1 |
2 |
3 |
4 |
Периодическая По ГОСТ 1510-84 |
Допускается пленка нефтепродукта; металл может иметь налет ржавчины |
Допускается пленка нефтепродукта; допускается наличие донного остатка, мехпримесей и ржавчины не более 0,1% объема |
Допускается наличие ларов углеводородов, ТЭС |
Для смены марки нефтепродукта и дефектоскопии |
По ГОСТ 1510-84 (табл. 2) металл может иметь налет ржавчины |
По ГОСТ 1510-84 (табл. 2) донный остаток - отсутствует |
Допускается наличие паров углеводородов не более ПДК (0,1-0,3 г/м3), ТЭС – не более ПДК (0,005 мг/м3)* |
Для проведения ремонта (с открытым огнем); градуировки по ГОСТ 8.346 и окрашивания по ГОСТ 9.402 |
Пленка нефтепродукта отсутствует, ТЭС - не более ПДК |
Пленка нефтепродукта отсутствует, донный остаток - отсутствует, ТЭС - не более ПДК |
Пары углеводородов и ТЭС - не более ПДК |
Для проведения ремонта без открытого огня |
Допускается пленка нефтепродукта; металл может иметь налет ржавчины, ТЭС - не более ПДК |
Допускается пленка нефтепродукта; донный остаток - отсутствует, ТЭС - не более ПДК |
Пары углеводородов и ТЭС - не более ПДК |
При подготовке резервуара к обследованию и дефектоскопии чистота поверхностей должна соответствовать следующим требованиям:
- аналогичным, как и для проведения ремонтных работ с открытым огнем (табл. 3);
- специальных инструкций, регламентирующих порядок проведения диагностики стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.
При подготовке резервуара для ремонтных работ с применением открытого огня независимо от нефтепродукта чистота поверхностей должна исключать возможность загорания внутри резервуара. Подержание паров углеводородов и ТЭС должно быть в пределах ПДК воздуха рабочей зоны.
Чистота очистки поверхностей от нефтепродукта оценивается комиссией визуально и результатами лабораторного анализа проб воздуха из атмосферы резервуара. В комиссии по приему очищенного резервуара участвуют:
- работник, ответственный за проведение зачистных работ;
- представитель технической
- представитель пожарной охраны;
- начальник отдела ОТ ТБ и ПБ.
Акт о полноте и качестве выполненных работ составляется комиссией.
Прием-передача резервуаров в капитальный ремонт (реконструкцию) оформляется актом между службой эксплуатации и службой капитального строительства(капитального ремонта). Акт утверждается главным инженером.
При передаче резервуара в ремонт передается дефектная ведомость, техническое задание на разработку проектно-сметной документации на капитальный ремонт(реконструкцию) и акт готовности резервуара к проведению огневых работ.
На основании акта приема-сдачи резервуара в капитальный ремонт, резервуар считается переданным в ремонт (реконструкцию) от службы эксплуатации службе капитального строительства (капитального ремонта). Передачу резервуара в ремонт (реконструкцию) организации-производителю работ осуществляет служба капитального строительства (капитального ремонта).
Список использованных литературных и нормативных источников