Прийом, зберігання і відпуск нафтопродуктів. Основні фізико-хімічні властивості нафтопродуктів, що впливають на технологію зберігання і зливно-наливні операції, - випаровуваність, тиск насичених парів, в'язкість, щільність, теплоємність, теплопровідність

ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ І НАФТОПРОДУКТІВ (а. Storage of crude oil and oil products; н. Speicherung von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. Stockage du petrole et des produits petroliers; і. Almacenamiento de petroleo у de derivados de petroleo) - зміст резервних запасів нафти і нафтопродуктів в умовах, що забезпечують їх кількісне і якісне зберігання протягом встановленого часу. Передбачається при необхідності компенсації нерівномірності споживання, оперативного і народно-господарського резервування. Іноді зберігання нафти і нафтопродуктів поєднується з іншими технологічними операціями (зневоднення, знесолення нафти, змішання, підігрів і т.д.). Здійснюється в ємностях на нафтопромислах, перекачувальних станціях і наливних станціях магістральних нафто- і продуктопроводів, сировинних і товарних парках нафтопереробних заводів; в ємностях і дрібній тарі на нафтобазах та автозаправних станціях.

Складські підприємства для зберігання нафти і нафтопродуктів поділяються на самостійні і входять до складу інших підприємств (див., Нафтосховище,). Величина сумарного обсягу резервуарной ємності сховища залежить від вантажообігу нафти і нафтопродуктів, інтенсивності та характеру основних технологічних операцій, призначення і географічного розташування об'єкта. В основу розрахунку ємності по сортам нафтопродуктів приймається їх річний вантажообіг і графіки (плани) завезення і вивезення в місцевій реалізації. Обсяг сховищ нафти і нафтопродуктів приймають за нормами технологічного проектування, рівним кілька добова продуктивність об'єкта.

Ставлення річного вантажообігу за даним нафтопродуктів (в м 3 / рік) до сумарного обсягу встановленої ємності називається середньорічним коефіцієнт оборотності резервуарів, значення якого коливається від 0,5 до 150 на рік. Коефіцієнт оборотності характеризує ступінь використання резервуарів, з його збільшенням знижується вартість перевалки нафтопродукту через нафтобазу. Малі значення коефіцієнта оборотності зазвичай мають річкові і морські нафтобази, розташовані в замерзаючих портах, великі - перевалочні залізничні нафтобази, а особливо - розташовані на початку і кінці нафтопродуктопроводів. Коефіцієнт оборотності резервуарів промислів від 2 до 5 на рік, товарних парків НПЗ, ПС, АЗС - зазвичай 100-150 на рік.

Ємності для зберігання нафти і нафтопродуктів споруджують з негорючих матеріалів в наземному, підземному і напівпідземного виконанні (див. Нафтової резервуар). Найбільшого поширення набули наземні вертикальні сталеві циліндричні резервуари (тип PBC), на дрібних нафтобазах і АЗС - підземні і наземні горизонтальні циліндричні резервуари (тип РГС), для зберігання нафти і мазуту - залізобетонні резервуари (тип ЖБР).

Широко поширені резервуари типу PBC низького тискузі щитової, конічної і сферичної покрівлею і плоским днищем, так звані атмосферні. Це в основному типові резервуари (виготовляються на заводі у вигляді рулонів, а на місці установки їх монтують на підготовленому фундаменті), розраховані на внутрішньому надлишковий тискдо 0,002 МПа і вакуум до 0,00025 МПа; споруджуються об'ємом 100-120 000 м 3. Для нафти і нафтопродуктів з високим тиском насичених паріврезервуари обладнуються внутрішнім понтоном (рис. 1) або плаваючою дахом (рис. 2) замість стаціонарної.

Резервуари типу РГС на відміну від вертикальних виготовляють, як правило, на заводах об'ємом 3-100 м 3 і поставляють на місце установки в готовому вигляді; використовують для зберігання різних нафтопродуктів і малих кількостях. У порівнянні з резервуарами типу PBC вони більш металоємність, але зберігати нафтопродукти в них можна під високим надлишковим тиском і вакуумом. Типові резервуариРГС витримують надлишковий тиск до 0,07 МПа і вакуум до 0,001 МПа; їх габаритні розміриприймаються з урахуванням можливості транспортування в готовому вигляді залізничним транспортом. Резервуари встановлюють під землею на глибину не більше 1,2 м від поверхні майданчика. При необхідності самотечного відпуску нафтопродукту або коли утруднена підземна установка через високого стояння грунтових вод фізичних властивостей нафти або нафтопродуктів, тиску насичених парів. правильна і безпечна експлуатаціярезервуарів і сховищ забезпечується спеціальним обладнанням, що монтується на них, і підтриманням його, а робочому стані відповідно до правил технічної експлуатації. Для охорони навколишнього середовища навколо сховищ нафти і нафтопродуктів організовують санітарно-захисні зони.

1.Нефтепродукти на АЗС зберігаються в підземних і наземних металевих резервуарах і тарі.

2.Все зміни в розташуванні резервуарів, колонок, трубопроводів і арматури повинні проводитися відповідно до документації, затвердженої головним інженером підприємства, якому підпорядковується АЗС, і вноситися в технологічну схемуАЗС.

3. Рівень масла в заповненому резервуарі при підігріві повинен підтримуватися на 150-200 мм нижче граничного.

4.Храненіе легкозаймистих рідин в дрібній розфасовці дозволяється в кількості, необхідній для п'ятидобової продажу, за винятком гальмівної рідини, запаси якої в торговому заліне повинні перевищувати 20 пляшок.

5.Начальнік або оператор АЗС повинен щодня оглядати склади, перевіряючи стан тари і упаковки.

6.Технічні коштизбору відпрацьованих нафтопродуктів повинні забезпечувати їх збереження при зберіганні, транспортуванні та приймально-здавальних операціях.

Прийняті відпрацьовані нафтопродукти допускається зберігати в будь-яких маркованих і градуювальних резервуарах, а також в бочках і бідонах.

1.Расфасованние в дрібну тару нафтопродукти виставляють у вітрині для ознайомлення споживачів з асортиментом, ціною відпускає їх оператор АЗС.

2. Оператор, що відпускає нафтопродукт, зобов'язаний:

1. стежити за справністю і нормальною роботою колонок;
2. вимагати від водія заправляється транспорту спостереження за ходом заправки, не допускаючи переливів нафтопродуктів і порушення правил пожежної безпекина АЗС;
3. перевіряти наявність і справність пломб за схемою, зазначеної в формулярі даної колонки;
4. підтримувати чистоту на території і всередині приміщення АЗС.

3. Перевірка паливороздавальних колонок.

4.Топліво з зразкового мірника при щозмінної перевірці точності роботи паливороздавальної колонки необхідно зливати в бак власника автотранспортного засобу, попередньо отримавши його згоду на слив, при цьому заповнення мірника і перевірка дози здійснюються в присутності водія заправляється автомобіля. Бензин з мірника, недолиті на величину, що перевищує допустимого похибка колонки, в бак автотранспортного не викачується. Колонку необхідно відключити і відрегулювати. Бензин з недолиті мерника слід злити в резервуар, оформивши це актом із зазначенням причини та показань лічильника колонки. Про результати державної повірки роблять запис у паспорті та журналі обліку ремонту устаткування.

5. Відпуск нафтопродуктів через колонку з похибками забороняється.

Весь автотранспорт заправляється нафтопродуктами в порядку черги, за винятком автомобілів спеціального призначення (автомобілі пожежної охорони, Міліції, швидкої допомоги, хлібні та молочні, снігоприбиральні, зв'язку; автомобілі, зайняті міжміськими перевезеннями вантажів, рейсові маршрутні автобуси), а також індивідуальних автомобілів інвалідів праці, учасників війни. Автомобілі, що перевозять швидкопсувні продукти, заправляються позачергово без обмеження.

Директор підприємства несе відповідальність за безперебійне забезпечення АЗС необхідним асортиментом нафтопродуктів. Начальник, майстер або старший оператор АЗС несуть відповідальність за своєчасне подання заявок на завезення нафтопродуктів на АЗС.

Доатегорія:

промислові матеріали

Прийом, зберігання і відпуск нафтопродуктів

Рідке паливо, розчинники та мастила надходять на бази і склади в залізничних цистернах, морських і річкових танкерах, баржах, суднах, автоцистернах, автозаправниках і по трубопроводах. Прийом і відпустка рідких продуктів виробляється за допомогою зливних і наливних естакад, трубопроводів і насосних станцій. При отриманні в'язких нафтопродуктів їх підігрівають.

Резервуари і сховища для рідких нафтопродуктів бувають різними за формою (вертикальні і горизонтальні циліндричні, прямокутні, сфероїдальні), матеріалу (металеві, залізобетонні, гумовотканинні), місця установки (наземні, напівпідземні та підземні), способу виготовлення (зварні, клепані і спеціальних конструкцій) , виду зберігається продукту (для світлих нафтопродуктів, темного палива і масел).

Для зберігання світлих нафтопродуктів застосовують ємності, одотвращающіе випаровування; для зберігання темного палива і ПР1сел використовуються менш обладнані резервуари. М Невеликі кількості рідких нафтопродуктів зберігають в бочках контейнерах, бідонах, каністрах.

Для відпуску рідких продуктів на складах влаштовуються різні майданчикиабо приміщення, оснащені спеціальним обладнанням. заправку транспортних засобіві машин горючими і мастильними матеріалами виробляють автозаправні станції - АЗС, оснащені паливороздавальні і маслороздавальні колонками, лічильниками, роздатковими кранами, мерниками та іншим обладнанням.

Мастильні матеріализберігають в наземних або підземних маслохраніліща, в резервуарах. Мастила і деякі масла надходять і зберігаються в металевих і дерев'яних бочках, Бідонах і банках, які укладають на металеві стелажі.

При зберіганні нафтопродуктів необхідно дотримуватися правила з техніки безпеки і промислової санітарії. Всі працівники нафтобаз і складів повинні бути забезпечені спецодягом, сдецобувью і захисними пристосуваннями. Приміщення повинні провітрюватися і мати припливно-витяжну вентиляцію. У приміщеннях, де зберігається або відпускається етилований бензин, забороняється приймати їжу.

На нафтобазах і складах повинні строго дотримуватися правила протипожежної безпеки, Повинні бути піногенератори, вогнегасники, пісок і інші засоби.

Визначення кількості рідких палив і олив. Кількість палив і олив визначають за допомогою зважування і виміру обсягу. Для цього використовуються різні ваги: ​​сотенні, платформні, залізничні та автомобільні.

Шляхом виміру обсягу визначають масу рідких матеріалів, що надійшли в залізничних цистернах, баржах, а також зберігаються в стаціонарних резервуарах. Обсяг продукту визначається за допомогою вимірювальних калібрувальних таблиць, в яких вказується обсяг рідини (л) на кожний сантиметр наливу. Помноживши обсяг на щільність продукту при температурі виміру, визначають масу продукту (кг).

Висоту наливу продукту визначають за допомогою спеціальних приладів(Рис. 27).

Металеві метрштоки (довжина 3 м) складаються з телескопически з'єднаних трьох ланок труб, на поверхні яких нанесені міліметрові ділення.

Рулетка сталева замірний з лотом призначена для виміру рівня рідини в високих резервуарах. Лот - вантаж, що забезпечує занурення сталевої стрічки замірній рулетки на дно резервуара і її натяг. Висоту наливу рідини в резервуарах вимірюють також і таврорейкой. Застосовуються і дистанційні покажчики рівня.

Водочутливої ​​стрічки і пасти служать для визначення наявності і висоти шару води, що знаходиться під рідким продуктом на дні резервуара. При зануренні стрічки в резервуар вода розчиняє фарбу на стрічці (або пасту), і таким чином визначається висота наливу води.

щільність рідкого продуктувизначають за допомогою нафто-денсиметрів або ареометра і фіксують температуру продукту в момент виміру.

Для визначення обсягу знаходиться в резервуарі продукту використовують посантиметрових вимірну калибровочную таблицю, що дозволяє швидко і точно визначити кількість рідини в резервуарі за висотою наливу.

Кількість рідини в трубопроводах визначають шляхом множення 1 м3 труби на загальну довжину трубопроводу.

Для визначення кількості рідин можуть застосовуватися бензолічильників, бензіномери різних типів.

Види і норми природного убутку.

5.4. Зберігання нафтопродуктів в тарі

5.4.1. Зберігання нафтопродуктів в тарі здійснюють в спеціально обладнаних складських будівлях, під навісом і на відкритих майданчиках. Спосіб зберігання приймають в залежності від кліматичних умов, Фізико-хімічних властивостей збережених нафтопродуктів, виду тари. Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів, а також нафтопродуктів в дерев'яній тарі на відкритих майданчиках не допускається. Зберігання легкозаймистих нафтопродуктів під навісом може бути допущене у виняткових випадках, при відповідному обгрунтуванні. Вид тари для зберігання нафтопродукту повинен відповідати вимогам ГОСТ 1510. 5.4.2. Горючі нафтопродукти в тарі допускається зберігати в одноповерхових підземних спорудах. На підприємствах III категорії з загальним обсягом резервуарів до 20000 м 3 включно допускається зберігати нафтопродукти з температурою спалаху вище 120 ° С у кількості до 60 м 3 в підземних спорудах з горючих матеріалів за умови засипки цих споруд шаром землі (з ущільненням) товщиною не менше 0 , 2 м і влаштування підлоги з негорючих матеріалів. 5.4.3. Підприємства, затарюють нафтопродукти в металеві бочки, повинні оснащуватися автоматизованими і механізованими засобами з обробки була у використанні транспортної тари (очищення, пропарювання, промивання, просушування, перевірка на герметичність і забарвлення), а також обладнанням з виробництва дрібного і середнього ремонту. Вимоги до відремонтованим бочок регламентовані РСТ РРФСР 771-90. 5.4.4. Знову виготовляється металева тара повинна мати внутрішнє маслобензостойких і паростойкость захисне покриття, що забезпечує електростатичну искробезопасность. Допускається за узгодженням зі споживачем затарювати нафтопродукти в тару разового використання, що не має внутрішнього захисного покриття. 5.4.5. Після наливу нафтопродуктів тара повинна бути зовні чистою і сухою, за винятком тари, покритої консерваційними мастилами. Нафтопродукти, що поставляються в райони Крайньої Півночі, повинні упаковуватися відповідно до ГОСТ 15846. 5.4.6. Складські будівлі і майданчики для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні бути оснащені засобами механізації для вантажно-розвантажувальних і транспортних операцій. 5.4.7. Капітальні споруди (сховища) для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні мати: під'їзні шляхи для автомобілів і механічних навантажувачів; естакади для навантаження (вивантаження) тарних нафтопродуктів із залізничних вагонів; систему вентиляції, що забезпечує 2-3-хратний обмін повітря; не менше двох дверей (воріт). Вікна сховищ обладнуються металевими ґратами; скла на сонячній стороніфарбуються в білий колір. Підлоги в сховищах повинні бути виполнениіз негорючих матеріалів, мати ухили для стоку розлитих нафтопродуктів і спеціальні приймачі. Сховища повинні бути обладнані засобами механізації для робіт щодо навантаження (розвантаження), необхідними контрольно-вимірювальними приладами і пристосуваннями. Стелажі і штабеля з затарених нафтопродуктами повинні бути пронумеровані і встановлені з урахуванням забезпечення вільного доступу до тари і застосування необхідних засобів механізації. У сховищах повинна бути така документація: план сховища зі схемою розміщення стелажів і штабелів; картотека на збережені нафтопродукти; інструкції для обслуговуючого персоналу. 5.4.8. Майданчики (відкриті і під навісами) для зберігання нафтопродуктів в тарі повинні бути з твердим грунтом і ухилом для стоку поди. По периметру майданчиків повинно передбачатися замкнуте обвалування або захисна стенкаіз негорючих матеріалів заввишки 0,5 м. В місцях проходу або проїзду на майданчик повинні передбачатися пандуси. 5.4.9. При зберіганні нафтопродуктів в тарі (бочках, каністрах, ящиках і ін.) В складських будівлях і під навісами слід дотримуватися такі умови: Висота стелажів або штабелів піддонів - не більше 5,5 м; розміщення тари на кожному ярусі стелажа - в один ряд по висоті і в два ряди по ширині; ширина штабеля - з умови розміщення не більше чотирьох піддонів; ширина проїздів між стелажами і штабелями - в залежності від габаритів застосовуваних засобів механізації, але не менше 1,4 м; проходи між стелажами і штабелями - шириною 1 м; відстань від верху тари до стелі - не менше 1 м; відстань від стінки до штабеля - 0,8 м. 5.4.10. При зберіганні нафтопродуктів в тарі на відкритих майданчиках слід дотримуватися таких умов: кількість штабелів тари з нафтопродуктами - не більше шести; розміри штабеля, не більше: довжина - 25 м; ширина - 15 м; висота 5,5 м; укладка тари і піддонів в штабелі - в два ряди з проходами і проїздами між ними відповідно до 5.4.9; відстань між штабелями на майданчику - 5 м, між штабелями сусідніх майданчиків - 15 м. 5.4.11. металеві бочкислід зберігати в положенні лежачи (наливний отвір розташоване на корпусі) і стоячи (отвір розташований в дні). Бочки укладають штабелями не більше п'яти ярусів. Бочки нижнього ярусу укладають на дерев'яні підкладки товщиною не менше 100 мм. 5.4.12. Порожня металева і дерев'яна тара, що була у використанні і забруднена нафтопродуктами, повинна зберігатися на відкритих майданчиках. Кількість штабелів порожніх бочок по висоті - не більше чотирьох. Горловини бочок повинні бути закриті пробками, а у бочок зі знімним дном повинна бути приклеєна прокладка, встановлені знімне дно і стягнутий обруч. 5.4.13. Складські приміщення, в яких норм технологічного проектування температура внутрішнього повітря не нормується або допускається нижче 0 ° С, не опалюються. 5.4.14. Електротехнічні установки і освітлювальна мережа в складських приміщеннях повинні відповідати вимогам ПУЕ. Не допускається транзитна відкрита прокладка проводів і кабелів через складські приміщення. 5.4.15. Вантаження і вивантаження вантажів, що надходять залізничним і автомобільним транспортом, виконують на закритих, з навісом або відкритих вантажних платформах, виходячи з вимог технології зберігання вантажів і захисту їх від атмосферних впливів. Довжина і ширина вантажних платформ для вивантаження і навантаження тарних нафтопродуктів в залізничний і автомобільний транспортповинні відповідати вантажообігу, місткості сховища, а також габаритами застосовуваних транспортних засобів. 5.4.17. В тарних сховищах забороняється відпускати нафтопродукти, зберігати укупорочні матеріали, порожню тару та інші сторонні предмети. Навколо тарного сховища необхідно мати вимощення і водовідвідні канали з ухилом для стоку води. водовідвідні лотки, Труби, вимощення повинні утримуватися справними і періодично очищатися. 5.4.18. Тарні сховища повинні щодоби оглядатися відповідальним працівником нафтобази. При огляді перевіряється стан закупорювання тари. При наявності течі вживаються заходи до її усунення.

6. Експлуатація ОБ'ЄКТІВ І ОБЛАДНАННЯ

6.1. загальні положення

6.1.1. На нафтобазах експлуатується велика кількістьспоруд та обладнання, призначених для проведення операцій з приймання, зберігання та відпуску нафтопродуктів. 6.1.2. При експлуатації нафтобаз споруди та обладнання повинні відповідати вимогам нормативних документів і перебувати в справному стані. Забороняється експлуатація споруд, обладнання, механізмів, інструменту в несправному стані, а також при навантаженнях і тисках вище паспортних. 6.1.3. експлуатація, технічне обслуговуванняі ремонт споруд і обладнання на нафтобазах повинні здійснюватися в суворій відповідності до вимог нормативно-технічних документів на ці споруди та обладнання, "Правил пожежної безпеки при експлуатації підприємств нафтопродуктозабезпечення" ВППБ 01-01-94, "Правил з охорони праці при експлуатації нафтобаз і автозаправних станцій"ПОТ РО-112-001-95 та цих Правил. 6.1.4. Для застосовуваного в технологічному процесіосновного обладнання проектною організацією повинен встановлюватися допустимий термін служби (ресурс), а для трубопроводів і арматури - розрахунковий термін експлуатації, що повинно відображатися в проектній документації та технічному паспорті. 6.1.5. Пуск в експлуатацію модернізованого або знову змонтованого обладнання здійснюється комісією після перевірки відповідності його проекту і нормативної документації. 6.1.6. При виявленні в процесі технічного огляду, монтажу або експлуатації невідповідності обладнання вимогам нормативних документів, воно не повинно бути допущено до експлуатації. Зміна в конструкцію обладнання може бути внесено тільки за погодженням з організацією-розробником (організацією-проектувальником) цього обладнання.

6.1. Резервуари

6.2.1. Експлуатація резервуарів, їх технічне обслуговування, ремонт і приймання нових резервуарів повинні здійснюватися відповідно до вимог "Правил технічної експлуатації резервуарів та керівництвом по їх ремонту". 6.2.2. Резервуари слід розміщувати в резервуарних парках групами. При розширенні, реконструкції і модернізації резервуарних парків нафтобаз необхідно керуватися вимогами, викладеними в СНиП 2.11.03-93. 6.2.3. Підстава резервуара слід захищати від розмиву атмосферними водами, забезпечувати безперешкодний їх відведення з майданчика резервуарного парку або від окремо стоїть резервуара до пристроїв каналізації. Неприпустимо занурення нижньої частини резервуара в грунт і скупчення дощової води по контуру резервуара. Різниця відміток діаметрально протилежних точок днища експлуатованих резервуарів не повинна перевищувати 150 мм. 6.2.4. По периметру кожної групи наземних резервуарів повинно бути замкнутий земляне обвалування шириною по верху не менше 0,5 м або захисна стіна з негорючих матеріалів, розраховані на гідростатичний тиск рідини, що розлилася. Висота обвалування або захисної стіни кожної групи резервуарів повинна бути на 0,2 м вище рівня розрахункового обсягу рідини, що розлилася, але не менше 1 м для резервуарів номінальною місткістю до 10000 м 3 і 1,5 м для резервуарів місткістю 10000 м 3 і більше. Відстань від стінок резервуарів до підошви внутрішніх укосівобвалування або до огороджувальних стін слід приймати не менше 3 м від резервуарів місткістю до 10000 м 3 і 6 м - від резервуарів місткістю 10000 м 3 і більше. Група з резервуарів місткістю 400 м 3 і менше загальною місткістю до 4000 м 3, розташована окремо від загальної групи резервуарів (за межами її зовнішнього обвалування), повинна бути огороджена суцільним земляним валом або стіною висотою 0,8 м при вертикальних резервуарах і 0,5 м при горизонтальних резервуарах. Відстань від стінок цих резервуарів до підошви внутрішніх укосів обвалування не нормується. 6.2.5. Приймання нового резервуару в експлуатацію після монтажу здійснює спеціальна комісія з представників будівельної та монтажної організацій, замовника, представника пожежної охорони та інших зацікавлених організацій. 6.2.6. Герметичність усіх швів днища перевіряють за допомогою вакуум-камери, а швів інших частин резервуара - гасом. При необхідності слід застосовувати контроль зварних з'єднаньпросвічуванням, проникаючим випромінюванням або ультразвукової дефектоскопії. 6.2.7. Приймання резервуарів в експлуатацію проводять після гідравлічних випробувань резервуарів з встановленим на них обладнанням, зовнішнього огляду і встановлення відповідності наданої документації вимогам проекту. 6.2.8. Виявлені під час зовнішнього огляду дефекти необхідно усунути до проведення випробувань елементів резервуара на герметичність за допомогою вирубки і виплавки відповідних ділянок швів з наступним зварюванням. Підчеканення зварних з'єднань не допускається. 6.2.9. Перед проведенням гідравлічних випробувань резервуарів необхідно завершити роботи по влаштуванню зливової каналізації. Перед початком наповнення резервуара з колодязя зливової каналізації слід зняти кришки, а навколо колодязя спорудити огорожу. 6.2.10. Випробування резервуарів на герметичність повинно проводитися заповненням їх водою до висоти, передбаченої проектом. 6.2.11. Випробування резервуарів на міцність проводять тільки на розрахункову гідравлічну навантаження. При випробуванні резервуарів низького тиску приймається розмір надлишкового тиску на 25%, а вакуум на 50% більше проектної величини, якщо в проекті немає інших вказівок. Тривалість навантаження 30 хв. 6.2.12. При прийманні з монтажу резервуарів з металевими або синтетичними понтонами необхідно перевірити: величину зазору між стінкою резервуара і бортом понтона і щільність прилягання кільцевого затвора, затворів напрямних труб, труб ручного виміру рівня, зниженого пробоотборника ПСР і центральної стійки; стан швів і матеріалів килима (непровари, розриви, тріщини, сторонні включення, розшарування і здуття не допускаються); стан коробів, поплавців; наявність кріплення заземлення; кріплення секцій затвора з кільцем жорсткості; з'єднання смуг сітки між собою і закладення кінців сітки по периметру; наявність захисту від статичної електрики; працездатність конструкції затвора; працездатність дренажних пристроїв; працездатність рівнеміра, пробоотборника. 6.2.13. Якщо при виготовленні або монтажі понтона були допущені відступи від проекту або рекомендацій організації-розробника, прийняття слід проводити в присутності представника організації-розробника. 6.2.14. Гідравлічні випробування резервуарів з понтонами (плаваючими дахами) необхідно проводити до установки ущільнюючих затворів. При цьому необхідно в резервуарах з плаваючими дахами ретельно спостерігати за роботою рухомого сходи, дренажного пристроюта іншого обладнання. Швидкість підйому (опускання) понтона або плаваючою даху при гідравлічних випробуваннях не повинна перевищувати експлуатаційну. У початковий період наповнення резервуара водою необхідно стежити через люк-лаз за підйомом понтона. Рух понтона плаваючою даху має бути плавне, без заїдань, ривків, шуму і попадання рідини на поверхню понтона. 6.2.15. Експлуатовані на нафтобазах резервуари поділяються на вертикальні сталеві циліндричні і горизонтальні сталеві циліндричні, а також на: типові вертикальні сталеві циліндричні резервуари місткістю від 100 до 20000 м 3 із стаціонарним дахом, розраховані на надлишковий тиск 0,002 МПа; з понтоном або плавучим дахом без тиску; резервуари, призначені для експлуатації в районах Крайньої Півночі. 6.2.16. Горизонтальні надземні і підземні резервуари розраховані на надлишковий тиск 0,07 МПа при конічних днищах і 0,04 МПа - при плоских днищах. 6.2.17. Кожен експлуатується резервуар повинен: відповідати типовим проектом, мати технічний паспорт; бути постійно оснащений повним комплектом устаткування, передбаченим типовим проектомі таким, що відповідає відповідним нормативним документам; мати порядковий номер, чітко написаний на корпусі згідно з технологічною схемою резервуарного парку; номер заглибленого резервуара повинен бути вказаний на спеціально встановленій табличці. 6.2.18. На кожен резервуар повинна бути складена технологічна картавідповідно до Додатку 4. 6.2.19. Для кожного резервуара повинна бути визначена базова висота (висотний трафарет), тобто відстань по вертикалі від днища резервуара до верхнього краю замірного люка або вимірювальної труби в постійній точці вимірювання. Величину базової висоти слід перевіряти щорічно і оформляти актом, затвердженим керівництвом нафтобази. 6.2.20. Для вертикальних сталевих циліндричних резервуарів передбачається наступне обладнання: дихальні клапани; запобіжні клапани; вогневі запобіжники; прилади контролю та сигналізації; протипожежне обладнання; приймально-роздавальні патрубки; сифонний водоспускальній кран; люки-лази; люки світлові; люки замірні. Горизонтальні резервуари оснащуються додатково стаціонарно вбудованим обладнанням: підігрівниками нафтопродуктів; сходами; вимірювальними трубами та іншими необхідними пристроями. 6.2.21. Основне устаткування та арматура повинні піддаватися профілактичного оглядув наступні терміни: дихальний клапан - не рідше двох разів на місяць в теплу пору року і не рідше одного разу на 10 днів при мінусовій температурі навколишнього середовища; запобіжний гідравлічний клапан - не рідше двох разів на місяць в теплу пору року і не рідше одного разу на 10 днів при мінусовій температурі навколишнього середовища; вогневої запобіжник - при плюсовій температурі повітря - один раз на місяць, а при негативній - один раз в 10 днів; вентиляційний патрубок - один раз на місяць; пенокамери і піногенератори - один раз на місяць; прилад для вимірювання рівня і відбору середньої проби, обмежувач рівня - не рідше одного разу на місяць; приймально-роздавальні патрубки - кожен раз при прийомі-відпустці, але не рідше двох разів на місяць; перепускний пристрій на приймально-раздаточном патрубку - кожен раз при прийомі-відпустці, але не рідше двох разів на місяць; засувки (запірні) - кожен раз при прийомі-відпустці, але не рідше двох разів на місяць; люк замірний, люк світловий - при кожному користуванні, але не рідше одного разу на місяць (люки світлові без розтину); сифонний кран - кожен раз при прийомі-відпустці, але не рідше двох разів на місяць. Результати огляду і усунуті несправності обладнання і арматури резервуарів заносять в журнал за формою, затвердженою керівництвом нафтобази. 6.2.22. Для забезпечення нормальної роботи дихальних клапанів в зимовий періодроку необхідно регулярно очищати їх від інею, шар якого може досягати декількох сантиметрів і може привести до примерзання тарілок до сідел і перекриття перетину клапана. У таких випадках огляд і очистку клапанів необхідно проводити через 3-4 дня, а іноді і частіше в залежності від мінімальної температури навколишнього повітря і умов експлуатації. 6.2.23. Резервуари, які в холодний період року заповнюються нафтопродуктами з температурою нижче 0 ° С, слід оснащувати непрімерзающімі дихальними клапанами. 6.2.24. Спеціальні засоби для скорочення втрат нафтопродуктів повинні застосовуватися відповідно до проектної документації і на основі техніко-економічного обґрунтування. Пропускна спроможністьдихальної арматури повинна визначатися в залежності від максимальної подачінафтопродукту при заповненні або спорожненні резервуара з урахуванням температурного розширення пароповітряної суміші, а також з урахуванням пропарювання резервуара перед зачисткою. 6.2.25. Металеві резервуари повинні періодично зачищати: не менше двох разів на рік - для реактивного палива, авіаційних бензинів, авіаційних масел і їх компонентів, прямогонний бензинів; не менше одного разу на рік - для присадок до мастил і масел з присадками; не менше одного разу на два роки - для інших масел, автомобільних бензинів, дизельних палив, парафінів та інших аналогічних їм за властивостями нафтопродуктів. Резервуари для мазутів, моторних паливта інших аналогічних за властивостями нафтопродуктів необхідно зачищати в міру необхідності, яка визначається умовами збереження їх якості, надійної експлуатації резервуарів і устаткування. 6.2.26. Резервуари зачищають також при необхідності: зміни сорту зберігається нафтопродукту; звільнення від пірофорних відкладень, високов'язких опадів з наявністю мінеральних забруднень, іржі і води; чергових або позачергових ремонтів, а також під час проведення повної комплексної дефектоскопії. 6.2.27. Зачистку резервуарів від залишків нафтопродуктів слід проводити механізованим способом із застосуванням спеціальних засобіві пристроїв, які повинні відповідати вимогам протипожежної безпеки. 6.2.28. Зачистка резервуарів повинна виконуватися відповідно до діючої "Інструкції по зачистці резервуарів від залишків нафтопродуктів" з дотриманням "Правил з охорони праці при експлуатації нафтобаз і автозаправних станцій" ПОТ РО-112-001-95 і "Правил пожежної безпеки при експлуатації підприємств нафтопродуктозабезпечення" ВППБ 01-01-94. 6.2.29. На виробництво зачищувальних робіт оформляється наряд-допуск на виконання робіт підвищеної небезпекиза встановленою формою. До наряду-допуску повинні бути додані схеми обв'язки і встановлення зачистного обладнання, затверджені керівництвом нафтобази за погодженням з начальником пожежної охорони. 6.2.30. Залежно від призначення зачистки резервуару його дегазацію необхідно забезпечувати до вмісту парів нафтопродуктів: відповідно до ГОСТ 12.1.005, не більше 0,1 г / м 3 - для резервуарів з-під бензинів перед їх ремонтом із застосуванням вогневих робіт та іншими роботами, пов'язаними з перебуванням працівників у резервуарі без захисних засобів; не більше 2,0 г / м 3 (5% НПВ) при виконанні вогневих робіт без перебування працівників усередині резервуара; не більше 8,0 г / м 3 (20% НПВ) - для резервуарів з-під світлих нафтопродуктів перед їх оглядом, ремонтом (без застосування вогневих робіт), фарбуванням, градуировкой з доступом працівників всередину резервуара (в захисних засобах); не більше 12,5 г / м 3 (50% НПВ) - при виконанні зазначених робіт без доступу працівників всередину резервуара. Роботи, пов'язані з перебуванням працівників всередині резервуара, рекомендується виконувати при наявності витяжної вентиляції. 6.2.31. Бригада може приступити до роботи всередині резервуара в присутності відповідальної особитільки після отримання акта готовності резервуара до зачисним робіт. Перед допуском робітників в резервуар проводиться контрольний аналіз повітря на вміст в ньому парів нафтопродуктів і інших газів. Результати аналізу оформляються довідкою за формою додатка 5 і заносяться в журнал обліку аналізів концентрації парів вуглеводнів та інших газів за формою Додатка 6. Допуск в резервуар дозволяється при концентрації парів нафтопродуктів нижче ГДК відповідно до вимог ГОСТ 12.1.005. 6.2.32. Після закінчення зачисних робіт складається акт на виконану зачистку резервуара за встановленою формою. 6.2.33. Ремонт резервуарів з веденням вогневих робіт може бути розпочато тільки після оформлення наряду-допуску на виконання робіт підвищеної небезпеки та акту про готовність проведення ремонту резервуара з веденням вогневих робіт. 6.2.34. Роботи з антикорозійного захисту зовнішньої і внутрішньої поверхонь резервуарів виконуються відповідно до спеціальних інструкцій по нанесенню захисних покриттів. Як антикорозійного покриття внутрішньої поверхні резервуарів з нафтопродуктами застосовуються емалі марок ХС-717, ХС-5132, ХС-928. Як атмосферостійких покриттів зовнішніх поверхонь резервуарів застосовуються емалі марок ПФ-5135, ПФ-115 (біла), ЕФ-5144, АК-1102, АК-194, МС-17 (сіра), АС-115 і ін. Захист від корозії зовнішньої поверхні технологічних трубопроводів слід виробляти полімерним покриттямвідповідно до вимог ГОСТ 25812, а захист від корозії внутрішньої поверхні трубопроводів - за допомогою бензостійких струмопровідних емалей типу ХС або за допомогою металлізаціонних покриттів (алюмінієвих або цинкових). 6.2.35. Резервуари, що знаходяться в експлуатації, повинні періодично переглядатися обстеження і дефектоскопії для визначення їх технічного стану відповідно до "Керівництвом з обстеження та дефектоскопії сталевих вертикальних резервуарів". Обстеження і дефектоскопію резервуарів виконують спеціалізовані бригади, підготовлені до виконання певного комплексу робіт і оснащені необхідними приладами і інструментами. За результатами обстеження і комплексної дефектоскопії складається висновок про технічний стан резервуара, його придатності до ремонту та умови подальшої експлуатації. Організація, підготовка і технічне виконання ремонтних робітрезервуарів виконується відповідно до "Правил технічної експлуатації резервуарів та керівництвом по їх ремонту".

Зберігання нафтопродуктів на АЗС

Нафтопродукти на АЗС зберігаються в підземних і наземних металевих резервуарах і в тарі.

Всі зміни в розташуванні резервуарів, колонок, трубопроводів і арматури повинні проводитися відповідно до документації, затвердженої головний інженером підприємства, якому підпорядковується АЗС, і вноситися в технологічну схему АЗС.

Рівень масла в заповненому резервуарі при підігріві повинен підтримуватися на 150 ... 200 мм нижче граничного.

Зберігання легкозаймистих рідин в дрібній розфасовці дозволяється в кількості, необхідній для п'ятидобової продажу, за винятком гальмівної рідини, запаси якої в торговому залі не повинні перевищувати 20 пляшок.

Начальник або оператор АЗС повинен щодня оглядати склади, перевіряючи стан тари і упаковки.

Технічні засоби збору відпрацьованих нафтопродуктів повинні забезпечувати їх збереження при зберіганні, транспортуванні та приймально-здавальних операціях.

Прийняті відпрацьовані нафтопродукти допускається зберігати в будь-яких маркованих і градуювальних резервуарах, а також в бочках і бідонах.

Ступінь заповнення резервуарів паливом не повинна перевищувати 95% їх внутрішнього геометричного обсягу.

У багатокамерному резервуарі допускається одночасне зберігання бензину і дизельного палива в разі, якщо це передбачається ТУ і ТЕД на технологічну систему.