Устройство и эксплуатация резервуаров на АЗС

ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ КЕМЕРОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Государственное образовательное учреждение среднего

профессионального образования

Кемеровский профессионально-технический техникум

Методическая статья

Устройство и эксплуатация резервуаров на АЗС

выполнил Кожанов Сергей Евгеньевич

преподаватель технических дисциплин

Кемерово 2014 г.

Резервуары на АЗС

Одностенные резервуары

Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются подземные и наземные стальные горизонтальные или вертикальные резервуары.

Горизонтальные цилиндрические резервуары, устанавливаемые заглубленно, получили наибольшее распространение. Они выдерживают более высокие внутренние избыточные давления и разрежения по сравнению с вертикальными. Однако имеют увеличенный расход стали на 1м3 хранимого горючего и большую сметную стоимость 1м3 вместимости резервуара. Небольшая единичная вместимость вынуждает устанавливать их в большом количестве.

Вертикальные резервуары лишены этих недостатков. Они широко распространены, в основном, на нефтебазах. Появились проекты вертикальных цилиндрических резервуаров и для АЗС.

Вертикальные резервуары могут устанавливаться в железобетонных колодцах. В бетонное основание колодца закладывается швеллер для тяг крепления резервуара. Колодец закрывается перекрытием, в котором имеется отверстие для управления оборудованием резервуара.

Горизонтальные резервуары изготавливают по ГОСТ 17032 вместимостью: 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. По требованию заказчика выпускают резервуары вместимостью 4, 8, 20 и 60 м3. Маркировка: буква Р - резервуар; цифра - вместимость в метрах кубических. Горизонтальный цилиндрический резервуар состоит из обечайки (цилиндрическая часть) и двух днищ. Обечайка сваривается из нескольких царг (колец) встык или внахлестку. Днища изготавливаются плоскими, коническими, в некоторых случаях - сферическими и привариваются к обечайке, как правило, с помощью уголков.

Резервуары вместимостью до 8 м3 включительно должны изготавливаться с плоскими днищами. Для усиления конструкции внутри резервуаров по длине на расстояниях, примерно равных диаметру, привариваются кольца жесткости.

Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды. Комплект оборудования резервуара показан на рис.1.

Рис.1. Комплект оборудования резервуара:

1 - сливная линия; 2 - замерная труба; 3 - линия выдачи; 4 - дыхательная линия

Двухстенные резервуары.

Резервуары, изготавливаемые по ТУ-4034588-097-96 предназначены для хранения нефтепродуктов, плотность которых не превышает 1100 кг/м3 (рис.2).

Рис. 2. Устройство двухстенного резервуара:

1- датчик верхнего уровня горючего; 2 - предохранительный клапан системы герметичности резервуара; 3 - кран шаровой линии выдачи; 4 - муфта соединительная линии выдачи; J - крышка зачистной трубы; 6 - замерная труба; 7 - люк технологического лаза; 8 манометр системы герметичности резервуара; 9 - кран трехходовой системы герметичности резервуара; 10 технологический отсек; 11 - сливная труба; 12 - обратный клапан линии выдачи; 13 - заборная труба; 14 - зачистная труба; 15 - линия деаэрации; 16-дыхательный клапан; 17- огнепреградитсль; 18- крышка замерной трубы; 19- обратный клапан слива

Климатические условия для эксплуатации:

• температура наружного воздуха не ниже -40 °С (233 °К);

• сейсмостойкость не более 7 баллов.

При усилении дорожного покрытия резервуар допускается устанавливать под проезжей частью с нагрузкой на ось до 12,5 тонн. Резервуар устанавливается в горизонтальном положении с уклоном в сторону люка 1 %.

Котлован для установки и монтажа резервуара изготавливается по специальному проекту в зависимости от типа грунта, уровня грунтовых вод и т. д. При засыпке резервуара грунтом необходимо со всех сторон резервуара уложить слой песка зернистостью до 19 мм без острых кромок толщиной минимум 200 мм. Глубина залегания резервуара в грунте до его обечайки 0,8... 1,2 м. При минусовой температуре слой прилегающего грунта должен быть сухим, без включений льда и смерзшихся комков.

Избыточное давление в межстенном пространстве не должно превышать 0,02 МПа. Порог допустимого падения давления в межстенном пространстве 0,01 МПа. Для предотвращения превышения избыточного давления в межстенном пространстве, на резервуаре установлен предохранительный клапан с порогом срабатывания при повышении давления до 0,03 МПа

Герметичность межстенного пространства контролируется ежедневно персоналом АЗС при передаче смены с записью в журнале. При обнаружении падения давления до 0,01 МПа проводится опорожнение резервуара и пневматические испытания согласно требований НБП 111-98.

Резервуар наполняется топливом через напорный трубопровод, проложенный под землей. Напорный трубопровод на выходе в технологический отсек имеет пламегаситель, обратный клапан, муфту сливную. Напорный трубопровод должен иметь уклон в сторону технологического отсека резервуарного парка.

Для автоматического обеспечения герметичности системы наполнения, перед сливной муфтой устанавливается обратный клапан.

Пламегасительустановлен в основании сливной муфты и препятствует проходу в линию наполнения открытого огня в случае его возникновения.

Обратный клапан установлен в технологическом отсеке линии наполнения и обеспечивает ее автоматическое перекрытие в случае расстыковки с топливной цистерной. Клапан открывается за счет избыточного давления, создаваемого насосом.

Расстояние установки технологического отсека напорной линии от технологических шахт и технологического оборудования АЗС должно составлять не менее 2 м. Электромагнитный клапан напорной линии расположен в технологическом отсеке резервуара на линии наполнения и служит для автоматического перекрытия линии в случае наполнения резервуара до 95 % объема.

Датчик максимального уровня напорной линии устанавливается в технологическом отсеке резервуара и обеспечивает подачу сигнала исполнительному механизму обратного клапана с целью его перекрытия.

Линия выдачи топлива оборудована обратным клапаном типа К0.000.812.М112800ПС с условным проходом 50 мм, срабатывающим под давлением или разрежением, создаваемым насосом, и герметично закрывающимся при неработающем насосе. На выходе из резервуара линия выдачи имеет запорную арматуру, выполненную по ГОСТ 95440 и совмещенную с пламегасителем. Топливопровод заканчивается выходом в кабельный приямок "островка" ТРК. Топливопровод выполнен из полимерных материалов. Пластиковый трубопровод, на протяжении от резервуара до ТРК не имеет разъемных соединений, что обеспечивает его герметичность. Пластиковый трубопровод в технологических отсеках крепится зажимной муфтой, установленной на проходной гильзе, согласно требований НПБ 111-98. Обратный клапан устанавливается в резервуаре в начале линии выдачи на высоте от дна резервуара не более 200 мм. Кран шаровый — для перекрытия линии выдачи при проведении регламентных работ. Пламегаситель устанавливается на входе в резервуар с целью защиты его полости от проникновения пламени при аварийных ситуациях.

Резервуары типа 2РТ - двухстенные, стальные, горизонтальные, предназначены для наземного и подземного хранения автомобильных бензинов, дизельного топлива и масел. Климатическое исполнение резервуаров - УХЛ, сейсмическая стойкость - не более 8 баллов. Внутренняя поверхность резервуаров защищается от коррозии с помощью маслобензостойких покрытий типа ХС-5132, наружная - с помощью эпоксидных покрытий типа ХС-717.

Резервуары имеют две горловины со съемными крышками для размеще­ния технологического оборудования и доступа внутрь резервуара для возмож­ности очистных и профилактических работ.

Конструкция технологических колодцев, устанавливаемых над горлови­нами, предотвращает попадание атмосферных осадков и грунтовых вод. Все фланцевые соединения выполнены по принципу "шип-паз". Межстенное про­странство заполняется этиленгликолем. Резервуар комплектуется расшири­тельным бачком, емкость которого позволяет компенсировать колебания тем­пературы этиленгликоля от + 35 до -20 °С.

В комплект резервуара входят:

сливная труба с ограничителем налива;

труба замерного устройства;

трубы дыхательной линии;

трубы заборной линии;

расширительный бачок со смотровым стеклом;

уплотнительные прокладки.

Конструкция резервуара позволяет устанавливать погружной насос.

Оборудование резервуаров

Основное оборудование резервуара показано на рис. 3.

Рис. 3. Основное оборудование резервуара:

1 - топливораздаточная колонка; 2 - фланец; 3 - трубопровод подачи топлива; 4 - задвижка для нефтепродуктов; 5 -огневой предохранитель; 6 - клапан приемный; 7 - замерный трубопровод; 8 - люк замерный; 9 - клапан дыхательный совмещенный; 10-уровнемер с датчиком; 11 - трубопровод налива; 12 - огневой предохранитель; 13 — электромагнитный клапан отсечки; 14 - фильтр грубой очистки ; 15- муфта сливная; 16- сливной колодец; 17- технологическая шахта; 18- вентиляционная решетка; 19- железобетонный колодец; 20 -ложемент; 21 - зонд для определения утечек из резервуара; 22 - резервуар.

Сливное устройство используется для приема горючего из автоци­стерн и состоит из:

Быстроразъемные сливные муфты (рис.4) предназначены для соедине­ния подающего шланга автоцистерны со сливной трубой резервуара. В на­стоящее время наиболее распространены сливные муфты МС-1 и МС-1М с крышкой и эксцентриковым зажимом или шибером, который одновре­менно служит и ключом зажимной гайки. Муфты оборудованы фильтром и маслобензостойким уплотнением. Для подключения патрубка сливного шлан­га цистерны необходимо отвернуть зажимную гайку, вынуть шибер или от­крыть эксцентриковые зажимы, вставить патрубок и завернуть зажимы. Шланг отсоединяется в обратном порядке.

Сливная труба устанавливается на расстоянии от днища резервуара не более 200 мм. Для предотвращения попадания наружного воздуха, сливной трубопровод монтируют в резервуаре ниже клапана на всасывающем трубо­проводе, что дает возможность обойтись без специального гидравлического затвора.

Заборная труба монтируется в резервуаре на расстоянии от днища резервуара не менее 200 мм. На заборной трубе на резьбе присоединяется об­ратный клапан, в корпусе которого имеются впускные окна и от­верстие для направляющей штока клапана. Клапан представляет собой диск с направляющей осью. Под действием силы тяжести и столба жидкости, диск, перемещаясь по направляющей, закрывает впускные окна и препятствует сливу горючего из всасывающего трубопровода.

Рис. 4. Быстроразъемные сливные муфты. 1 - патрубок; 2 - корпус; 3 - фильтр-огнепреградитель; 4 - зажим левый; 5 — зажим правый; 6 — ось зажима (2 шт.); 7 - кольцо уплотнительное; 8 - кольцо уплотнительное; 9 - патрубок сливной.

Дыхательный клапан применяется для автоматического поддер­жания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях. Он снижает выброс паров горючего в окружающее воздушное пространство, предотвращает разруше­ние резервуара.

При повышении давления в резервуаре выше расчетного, паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу. При разрежении ниже допускаемо­го, атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство ре­зервуара.

Промышленность выпускает совмещенные механические дыхательные кла­паны (СМДК) - рис. 5. и пневмоклапаны предохранительные реверсивные (ППР) - рис. 6.

Рис. 5. Совмещенный дыхательный клапан (СМДК). 1 — клапан давления; 2 — клапан вакуума; 3 - вставка из фторопласта.

Рис. 6. Дыхательный клапан ППР.

Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства, которые перемещаются по направ­ляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления, а при избыточном разрежении - клапан вакуума.

Клапан ППР представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность паровоздушной смеси при сливе (наливе) резервуара. При изменении давления в резервуаре от рас­четного открывается соответствующий клапан и, сжимая тарировочную пру­жину, выравнивает давление в резервуаре с атмосферным.

Горловины резервуаров плотно закрывают крышками на проклад­ках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338. При от­сутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:

паронита толщиной 3...4 мм для бензина;

паронита или картона, пропитанного горячей олифой и, после просуш­ки, промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавлением небольшого количества белил - для дизельного топлива;

картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столяр­ным клеем - для масла.

В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнитель- ным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плос­кими уплотнениями.

Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован. Он открывается только при замере уровня и от­боре проб горючего.

Резервуары имеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы). Наруж­ные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Ла­кокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем.

Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсер­вированы.

Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, где указаны:

предприятие-изготовитель;

тип резервуара;

номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

год и месяц изготовления;

рабочее давление;

номинальный объем;

масса резервуара.

Дополнительное оборудование резервуаров:

Системы определения количества горючего предназначены для опреде­ления уровня взлива горючего в резервуаре с замером температуры продукта и определения количества горючего в килограммах.

Примером такой системы является автоматизированная система УГР-1М, предназначенная для измерения уровня топлива в наземных и заглубленных резервуарах, с автоматической выдачей результатов на ЭВМ. Система обслу­живает от 1 до 10 резервуаров и состоит из многоканального пульта управле­ния «Прогресс-2М», и датчиков уровня горючего.

Принцип работы основан на следящем действии поплавка, перемещаю­щегося вместе с уровнем жидкости. Поплавок через мерный шкив соединен поводками с валом датчика. Один оборот вала соответствует изменению уров­ня жидкости в 200 мм или одному обороту диска точного отсчета.

Во время работы системы при достижении предельных уровней пульт вы­дает звуковой сигнал. Оператор может определить:

текущий уровень в любом резервуаре;

значение предельных уровней в любом резервуаре;

количество подключенных датчиков;

порядок опроса датчиков.

Систему УГР-1М можно подключить к термопечатающему устройству.

Системы контроля качества состоят из различных датчиков проверки наличия подтоварной воды и механических примесей в топливе.

Системы оперативного контроля технического состояния резервуара. Ис­пользуется принцип двойного днища резервуара. При повреждении первого основного слоя днища (обечайки резервуара) срабатывает датчик, который выдает сигнал на пульт оператора.

Универсальные системы предназначены для определения количества го­рючего и контроля качества. Примером являетсясистемаTLS-350.

TLS-350 оценивает состояние резервуара и обнаруживает утечки топлива. Может контролировать большое количество датчиков утечки, включая меж­стенные датчики. Позволяет проводить тестирование резервуара, как по ко­манде оператора, так и автоматически. Систему можно запрограммировать на подачу предупредительных и аварийных сигналов переполнения, дости­жения верхнего и нижнего предельных уровней топлива и воды. Имеется воз­можность автоматической тарировки резервуаров по мере того, как в ходе отпуска топлива объем жидкости в резервуаре замеряется типовыми рабочи­ми уровнями. Система позволяет создавать отчеты по управлению реализа­цией топлива с любой регулярностью (ежедневно, посменно). Вскоре после создания этого отчета генерируется скорректированный отчет об операции. В отчете отражается фактическое количество поставленного топлива, для чего учитываются любые продажи, происходящие в процессе слива.

Система TLS-350R соединена интерфейсом с контроллером ТРК и посто­янно сравнивает изменения показаний объема резервуара с объемом топли­ва, проданного через колонки. Эти данные анализируются, чтобы можно было удостовериться в том, что все покидающее резервуар топливо продается че­рез ТРК. Тем самым обеспечивается полная безопасность гидравлической системы, так как утечки в резервуарах или соединительных трубопроводах или даже дрейф счетчика ТРК автоматически запустят предупредительную и аварийную сигнализацию.

Система применяется для контроля межстенного пространства двухстенных резервуаров. При этом используются поплавковые датчики верхнего и нижнего уровня жидкости в межстенном пространстве.

Эксплуатация резервуаров

Установка резервуаров в грунт

Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности земли или под землей. Максимально допустимое заглубление (расстояние от поверхно­сти земли до верха обечайки) - 1,2 метра.

Заглубленные резервуары уменьшают пожарную опасность и сокращают потери горючего от испарения.

Рис. 7. Установка стальных горизонтальных резервуаров при высоком уровне грунтовых вод.

1 - бетонный фундамент; 2 - резервуар; 3 - колодец резервуарного оборудования; 4 - опора из кирпича (бетона); 5 - стальные хомуты.

Для доступа к оборудованию над горловиной резервуара устанавливает­ся колодец из бетона или кирпича. Вокруг стенки колодца устраивается гли­няный замок толщиной 0,2 м. При угрозе затопления колодец снизу заливает­ся цементным раствором.

Высота колодца над грунтом должна быть не менее 0,15 м. Через стенку или крышку колодца могут выводиться трубопроводные коммуникации. На колодец крепится одно- или двухскатная крышка с петлями для закрытия и пломбировки. На крышке колодца должны быть надписи с указанием поряд­кового номера резервуара, базовой высоты (высотного трафарета) и марки хранимого продукта.

Защита резервуаров от коррозии

Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуа­тационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их служ­бы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приве­сти к потерям топлива и авариям.

Основные способы защиты внутренних поверхностей стальных резервуа­ров от коррозии:

нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий;

применение электрохимической катодной защиты;

использование ингибиторов коррозии.

Выбор того или иного метода зашиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом топлива и технико-экономическими показа­телями.

Работы по защите металлоконструкций от коррозии должны соответство­вать требованиям Указаний по защите резервуаров от коррозии «Правил тех­нической эксплуатации резервуаров».

Противокоррозионное покрытие внешних поверхностей состоит из одно­го слоя праймера (грунтовки) и двух слоев битумной изоляции.

При временной установке резервуаров и прокладке трубопроводов в су­хих грунтах (на срок 1...2 года) допускается нанесение только двух или трех­слойного праймерного покрытия без слоя нефтебитума.

Для приготовления праймера берется одна часть нефтебитума марки 3 или 4 на три части бензина (по объему). Нефтебитум нагревается до температуры 170...200 °С, хорошо перемешивается. После охлаждения его до 50...70 °С в него наливается бензин, и смесь перемешивается до полного растворения неф­тебитума.

Битумная изоляция изготавливается из 85 % битума марки 4 или смеси марок 3 и 5 и 15 % каолина или молотого известняка. Изоляция наносится в два слоя толщиной 1,5...2 мм каждый, с помощью кисти.

Определение количества горючего

В соответствии с требованиями ГОСТ 2.601 на каждый резервуар, должен составляться паспорт и градуировочная таблица для определения объема го­рючего в зависимости от высоты наполнения, Градуировку резервуаров про­водят в соответствии с ГОСТ 8.346.

К градуировочным таблицам прилагают исходные и расчетные величи­ны: полная вместимость, площадь зеркала, поправки на неровности днища и корпуса, внутреннее оборудование и т. д. Поправки на неровности днища и корпуса проверяют при каждом опорожнении резервуара, акт проверки при­лагают к градуировочным таблицам.

При градуировке резервуара должен быть определен его высотный тра­фарет - расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего среза за­мерного люка в постоянном месте замера. Величина высотного трафарета проверяется ежегодно.

Градуировку производят двумя методами: объемным и геометрическим.

При объемном методе в резервуар заливают точно отмеренные объемы жидкости и определяют высоту наполнения. Метод точен, но длителен и тех­нически трудно осуществим для резервуаров большой вместимости вследствие неизбежного колебания температуры и объема жидкости в процессе градуи­ровки. Метод приемлем для резервуаров небольшой вместимости.

При градуировке горизонтальных резервуаров учитывают непостоянство площади зеркала жидкости при изменении высоты наполнения и различную форму днищ (плоскую, сферическую, коническую). При конических и сфери­ческих днищах зависимость возрастания объема наполненной части от высо­ты нелинейная.

Геометрический метод наиболее доступен и легко технически осуществим, поэтому является основным.

Порядок градуировки горизонтальных резервуаров объемным и геомет­рическими методами изложен в ГОСТ"8.346 «Резервуары стальные горизон­тальные. Методы и средства поверки». В этом стандарте приведены значения коэффициентов заполнения, определяемые по отношению высоты наполне­ния к диаметру резервуара.

Замер количества горючего проводится при приеме-выдаче, снятии ос­татков, контроле за герметичностью резервуаров.

Для замера необходимы: рулетка с лотом или метрошток, водочуствительная лента или паста, пробоотборник, цилиндр стеклянный или металличес­кий для определения плотности, набор нефтеденсиметров, кусковой мел, чис­тая сухая ветошь и взрывобезопасный электрический фонарь (для темного время суток).

Высота наполнения горючим горизонтальных резервуаров замеряется ру­леткой или метроштоком в двух противоположных точках горловины по осе­вой линии. Предварительно убеждаются в отсутствии воды.

Объем горючего в резервуарах определяют с учетом наличия подтовар­ной воды или льда при помощи высотных трафаретов. Наличие льда опреде­ляют по несовпадению постоянного и фактического высотных трафаретов, толщину слоя - по их разности, а высоту слоя горючего - по смоченной части метрштока. Вычисляют вначале общий объем горючего и льда (воды) по сум­марной высоте, затем объем льда (воды), который вычитается из общего объе­ма.

Слив нефтепродуктов из автоцистерн

Горючее сливают из автомобильных цистерн самотеком или с помощью насосов.

Запрещается слив с помощью ведер, открытых желобов и другими спосо­бами, при которых возможны потери и загрязнение горючего. Автомобиль- цистерну устанавливают с наклоном в сторону сливного устройства.

Слив горючего в резервуары допускается только через сливной фильтр в присутствии оператора и водителя. Перед сливом оператор обязан:

убедиться в исправности резервуара и его дыхательной системы, а так­же в соответствии сливаемого горючего с горючим в резервуаре;

проверить правильность оформления документов;

проверить исправность цистерны, наличие средств пожаротушения и паспорта качества на горючее;

измерить уровень и температуру горючего в резервуаре;

определить плотность и высоту налива горючего и наличие воды в цис­терне (в опломбированных цистернах подтоварную воду не определяют, а про­веряют сохранность пломб).

Результаты измерений должны быть отмечены в товарно-транспортной накладной и сменном отчете. В накладной указывается время (часы и мину­ты) заполнения автоцистерны.

Горючее из автоцистерны должно быть слито полностью, в чем лично должен убедиться оператор, осмотрев цистерну после слива.

Техническое обслуживание

Для поддержания резервуаров в исправном состоянии и предотвращения аварий проводятся следующие плановые работы:

ежедневное техническое обслуживание (ТО);

профилактическое обслуживание;

ремонт резервуаров и их оборудования;

зачистка резервуаров от воды, грязи и ржавчины.

Особое внимание при ежедневном техническом обслуживании уделяется состоянию сварных швов и запорной арматуры. При появлении трещин в сварных швах или в основном металле резервуар немедленно опо­рожняется и ремонтируется.

Замеченные недостатки при проведении профилактического обслужива­ния устраняются на месте.

Оборудование резервуаров должно подвергаться осмотрам по графику ТО и ППР, разработанному в соответствии со сроками эксплуатационных осмот­ров. Результаты осмотров регистрируются в журнале ремонтов оборудования.

Сроки осмотра оборудования резервуаров

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому об­следованию и дефектоскопии для определения их технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по про­верке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров

Зачистка и ремонт резервуаров

Резервуары АЗС должны зачищаться в следующие сроки (ГОСТ 1510):

1 раз в два года - резервуары для автобензина и дизельного топлива и масел без присадок;

1 раз в год - резервуары для масел с присадками.

Резервуары зачищаются перед ремонтом и перед заливом горючего, если остаток горючего некондиционный или заливаемый продукт более высокого качества. При зачистке резервуара применяется омедненный инструмент. За­чищаются резервуары механическим способом или вручную.

Зачистка проводится под надзором должностного лица, назначенного ру­ководством, в светлое время суток, лицами, допущенными к этой работе при­казом по предприятию.

Перед началом работ рабочие должны быть проинструктированы по пра­вилам ведения зачистки, мерам оказания первой помощи при несчастных слу­чаях и технике безопасности. Инструктаж проводится на рабочем месте руко­водителем работ под роспись в журнале инструктажа по технике безопаснос­ти.

Работы по зачистке резервуаров вручную проводятся с применением средств индивидуальной защиты:

шлангового противогаза ПШ-1 (ПШ-2);

спасательного пояса с веревкой;

брезентового костюма;

перчаток и резиновых сапог.

При зачистке применяются осветительные приборы только во взрывобезопасном исполнении. Включение и выключение фонарей прово­дится вне резервуара. На месте работ должна быть медицинская аптечка, за­пасной комплект ПШ и выставлен противопожарный пост.

Для зачистки вручную выделяется не менее 3 человек, из которых двое посменно работают в резервуаре, а третий, наиболее опытный, обязан нахо­диться около горловины для контроля, в готовности оказать необходимую помощь. Через каждые 15 минут рабочий выходит из резервуара для отдыха на свежем воздухе.

Качество зачистки проверяется визуальным осмотром внутренней повер­хности резервуара с последующим составлением акта.

Текущий ремонт проводится не реже одного раза в шесть месяцев,

средний - не реже одного раза в год.

Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

При подготовке к ремонту резервуар дегазируется до взрывобезопасной концентрации паров горючего путем пропарки или промывки сильной стру­ей воды и тщательного проветривания. Концентрация паров в резервуаре

проверяется с помощью газоанализатора.

Список используемой литературы:

Коваленко, В.Г. Автозаправочные станции: Оборудование, эксплуатация, безопасность / В.Г. Коваленко, А. С. Сафонов, А. И. Ушаков. – М.: Изд-во НПИКЦ, 2011. – 280 с.

Волгушев, А. Н. Автозаправочные станции: Оборудование. Эксплуатация/ А. С. Сафонов, А. И. Ушаков. - СПб.: ДНК, 2001. - 176 с.

Список интернет источников:

Техническая литература [Электронный ресурс]. –http//www.tehlit.ru ,– (Дата обращения: 18.10.2014).

Википедия – свободная энциклопедия [Электронный ресурс]. - http://wikipedia.org . - (дата обращения: 18.10.2014). 

Большая энциклопедия нефти и газа [Электронный ресурс].- http://www.ngpedia.ru. – (Дата обращения: 18.10.2014).

Адрес публикации: https://www.prodlenka.org/metodicheskie-razrabotki/73471-ustrojstvo-i-jekspluatacija-rezervuarov-na-az