Как недопустимо дегазировать резервуары суг
Перейти к содержимому

Как недопустимо дегазировать резервуары суг

  • автор:

136. Как недопустимо дегазировать резервуары СУГ?

Приказ Ростехнадзора № 530 п. 243. Дегазация резервуаров должна быть проведена после отсоединения их от газопроводов паровой и жидкой фаз СУГ с помощью заглушек путем их пропаривания и продувки инертным газом или заполнения теплой водой.

Комментарии

Новый комментарий

На вопрос ещё не добавлено комментариев. Нашли ошибку или считаете, что вопрос некорректно составлен? — расскажите об этом.

Оставлять комментарии могут только зарегистрированные пользователи

Активируйте «полный доступ», чтобы убрать всю рекламу на сайте

Нашли ошибку или есть предложения? — напишите нам

RU2317478C2 — Способ удаления газа из сосуда при выводе его из эксплуатации — Google Patents

Publication number RU2317478C2 RU2317478C2 RU2005108486/06A RU2005108486A RU2317478C2 RU 2317478 C2 RU2317478 C2 RU 2317478C2 RU 2005108486/06 A RU2005108486/06 A RU 2005108486/06A RU 2005108486 A RU2005108486 A RU 2005108486A RU 2317478 C2 RU2317478 C2 RU 2317478C2 Authority RU Russia Prior art keywords gas vessel water vessels cargo Prior art date 2005-03-18 Application number RU2005108486/06A Other languages English ( en ) Other versions RU2005108486A ( ru RU2317478C9 ( ru Inventor Юрий Алексеевич Мокеев Original Assignee Юрий Алексеевич Мокеев Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.) 2005-03-18 Filing date 2005-03-18 Publication date 2008-02-20 2005-03-18 Application filed by Юрий Алексеевич Мокеев filed Critical Юрий Алексеевич Мокеев 2005-03-18 Priority to RU2005108486/06A priority Critical patent/RU2317478C9/ru 2006-08-27 Publication of RU2005108486A publication Critical patent/RU2005108486A/ru 2008-02-20 Publication of RU2317478C2 publication Critical patent/RU2317478C2/ru 2008-06-10 Application granted granted Critical 2008-06-10 Publication of RU2317478C9 publication Critical patent/RU2317478C9/ru

Links

Images

Abstract

Изобретение относится к эксплуатации сосудов, применяемых в производстве, переработке, накоплении, транспортировании и использовании сжатых и сжиженных газов различного назначения, во всех отраслях промышленности, техники и хозяйства. При выводе из эксплуатации внутреннюю полость сосуда в верхней ее части сообщают с технологической линией, а в нижнюю часть внутренней полости сосуда подают воду под давлением, вытесняют и удаляют из сосуда содержащийся в нем газ, возвращая его в технологическую линию. После этого подачу воды прекращают, внутреннюю полость сосуда в верхней ее части от технологической линии отключают и сообщают с атмосферой, а в нижней части внутреннюю полость сосуда соединяют с выпускным патрубком, через который выводят из сосуда воду. Способ позволяет при выводе сосудов из эксплуатации исключить расходы продувочного инертного газа на продувку сосудов, избежать потерь рабочего (товарного) газа, снизить затраты на производство газовых анализов, повысить безопасность при удалении из сосудов горючих пожаровзрывоопасных и токсичных газов, повысить экологическую безопасность. 7 ил.

Description

Изобретение относится к эксплуатации сосудов для сжатых и сжиженных газов различного назначения:

сосудов для сжатых и сжиженных газов, применяемых в различных отраслях промышленности, техники и хозяйства, для приема, хранения, транспортирования, газоснабжения и раздачи газов потребителям;

аккумуляторов сжатых газов, используемых в газонаполнительных компрессорных станциях, автогазозаправщиках, в технологических линиях производства, переработки, накопления и использования газов;

грузовых емкостей (цистерн и грузовых танков) всех типов напорных, рефрижераторных и полурефрижераторных судов-газовозов, в том числе ледового плавания, а также подводных судов-газовозов, для морских перевозок надводным, подводным и подледным путем сжиженных нефтяных газов, безводного аммиака, винилхлорида, этилена, природного газа (на судах-метановозах) и других сжиженных газов, в том числе наиболее опасных для окружающей среды и всего живого, таких как хлор и т.п.;

наземных резервуаров-хранилищ береговых терминалов в портах отправления и приема вышеупомянутых грузов;

резервуаров плавучих заводов сжижения газов и плавучих хранилищ.

Наиболее эффективно применение изобретения при эксплуатации сосудов для горючих пожаровзрывоопасных, токсичных, дорогостоящих редких газов, газов и смесей газов высокой чистоты.

При выводе сосудов из эксплуатации для производства периодических технических освидетельствований, замены и ремонта арматуры, замены отдельных поврежденных сосудов (например, баллонов) аккумуляторных блоков, представляющих собой батарею баллонов, для инспекционных осмотров, ремонтов грузовых емкостей судов-газовозов и резервуаров требуется полностью удалить из сосудов содержащийся в них рабочий, перевозимый или товарный газ и заполнить сосуды атмосферным воздухом. При этом в сосудах, из которых удаляются горючие газы, необходимо исключить возможность образования взрывоопасных смесей этих газов с воздухом. Те же задачи возникают и в связи со сменой одного вида перевозившегося сжиженного газа другим грузом, химически не совместимым с предыдущим, при выводе грузовых емкостей судов-газовозов из эксплуатации с прежним грузом в процессе их технологической подготовки при замене разнородных грузов.

Способы удаления газа из сосудов известны. Удаление осуществляют продувками, вакуумированием, вытеснением и другими способами.

Так, при выводе из эксплуатации сосудов промышленного назначения, например, аккумуляторов газа, состоящих из батареи баллонов в технологической линии, сначала расходуют содержащийся в баллонах газ. Однако газ не может быть израсходован полностью, но только до некоторого пониженного уровня давления. Затем приходиться чаще всего сбрасывать его в атмосферу, до уровня атмосферного давления, потом производятся продувки аккумулятора в атмосферу воздухом или инертным газом, а затем воздухом (во избежание образования взрывоопасной смеси, если рабочий газ — горючий), с неоднократными в процессе продувок газовыми анализами внутренней среды: на концентрацию рабочего газа в газовоздушной среде или в смеси с инертным газом, а затем в смеси с инертным газом и воздухом. При этом из-за образования застойных зон обычная продувка всей батареи баллонов, аналогичная продувке трубопроводов, практически невозможна, так как продувочный газ проходит по наикратчайшему пути, не воздействуя на весь внутренний объем аккумулятора. В связи с этим результаты газовых анализов не всегда достоверно отражают состав среды во всем объеме аккумулятора и вывод сосудов из эксплуатации небезопасен.

При выводе из эксплуатации грузовых емкостей судов-газовозов для транспортирования сжиженных, в частности, горючих газов, после выгрузки жидкой фазы груза, продувкой вначале осуществляют инертизацию грузовых емкостей — замещение содержащихся в них паров груза инертным (нейтральным) газом, препятствующим образованию воспламеняющихся смесей и не вступающим в реакцию с удаляемыми парами груза. Инертный газ вдувают в емкости в больших количествах и с большой скоростью, он активно перемешивается с парами груза за счет турбулизации и газовая смесь удаляется из грузовых емкостей в атмосферу через вентиляционную колонну или мачту, либо она подается на факел. После этого тем же способом продувки проводят дегазацию грузовых емкостей, т.е. замену инертной среды атмосферным воздухом, до безопасного для людей состава по концентрации вредных примесей. Газовая смесь при этом удаляется в атмосферу. Процессы продувок сопровождают отбором проб и контролем инертизации и дегазации.

При смене одного вида сжиженного газа, перевозившегося на судне-газовозе, другим грузом, химически не совместимым с предыдущим, удаление газа из грузовых емкостей при выводе их из эксплуатации с прежним грузом выполняют аналогичным образом. После выгрузки жидкой фазы груза продувкой проводят инертизацию, т.е. замещение паров прежнего груза инертным газом, затем проводят дегазацию: грузовые емкости продувают воздухом.

При вакуумировании в грузовых емкостях создают вакуум, затем в них подают заменяющий газ и смесь удаляют. Заменяющий газ — сначала инертная среда, потом — воздух. Оба процесса повторяют по несколько раз до получения нужного состава газовой среды в емкостях.

Известны и другие способы удаления газа из сосудов, в частности, из грузовых емкостей судов-газовозов — дегазацией их воздухом, без проведения инертизации. Проводится вакуумирование и последующий впуск воздуха.

Недостатками известных способов являются значительные расходы продувочных инертных газов, потери рабочих, товарных или транспортируемых газов, затраты на выполнение многочисленных газовых анализов, загрязнение воздушного бассейна сбросами в атмосферу токсичных, горючих и взрывоопасных газовых и газовоздушных смесей, которые к тому же не исключают опасность их воспламенения в окружающей воздушной среде.

В отношении грузовых емкостей судов-газовозов необходимо отметить также следующее. Вывод их из эксплуатации с удалением газа производится в портах приема грузов сжиженных газов. Судовые установки, производящие генераторные инертные газы, загрязняют окружающую среду, поэтому их эксплуатация во время пребывания судов-газовозов в акватории порта запрещена по экологическим соображениям. В связи с этим, в качестве инертного газа, как правило, используется азот, подаваемый с берега, а стоимость азота и услуг терминалов удорожает вывод из эксплуатации грузовых емкостей судов-газовозов. При выводе из эксплуатации и удалении из грузовых емкостей горючих и токсичных газов тяжелее воздуха (таких как пары сжиженных нефтяных и других газов), которые не разрешается сбрасывать в атмосферу, неизбежно загрязнение акватории и воздушного бассейна при вытеснении смесей этих газов с инертным газом в забортную воду.

Способ удаления газа из сосудов вакуумированием пригоден не для всех сосудов, но только для тех из них, в частности, грузовых емкостей судов-газовозов, которые допускают понижение давления внутренней среды ниже атмосферного, к тому же этот способ увеличивает энергозатраты для работы оборудования.

При удалении горючих газов из грузовых емкостей судов-газовозов способом дегазации их воздухом, без проведения инертизации, возможно образование в моменты впуска воздуха в отдельных местах внутренней полости емкостей кратковременно существующих во взрывоопасной концентрации газовоздушных смесей, что однако чревато тяжелыми последствиями.

Наиболее близкими аналогами изобретения являются способ дегазации водой грузовых емкостей судов-газовозов после перевозки сжиженного аммиака (перед погрузкой в них другого вида груза), а также способ освобождения от сжиженного нефтяного газа наземных резервуаров при подготовке их ко внутреннему осмотру и ремонту.

По окончании выгрузки сжиженного аммиака давление паров груза выравнивается с атмосферным путем отвода паров по системе газоотвода или в воду (за борт). После этого грузовые емкости заполняются водой при открытых клапанах на трубопроводах системы газоотвода. Аммиак частично растворяется в воде, а частично вытесняется из емкостей в атмосферу или в забортную воду. После полного заполнения емкостей водой ее откачивают вместе с растворившимся аммиаком за борт. Затем производится зачистка грузовых емкостей, после которой они вместе с обслуживающими трубопроводами продуваются сухим воздухом [1].

Освобождение резервуаров от сжиженного нефтяного газа осуществляют следующим образом. Через дренажную линию удаляют из резервуара отстой воды и тяжелых остатков, затем перекачивают жидкую фазу, после чего откачивают паровую фазу до избыточного давления не менее 0,05 МПа. Отключив резервуар от трубопроводов жидкой и паровой фаз, оставшиеся в резервуаре пары сжиженного газа вытесняют через свечу в атмосферу водой, которой заполняют резервуар, а потом удаляют из резервуара [2].

Недостатками обоих способов являются потери товарного газа, загрязнение воздушного и водного бассейнов токсичными, горючими и взрывоопасными газами, опасность воспламенения в окружающей воздушной среде горючих газов, вытесняемых в атмосферу, грубое нарушение правил безопасности при удалении из сосудов токсичных и горючих газов тяжелее воздуха, которые запрещается стравливать в атмосферу.

Целью изобретения является устранение указанных недостатков: решение технических задач безопасного удаления из сосудов газа и наполнения их атмосферным воздухом наиболее рациональным, экономичным и экологически чистым способом.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе удаления газа из сосуда вытеснением водой в качестве объемного пространства для удаляемого газа используют газосодержащий объем технологической линии и после удаления газа сообщение с технологической линией внутренней полости сосуда перекрывают, а сообщение ее с атмосферой устанавливают после этого.

На фиг.1-7 приведены примеры осуществления и использования предложенного способа.

На фиг.1 изображена принципиальная газовая схема аккумулятора газа автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС) для заправки газобаллонного автотранспорта сжатым природным газом, используемым в качестве моторного топлива.

Аккумулятор состоит из двух групп сосудов (баллонов) 1 и 2, он подключен трубопроводом 3 входа-выхода газа к нагнетательному трубопроводу технологической линии, а патрубком 4 — к трубопроводу дренажа и возврата газа в технологическую линию АГНКС (на схеме не показаны). Трубопровод дренажа и возврата газа служит, в частности, для перепуска (возврата) газа из аккумулятора во всасывающий трубопровод компрессорных установок (КУ), на вход технологической линии в фильтр-сепаратор (ФС) и в магистраль газоснабжения (МТС) станции. Вывод сосудов из эксплуатации может производиться без остановки АГНКС, при работе которой вентили 5-6 открыты, остальные — закрыты.

При выводе из эксплуатации и удалении газа из сосудов для технического переосвидетельствования, замены отдельных сосудов, арматуры и ее ремонта отключается одна из групп сосудов (например, 1) перекрытием левого вентиля 5 и правого вентиля 6. При этом не требуется остановка работы станции, все технологическое оборудование продолжает работать с половинной емкостью аккумулятора и производить заправку автотранспорта. Открытием вентиля 7 внутренние полости сосудов 1 в верхней их части сообщают с технологической линией и газ высокого давления перепускается из отключенной группы сосудов по обводному трубопроводу 8, через редукционный клапан 9, патрубок 4 в трубопровод дренажа и возврата газа в технологическую линию, пока давление в сосудах группы 1 не снизится до уровня входного давления в МГС. Открыв вентиль 10, в сосуды группы 1 подают воду: в зависимости от величины давления в МГС и давления в водопроводной сети или непосредственно от водопровода, или через промежуточный повысительный насос (ПН), входящий в комплект поставки АГНКС. Водой, заполняющей сосуды, вытесняют из сосудов содержащийся в них газ и удаляют его в технологическую линию, передавливая газ по обводному трубопроводу 8 в трубопровод дренажа и возврата газа в технологическую линию. Когда вода поднимется до уровня указателя 11, подачу воды прекращают, отключив ПН и (или) перекрыв вентиль 10, и сообщение с технологической линией внутренних полостей сосудов перекрывают, закрыв вентиль 7. После этого внутренние полости сосудов в нижней их части соединяют с выпускным патрубком вентиля 12, открыв этот вентиль, и устанавливают сообщение с атмосферой внутренних полостей сосудов в верхней их части, открыв резьбовую заглушку 13. Через выпускной патрубок вентиля 12 выводят из сосудов воду, которая сливается в технологический отстойник. После этого возможны демонтаж верхней трубопроводной обвязки отключенной группы сосудов (исключая левые вентили 5, 7), производство внутреннего осмотра, замена отдельных сосудов и арматуры на отключенной группе, а также нижней арматуры, кроме вентилей 14 и 6 (правого), и т.д. Таким же образом удаляется газ из другой группы сосудов 2 при выводе их из эксплуатации.

Представленная схема обеспечивает выполнение самых жестких требований к влагосодержанию товарного газа, предъявляемых, например, в зимний период, несмотря на то, что при выводе группы сосудов из эксплуатации и удалении из них газа имеет место контакт газа с поверхностью воды в сосудах. Этот контакт мог бы привести к недопустимому повышению влагосодержания газа, возвращаемого в технологическую линию, но этого не происходит, так как газ возвращается на вход технологической линии АГНКС, которая содержит не только ФС для отделения капельной влаги, но в частности, и оборудование осушки газа, включаемое в зимний период.

На фиг.2 приведена аналогичная предыдущей схема аккумулятора газа промышленного назначения для тех условий, когда отсутствуют особые требования к влагосодержанию газа и контактом с водой газа, удаляемого из сосудов в технологическую линию, можно пренебречь.

При выводе из эксплуатации одной из групп сосудов вначале расходуют газ в обеих группах, чтобы снизить, по возможности, давление. Затем газ из одной группы сосудов удаляют аналогичным вышеописанному способом, передавливая его водой в другую группу сосудов, через открытый вентиль 15, и возвращая таким образом в технологическую линию, частью которой является и сам аккумулятор.

На фиг.3-4 показано удаление газа из сосуда для сжатого или сжиженного газа (например, диоксида углерода) при выводе из эксплуатации.

Верхними патрубками сосуд соединен с технологической линией: вертикальным — для приема, а также для возврата, боковым — для использования сжатого или сжиженного газа. До вывода из эксплуатации вся запорная арматура сосуда закрыта. Вывод из эксплуатации сосуда, содержащего сжиженный газ, производят после израсходования массы жидкой фазы, испаряющейся внутри сосуда по мере расходования паров, когда в сосуде остается только газовая фаза испарившегося остатка сжиженного газа с минимальным избыточным давлением.

Внутреннюю полость сосуда 16 (фиг.3) в верхней ее части сообщают с технологической линией, открыв вентиль 17. С помощью шланга 18, присоединяемого к патрубку специальной заглушки 19 сосуда, в сосуд подают воду, открыв кран 20 на заглушке. Водой, заполняющей сосуд, уровень которой поднимается снизу вверх, вытесняют содержащийся в сосуде газ и удаляют его в технологическую линию по трубопроводу 21. Как только вода поднимется до уровня указателя 22, подачу воды прекращают, закрывают кран 20 и перекрывают сообщение внутренней полости сосуда с технологической линией, закрыв вентиль 17. После этого снимают с патрубка заглушки 19 шланг (фиг.4), внутреннюю полость сосуда в нижней ее части соединяют с выпускным патрубком вентиля 23, а в верхней части устанавливают ее сообщение с атмосферой, открыв соответственно вентиль 23 и кран 20. Через выпускной патрубок вентиля 23 выводят из сосуда воду, слив ее в канализацию.

На фиг 5-6 приведен пример осуществления предложенного способа удаления газа из сосудов с одной верхней горловиной, предназначенных для сжатых или сжиженных газов, при выводе сосудов из эксплуатации.

До вывода из эксплуатации вся запорная арматура сосуда закрыта. Вывод из эксплуатации сосуда, содержащего сжиженный газ, производится после израсходования массы жидкой фазы, испаряющейся внутри сосуда по мере расходования паров, когда в сосуде остается только газовая фаза испарившегося остатка сжиженного газа с минимальным избыточным давлением.

Внутреннюю полость сосуда 24 (фиг.5а, 6) в верхней ее части сообщают, открыв вентиль 25, с технологической линией, к трубопроводу которой для перепуска и возврата газа присоединен сосуд патрубком 26. Через патрубок 27 в сосуд подают воду, открыв угловой вентиль 28. Водой, заполняющей сосуд через центральную трубку 29, вытесняют из сосуда содержащийся в нем газ через открытый вентиль 25, патрубок 26 и удаляют (возвращают) его в технологическую линию. Как только вода поднимется до уровня указателя 30, закрывают вентиль 28, прекращают подачу воды и перекрывают сообщение внутренней полости сосуда с технологической линией, закрыв вентиль 25. После этого внутреннюю полость сосуда в нижней ее части (у нижнего торца центральной трубки 29) соединяют с патрубком 27, а в верхней части устанавливают ее сообщение с атмосферой, открыв соответственно вентиль 28 и устройство 31. Через патрубок 27 выводят из сосуда воду, переключив трубопровод, присоединенный к патрубку 27, на слив воды, которая может быть откачана или слита самотеком, если выпускной патрубок трубопровода, присоединенного к патрубку 27 и заполненного водой, будет расположен ниже уровня днища сосуда.

При повышенных требованиях к влагосодержанию газ, возвращаемый в технологическую линию через патрубок 26, при удалении газа из сосуда и выводе его из эксплуатации должен направляться на вход оборудования для осушки газа. Кроме того, для осушки внутренних поверхностей выведенного из эксплуатации сосуда трубопровод, присоединенный к патрубку 27, необходимо переключить на подачу в сосуд «обратным путем» сухого подогретого воздуха, выходящего в атмосферу через открытое устройство 31, а конструкцию снабдить гидрофильной вставкой 32 (фиг.5б).

Предложенный способ может быть осуществлен и для удаления газа из группы сосудов, имеющих по одной горловине, при выводе их из эксплуатации, если присоединительные отверстия их головок, снабженных центральными трубками, соединить соответствующим образом трубопроводными обвязками с арматурой.

На фиг.7 показан один из примеров осуществления предлагаемого способа удаления газа из грузовых емкостей судов-газовозов при выводе их из эксплуатации. На представленной упрощенной схеме вкладной призматической грузовой цистерны рефрижераторного судна-газовоза для перевозки сжиженного газа (например, метана) изображена только часть оборудования и трубопроводов некоторых систем.

Вывод из эксплуатации должен производиться при плюсовых температурах окружающего воздуха в порту выгрузки сжиженного газа. После швартовки к разгрузочной эстакаде причала производятся подключения внешних трубопроводов, соединяющих судно с береговым терминалом, подключаются, в частности, трубопровод сжиженного газа — к патрубку клапана (вентиля) 33 цистерны 34 судна, трубопровод паров груза — к патрубку клапана 35. Все изображенные на схеме клапаны при этом закрыты. После подготовки внешних трубопроводов к грузообработке приступают к выгрузке сжиженного газа, для чего открывают клапаны 33, 35, дистанционно управляемые клапаны 36, 37 и включают погружные насосы 38. Выгрузка производится таким образом судовыми средствами — погружными насосами 38 через их приемные патрубки 39, напорные трубопроводы 40, через открытые дистанционно управляемые клапаны 37 и клапан 33. При этом пары груза по линии возврата поступают с терминала через патрубок клапана 35 по трубопроводу 41 в паровое пространство цистерны и автоматически поддерживается необходимое избыточное давление в цистерне. При снижении уровня жидкого груза до приемных патрубков 39 насосов 38 насосы отключают, закрывают дистанционно управляемые клапаны 37 и производят зачистку цистерны, вытесняя давлением поступающих в цистерну паров груза остатки сжиженного газа из сточных колодцев 42 через приемные патрубки 43 со специальными насадками, трубопровод 44 и невозвратно-запорный клапан 45 зачистной системы. После зачистки закрывают клапаны 33, 35, 36. Оставшиеся в цистерне пары груза подвергают циркуляции судовыми средствами через подогреватель для плавного повышения температуры цистерны и грузовых систем до плюсовых значений. Для этого в судовой подогреватель (на схеме не показан) подают паровую фазу или регазифицированные пары груза и открывают дистанционно управляемый трехходовой клапан 46, соединяющий трубопровод 47 с трубопроводом 41. Подогретые пары груза, поступающие от подогревателя в трубопровод 47, направляются через клапан 46 и трубопровод 41 во внутреннюю полость цистерны. Открывают дистанционно управляемый трехходовой клапан 48, взаимно сблокированный с клапаном 46, соединяющий внутреннюю полость цистерны с трубопроводом 49, а также открывают дистанционно управляемые клапаны 37 и 50. Поступающие в цистерну подогретые пары груза направляются по выходе из нее трубопроводом 49 опять в подогреватель, откуда они снова поступают подогретыми в цистерну, возвращаясь в нее тем же путем и циркулируя таким образом в замкнутом судовом контуре подогрева. При этом подогретые пары груза поступают по трубопроводу 41 в верхнюю часть купола цистерны, проходят сверху вниз до нижней части внутренней полости цистерны, откуда они попадают в приемные патрубки 39, 43 грузовой и зачистной систем, а также в перфорированные трубы 51 и, поднимаясь снизу вверх по трубопроводам 40, 44 и 52, проходя через открытые дистанционно управляемые клапаны 37, 50, через невозвратно-запорный клапан 45 направляются в дистанционно управляемый трехходовой клапан 48.

Таким образом производится подогрев парами груза всех поверхностей цистерны, трубопроводов и арматуры, контактировавших с низкотемпературным грузом, причем во всех четырех отсеках цистерны, разделенной продольной непроницаемой переборкой и поперечной переборкой отбойного типа, поскольку оборудование грузовой и зачистной систем расположено по обе стороны не только продольной, но и поперечной переборок, как бы в диагонально противоположных отсеках, а на схеме, для наглядности и удобства, все оборудование условно изображено так, словно оно находится по одну сторону поперечной переборки. После прогрева цистерны и грузовых систем подогрев и циркуляцию прекращают, закрывают дистанционно управляемые трехходовой клапан 48 и клапаны 37. К патрубку 54 подсоединяют внешний трубопровод водоснабжения, открывают клапан 55 и с помощью береговых средств через фильтры очистки от механических примесей на судно подается пресная мягкая вода, которая поступает через открытые клапаны 55, 50, трубопроводы 52 и перфорированные трубы 51 во внутреннюю полость цистерны. Вода, заполняя цистерну, вытесняет газ (пары груза), содержащийся в ней, по трубопроводу 41 через дистанционно управляемый трехходовой клапан 46 в трубопровод 47, из которого газ (учитывая его влажность) направляют или для судовых нужд, или в установку повторного сжижения газа. По мере заполнения цистерны переходят на малые и сверхмалые подачи (расход) воды, регулируя (уменьшая) подачу с помощью береговых средств и (или) клапаном 55. При повышении уровня воды в цистерне до верхнего допустимого значения, соответствующего срабатыванию указателя уровня 56, закрываются дистанционно управляемые клапаны 50 и клапан 55. Затем открывают дистанционно управляемые клапаны 37, чтобы удалить газ из трубопроводов 40 погружных насосов 38 и трубопровода 44 зачистной системы. Через некоторое время медленно приоткрывают клапан 53, следя за колебаниями уровня воды по указателю 56. Если уровень воды понизился ниже допустимого нижнего значения, то необходимо его поднять, слегка приоткрыв клапан 55. Стабилизировав уровень воды в заданных пределах, закрыв клапан 55, прекращают подачу воды к патрубку 54, закрывают дистанционно управляемый трехходовой клапан 46 и клапан 53. После этого открывают клапан 57, сообщающий с атмосферой внутреннюю полость цистерны в верхней ее части через трубопровод 41 на куполе цистерны. Открывают один из клапанов 55 или 58, которые соединяют внутреннюю полость цистерны в нижней ее части через приемные патрубки 39 погружных насосов, их напорные трубопроводы 40, открытые дистанционно управляемые клапаны 37, а также через приемные патрубки 43 со специальными насадками, трубопровод 44 и невозвратно-запорный клапан 45 зачистной системы, с выпускным патрубком 54 или 59 соответственно. Включив погружные насосы 38, из цистерны откачивают воду через один из выпускных патрубков 54 или 59, а внутренняя полость цистерны заполняется при этом атмосферным воздухом. Как только уровень воды в цистерне понизится до приемных патрубков погружных насосов, насосы отключаются, закрываются дистанционно управляемые клапаны 37 и клапан 57. От судовой системы подается под необходимым избыточным давлением воздух в трубопровод 60. Включением дистанционно управляемого трехходового клапана 46 воздух направляется в трубопровод 41 и по нему во внутреннюю полость цистерны.

Давлением поступающего в цистерну воздуха производится зачистка: вытеснение остатков воды из сточных колодцев 42 через приемные патрубки 43, трубопровод 44 и невозвратно-запорный клапан 45 зачистной системы. После полного удаления воды клапан 55 или 58 закрывается, открывается дистанционно управляемый трехходовой клапан 48, соединяя внутреннюю полость цистерны с трубопроводом 61, а также открываются клапаны 37, 50. Поступающий в цистерну воздух направляется по выходе из нее трубопроводом 61 в воздухоподогреватель и блок осушки воздуха, где из воздуха удаляется влага, после чего он снова поступает (подогретым и осушенным) в цистерну, возвращаясь в нее тем же путем и циркулируя таким образом в замкнутом судовом контуре воздушной осушки. Циркуляция через внутреннее пространство цистерны осуществляется аналогично вышеописанному процессу подогрева. При этом воздухом производится осушка всех поверхностей цистерны, трубопроводов и арматуры, контактировавших с водой. По окончании процесса подогрев, осушку и циркуляцию прекращают, все клапаны закрываются и приоткрывается клапан 57.

При выводе из эксплуатации нескольких грузовых цистерн судна-газовоза, осуществляемом в определенной последовательности, воду удаляют из предшествующей цистерны через патрубок 59 и подают в последующую цистерну и т.д. Если же выводится из эксплуатации последняя из грузовых цистерн судна, а все остальные цистерны уже выведены из эксплуатации, то береговые средства могут быть переключены на прием воды с целью ее возврата с судна по тому же внешнему трубопроводу водоснабжения от патрубка 54 в береговой закрытый резервуар-отстойник.

Контакт паров груза с водой за время удаления из цистерны газа с одновременным наполнением ее водой, в которой изначально растворены до равновесного состояния компоненты воздуха, должно приводить к их выделению из водной в газовую среду внутри цистерны, где их парциальное давление равно нулю, создавая тем самым некоторую концентрацию компонентов воздуха в газовой среде. С другой стороны, пары груза в это же время растворяются в воде. И наконец, при удалении воды из цистерны имеет место выделение растворившегося в воде газа в воздушную среду как внутри цистерны, так и в резервуаре-отстойнике. Имеет место диффузия газа в водную среду и растворенных в воде компонентов воздуха из воды в газовую среду, затем диффузия растворенного в воде газа в воздушную среду, а компонентов воздуха из воздушной среды в «газовую» воду. Эти диффузии происходят во встречных направлениях, потому, как известно, препятствуют одна другой и замедляют процессы. Этот фактор, а главное — кратковременность контакта разнородных сред, приводят к тому, что из всех отмеченных явлений, если и будет хоть какое-то из них иметь практическое значение, то только последнее, чем и обусловлена необходимость закрытого резервуара-отстойника для десатурации отработанной «газовой» воды.

Для успешного осуществления и использования предлагаемого способа необходимо, чтобы конструкция грузовых емкостей судов-газовозов, конфигурация и расположение гофров поверхностей внутренней оболочки (первичного барьера), контактирующих с грузом, лазов в переборках, сточных колодцев и прочих элементов, а также арматуры, трубопроводов и оборудования грузовой системы обеспечивала, в частности:

заполнение всего внутреннего грузового пространства всех отсеков водой и полное вытеснение газа без образования пузырей, удаление воды без образования застойных зон, ее беспрепятственное отекание со всех поверхностей, сбор и полное вытеснение с учетом расчетных значений кренов и диффента судна;

коррозионную стойкость конструкционных материалов грузовых емкостей, трубопроводов, арматуры и оборудования к воздействию пресной воды, воздуха, влажных паров груза и жидкой его фазы во всем диапазоне эксплуатационных температур.

Использование изобретения позволяет исключить расходы продувочного инертного газа на продувку сосудов, избежать потерь рабочего (товарного) газа, снизить затраты на производство газовых анализов, повысить безопасность при удалении из сосудов горючих пожаровзрывоопасных и токсичных газов, повысить экологическую безопасность.

Источники информации
1. Макаров В.Г. Специальные системы судов-газовозов. Санкт-Петербург, 1997 (с.240-241).

2. Кряжев Б.Г., Маевский М.А. Техника безопасности при использовании сжиженных газов. Изд. второе, перераб. и доп. Москва, «Недра», 1975 (с.240-241).

Claims ( 1 )

Способ удаления газа из сосуда при выводе его из эксплуатации, заключающийся в том, что внутреннюю полость сосуда в верхней ее части сообщают с объемным пространством для удаляемого газа, в сосуд подают жидкость и удаляют из сосуда содержащийся в нем газ в пространство, после чего подачу жидкости прекращают, внутреннюю полость сосуда в нижней ее части соединяют с выпускным патрубком, через который выводят из сосуда жидкость, причем внутренняя полость сосуда в верхней ее части сообщена при этом с атмосферой, отличающийся тем, что в качестве объемного пространства для удаляемого газа используют газосодержащий объем технологической линии и после удаления газа сообщение с технологической линией внутренней полости сосуда перекрывают, а сообщение ее с атмосферой устанавливают после этого.

RU2005108486/06A 2005-03-18 2005-03-18 Способ удаления газа из сосуда при выводе его из эксплуатации RU2317478C9 ( ru )

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005108486/06A RU2317478C9 ( ru ) 2005-03-18 2005-03-18 Способ удаления газа из сосуда при выводе его из эксплуатации

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005108486/06A RU2317478C9 ( ru ) 2005-03-18 2005-03-18 Способ удаления газа из сосуда при выводе его из эксплуатации

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2005108486A RU2005108486A ( ru ) 2006-08-27
RU2317478C2 true RU2317478C2 ( ru ) 2008-02-20
RU2317478C9 RU2317478C9 ( ru ) 2008-06-10

Дегазация резервуаров

Details Автор: ООО НПО Спецнефтемаш Опубликовано: 11 Апрель 2019 Создано: 11 Апрель 2019 Обновлено: 12 Июль 2023 Details Создано: Четверг, 11 Апрель 2019 12:19 Обновлено: Среда, 12 Июль 2023 21:23 Опубликовано: Четверг, 11 Апрель 2019 12:19 Автор: Still

Дегазация резервуаров

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

Процедура дегазации резервуаров

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

Этапы дегазации резервуаров

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.

  1. Через вентиляцию, которая в зависимости от условий работ может быть принудительной или естественной.
  2. Методом воздействия на стенки сосуда паром – пропарки емкости.

Аэрация

Аэрация резервуаров

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 резервуаров

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

Правила безопасности при дегазации

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.

  • 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.

  • Защита резервуаров от коррозии
  • Технологическое оборудование АЗС

Для хранения ЛВЖ И ГЖ

ООО «Опытный завод резервуаров и металлоконструкций» ведущий производитель резервуаров и емкостей для хранения легковоспламеняющиеся жидкостей (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ).

Производство резервуаров и емкостей для хранения ГЖ и ЛВЖ объёмом от 100 до 30 000 м3 выполняется по индивидуальным проектам КМ (КМД) с учётом требований ГОСТов, норм и правил, таких как ГОСТ 31385-2016, СТО-СА-03-02-2009, РБ 03-69, РД 08-95-95, API 650, СН РК 3.05-24-2004, ОСТ 34-42-563-82, типовых проектов и других стандартов.

Производство емкостей для хранения ЛВЖ по типу РВС на нашем резервуарном заводе выполняется по ТУ 5265-001-67029533-2010.

Изготовление резервуаров для хранения ЛВЖ по типу РГС на нашем резервуарном заводе выполняется по ТУ 5265-002-67029533-2010

Производство резервуаров для ЛВЖ преимущественно выполняется из нержавеющих хромоникелевых сталей марок 12Х18Н10Т, 10Х18Н10Т, 08Х18Н10Т или аналогичные AISI 201, AISI 304, AISI 304L, AISI 316, AISI 320, AISI 321, AISI 324, AISI 430 и других.

При производстве емкостей ЛВЖ с температурой кипения 318,15 К (45 °С) и выше, оборудованных предохранительными клапанами (без учета гидростатического давления), расчетное давление должно превышать рабочее давление на 20 %, но не менее чем на 0,3 МПа (3 кгс/см2).

Резервуары, предназначенные для хранения ЛВЖ с температурой кипения ниже 318,15 К (45 °С), должны быть рассчитаны на давление не ниже упругости паров продукта при температуре 323,15 К (50 °С).

Сброс газов (паров) от предохранительных клапанов резервуаров должен осуществляться в факельную систему в соответствии с требованиями правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

Проектирование емкостных парков с резервуарами ЛВЖ, выполненными из железобетона, должны осуществляться по специально разработанным нормам.

Конструкции металлических резервуаров для хранения ЛВЖ могут быть одностенными, одностенными с внутренним стаканом и двустенными.

Тип резервуара определяется в процессе проектирования технологических объектов проектной или специализированной организациями.

Емкости и резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ должны учитывать виды воздействий:

— технологические (давление и уровень продукта);

— снеговые, ветровые нагрузки и нагрузки от оборудования на покрытии резервуара;

— нагрузки на штуцера резервуара от трубопроводов обвязки резервуара;

— температурные воздействия в процессе пуска, эксплуатации и вывода в ремонт резервуара;

— неблагоприятные сочетания воздействий;

Расчетное давление изотермических емкостей ЛВЖ следует принимать выше рабочего на 25 %, но не меньше 9806 Па (1000 мм вод. ст.) и с учетом возможного вакуума не менее 490,3 Па (50 мм вод. ст.).

В проекте на резервуар ЛВЖ и ГЖ должны быть указаны требования к технологии изготовления элементов резервуара и технологии сварки, к испытанию и техническому обслуживанию резервуаров, по листовой проверке металла на отсутствие недопустимых наружных и внутренних дефектов, на соответствие их физико-химических характеристик требованиям действующих государственных стандартов и нормативно-технической документации в области промышленной безопасности.

Материалы, применяемые в конструкциях резервуаров, должны соответствовать коррозионной способности технологической среды при расчетном сроке службы не менее 25 лет, минимальной температуре хранения и абсолютной минимальной температуре наружного воздуха.

При изготовлении конструкция резервуара ЛВЖ и ГЖ должна предусматривать технологические штуцера, штуцера КиА, не менее двух люков-лазов во внутренний резервуар, люк-лаз в межстенное пространство, люки для засыпки и удаления сыпучего теплоизоляционного материала, места для установки датчиков диагностики технического состояния.

При монтаже емкости для хранения ЛВЖ и ГЖ оборудуются наружной и внутренней лестницами, площадками для обслуживания оборудования, арматуры, средств и приборов КиА.

Штуцера на вводах и выводах в резервуары, а также конструкции проходов штуцеров через наружную стенку двустенного резервуара должны быть снабжены компенсаторами, рассчитанными на работу в условиях максимально возможной разности температур при испытаниях, пуске, эксплуатации резервуара и опорожнении резервуара при остановке.

На резервуары и емкости ЛВЖ и ГЖ заводом-изготовителем составляется паспорт на основании исполнительной документации по форме, предусмотренной действующими стандартами, и инструкции по монтажу и безопасной эксплуатации.

При оснащении резервуаров ГЖ постоянно действующими средствами технической диагностики и оперативного контроля с использованием методов акустической эмиссии срок очередного технического освидетельствования назначается по фактическому состоянию конструкций.

Фундаменты резервуаров ЛВЖ должны соответствовать требованиям строительных норм и правил на основания и фундаменты и дополнительно учитывать результаты воздействия низкой температуры хранимого продукта на фундамент, крен внутреннего корпуса в процессе эксплуатации, коррозионное воздействие окружающего воздуха на фундамент и конструкции фундамента.

Тепловая изоляция емкостей ЛВЖ должна быть гидрофобной, обеспечивать предотвращение конденсации влаги на наружной поверхности изоляции и технически целесообразную мощность холодильного цикла режима и хранения.

Факторы, влияющие на тепловой баланс в резервуаре:

— для режима хранения жидкостей с температурой ниже температуры окружающей среды принимается абсолютная максимальная температура с учетом солнечной радиации;

— для режима заполнения — максимальная температура поступающего в резервуар вещества и максимальная наружная температура с учетом солнечной радиации;

— для случая пожара соседнего резервуара температура наружной стенки (или корпуса изоляции) принимается 600 °С при одновременном сбросе на факел и орошении резервуара;

— для режима хранения воспламеняющихся веществ при температуре выше окружающей среды — абсолютная минимальная температура наружного воздуха и отвод тепла при откачке продукта из резервуара.

Резервуары и емкости ЛВЖ и ГЖ оборудуются предохранительными клапанами. Количество рабочих предохранительных клапанов на каждом резервуаре, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету при проектировании технологической системы и резервуара.

Для защиты наружного корпуса резервуара с изолированным межстенным пространством устанавливаются не менее двух рабочих предохранительных клапанов, каждый из которых имеет резерв. Сброс от предохранительных клапанов наружного корпуса осуществляется непосредственно в атмосферу.

На емкостях ГЖ и ЛВЖ должна быть предусмотрена система клапанов для защиты от вакуума, путем подачи азота и (или) топливного газа в паровое пространство резервуара. Установочное давление вакуумных клапанов должно быть не менее 25 % численных значений вакуума, используемых при расчете конструкции резервуара.

На монтаже резервуары ЛВЖ должны оснащаться не менее чем тремя приборами для измерения уровня. Предупредительная и предаварийная сигнализация предельного верхнего и нижнего уровней должна осуществляться от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора параметров технологической среды. Значение установок предупредительной сигнализации предельных верхнего и нижнего уровней указывается в проекте с учетом времени, необходимого на проведение операций по прекращению подачи ЛВЖ в резервуар и откачке среды из резервуара.

Резервуары с ЛВЖ и ГЖ должны иметь автоматические стационарные системы орошения водой. Давление в сети должно обеспечивать возможность работы противопожарных устройств (лафетных стволов, оросителей и т.п.), но не менее 0,6 МПа (6 кгс/см2).

При заполнении емкости необходимо строго следить за установленным в нем уровнем жидкости (ЛВЖ). Резервуар не должен быть заполнен более 83 % его объема для резервуаров под давлением и не более 95 % для изотермических резервуаров.

Правильность установки предохранительных клапанов на резервуаре и положение переключающего устройства проверяются механиком склада. После проверки он накладывает пломбу, фиксирующую положение переключающего устройства и исключающую возможность его изменения.

О проверке правильности установки предохранительных клапанов и пломбировании переключающего устройства необходимо составлять соответствующие акты.

Для защиты от нагрева солнечными лучами резервуары ЛВЖ и ГЖ надлежит окрашивать в светлый цвет.

Отбор проб из емкостей ЛВЖ должен производиться пробоотборщиком совместно с оператором, обслуживающим эти емкости, или оператором, имеющим допуск на отбор проб, в присутствии дублера.

Хранение, перевозка и применение этиловой жидкости и этилированного бензина (ЛВЖ, ГЖ) должны производиться в соответствии с требованиями безопасности, предъявляемыми к проведению работ с этиловой жидкостью.

Допуск лиц к работе с этиловой жидкостью осуществляется в установленном порядке.

Территория этилосмесительной установки и место слива этиловой жидкости должны быть ограждены. Доступ посторонних лиц на установку, к месту слива и хранения этиловой жидкости не допускается.

Операции с ЛВЖ и ГЖ, в том числе и приготовление этилированного бензина, необходимо производить в герметичной аппаратуре, исключающей возможность контакта персонала с этиловой жидкостью.

Емкости — хранилища этиловой жидкости (ГЖ) должны быть оборудованы не менее чем тремя измерителями верхнего и нижнего уровней. Сигнализация верхнего предельного уровня должна осуществляться от двух измерителей уровня, сигнализация предельного нижнего уровня — от одного измерителя. Перед заполнением емкостей этиловой жидкостью необходимо проверить их подготовленность. Вновь смонтированные емкости и емкости после ремонта должны быть проверены на герметичность и продуты инертным газом. В неподготовленные и неисправные емкости слив этиловой жидкости не допускается.

Прием этиловой жидкости в резервуара должен производиться под слой жидкости. Вытесняемые из емкости-хранилища пары должны быть пропущены через систему очистки от тетраэтилсвинца.

Емкость, в которую производится слив этиловой жидкости, должна иметь свободный объем для приема всей этиловой жидкости и должна быть оборудована азотным дыханием. Емкость следует заполнять не более чем на 90 % ее объема.

Слив этиловой жидкости из железнодорожных цистерн производится путем передавливания инертным газом (азотом) только в дневное время в присутствии руководителя этилосмесительной установки или лица, его замещающего.

Не допускается осуществлять слив этиловой жидкости совместно с другими продуктами.

Слив этиловой жидкости (ЛВЖ) из железнодорожных цистерн производится на специально оборудованных площадках.

Запрещается слив этиловой жидкости из железнодорожных цистерн в бочки.

После слива этиловой жидкости железнодорожную цистерну, контейнер необходимо промыть 2-3-кратным заполнением их чистым бензином, который должен вытесниться инертным газом (азотом) в свободную емкость.

При разливе этиловой жидкости необходимо надеть защитный костюм, изолирующий противогаз, резиновые сапоги, фартук, перчатки; в закрытом помещении включить аварийную вентиляцию; участок разлива этиловой жидкости дегазировать и промыть водой. Все работы на установке прекращаются после полной дегазации и уборки этиловой жидкости.

Перед проведением работ внутри резервуара для этиловой жидкости необходимо слить из емкости этиловую жидкость, промыть путем 2-3-кратного заполнения ее чистым бензином, отглушить от действующих коммуникаций стандартными заглушками, пропарить с последующей конденсацией пара в холодильнике. Пропаривание можно считать законченным, когда в водяном конденсате после холодильника в результате анализа не будет обнаруживаться тетраэтилсвинец. После проведения указанных операций емкость должна быть проветрена и затем промыта водой. Дальнейшая работа в емкости производится в соответствии с установленным порядком по организации и безопасному проведению газоопасных работ.

Емкости и резервуары с метанолом и МТБЭ должны иметь азотное дыхание. Во избежание забивки реакторов вследствие образования олигомеров изобутилена в случае прекращения подачи метанола в реактор должна быть предусмотрена блокировка по расходу метанола с прекращением подачи сырья (фракции С-4), а также предусмотрен контроль и регулирование температуры по слоям катализатора в реакторе для предотвращения «спекания» катализатора.

Для сбора метанола и стоков, содержащих метанол предусматривается специальный резервуар.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *