Техническая эксплуатация складов и объектов горюче-смазочных материалов предприятий гражданской авиации (1991 год) - часть 1

 

  Главная      Учебники - Разные     Руководство по технической эксплуатации складов и объектов горюче-смазочных материалов предприятий гражданской авиации (1991 год)

 

поиск по сайту            правообладателям  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..      1       2         ..

 

 

 

Техническая эксплуатация складов и объектов горюче-смазочных материалов предприятий гражданской авиации (1991 год) - часть 1

 

 

 

 

Государственный проектно - изыскательский и научно-исследовательский институт гражданской авиации

АЭРОПРОЕКТ
УТВЕРЖДЕНО

Заместителем министра

гражданской авиации

27 июля 1991г.

№ 9/И
РУКОВОДСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ И ОБЪЕКТОВ

ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ

ПРЕДПРИЯТИЙ ГРАЖДАНСКОЙ АВИАЦИИ

ВВЕДЕНИЕ
Руководство разработано Государственным проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом гражданской авиации "Аэропроект" и предназначено для работников, связанных с эксплуатацией складов и объектов ГСМ предприятий гражданской авиации.

Руководство состоит из 3-х частей и содержит требования к эксплуатации основных зданий, сооружений и оборудования складов ГСМ, предназначенных для приёма, хранения и выдачи на заправку горюче-смазочных материалов, требования к средствам заправки, охране труда и пожарной безопасности.

С введением в действие настоящего Руководства утрачивают силу следующие документы:

1. Инструкция по эксплуатации складов горюче-смазочных материалов на предприятиях гражданской авиации (№ 20/И от 28.03.84г.) М. Воздушный транспорт, 1985 г.

2. Инструкция по эксплуатации транспортных топливопроводов предприятий ГА (№ 51/И от 15.02.84 г.) М. МГА. 1984 г.

3. Инструкция по устройству и эксплуатации систем централизованной заправки самолётов топливом в предприятиях ГА. М. Воздушный транспорт. 1984 г.

4. Инструкция по охране труда и пожарной безопасности на объектах топливообеспечения предприятий гражданской авиации (№ 19/И от 28.03.84), М. Воздушный транспорт, 1985 г.

5. Указания по правилам эксплуатации раздаточных рукавов для авиатоплива. М, Аэропроект, 1983 г.

6. Рекомендации по сооружению и эксплуатации предперронных пунктов налива топливозаправщиков. М., Аэропроект, 1980 г.

7. Инструкция по противокоррозионной защите внутренних поверхностей вертикальных резервуаров, М., Воздушный транспорт, 1988 г.

8. Рекомендации по окраске и маркировке технологического оборудования объектов ГСМ и средств заправки. М., Воздушный транспорт, 1988 г.

9. Нормы потерь ГСМ при зачистке и вводе в эксплуатацию трубопроводов, резервуаров и цистерн. М., 1988 г.

10. Инструкция по химико-механизированной очистке резервуаров с использованием моющих средств. М., Аэропроект,, 1986 г.

11. Рекомендации по дооборудованию и использованию ПСГ-160 для нижнего наполнения топливом ёмкостей ТЗ и автоцистерн. М., Аэропроект, 1977 г.

12. Рекомендации по контролю за состоянием и определению мест повреждений подземных трубопроводов. М., Аэропроект, 1979г.

13. Рекомендации по срокам службы основного технологического оборудования, М., Аэропроект, 1987 г.

14. Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации за № 36 1.10-14.1986 г.

15. Рекомендации по оборудованию резервуаров средствами пожаротушения на складах ГСМ предприятий ГА. М.; Аэропроект, 1972 г.


ЧАСТЬ 1.

СКЛАДЫ ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ,

ОТДЕЛЬНЫЕ ОБЪЕКТЫ И СООРУХЕНИЯ СЛУЖБЫ ГОРЮЧЕ-СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Требования настоящего "Руководства" являются обязательными и должны отражаться в должностных инструкциях личного состава службы горюче-смазочных материалов (ГСМ).

1.2. Каждый работник службы ГСМ на порученном участке работы, в пределах возложенных на него обязанностей, несет ответственность за выполнение требований настоящего "Руководства", а также действующих нормативно-технических документов, связанных с эксплуатацией объектов службы ГСМ (приложение 1).

1.3. Проектирование новых, реконструкция и расширение действующих складов ГСМ проводится по прямым договорам с ГПИ и НИИ ГА Аэропроект, его филиалами или другими проектными организациями в строгом соответствии со СНиП П-106-79 "Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования" и ведомственными нормами технологического проектирования, утвержденными МГА.

1.4. Строительство и реконструкция складов ГСМ осуществляется по плану капитального строительства в соответствии с проектно-сметной документацией, утвержденной руководством предприятия (организации) ВТ или Департаментом воздушного транспорта (ДВТ).

1.5. За строительством, реконструкцией и ремонтом зданий, сооружений должен проводиться авторский надзор проектной организацией и технический надзор соответствующими службами аэропортов (OKС, ОЭНС, ТИСТО, ВОХР и др.).

1.6. Объекты ГСМ по окончании строительства подлежат приёмке в эксплуатацию только в том случае, когда они подготовлены к эксплуатации (укомплектованы кадрами, обеспечены энергоресурсами и т.д.), на них устранены недоделки и на установленном оборудовании начат предусмотренный проектом технологический процесс.

1.7. Законченные строительством объекты ГСМ сдаются в эксплуатацию в соответствии с Правилами СНиП 3.01.04-87 "Приёмка в эксплуатации законченных строительством объектов. Основные положения" с приложением всех необходимых документов и оформлением соответствующего акта.

1.8. Вместе с актом сдачи-приёмки на эксплуатацию предприятию ГА передаётся один экземпляр документации со всеми внесенными в неё изменениями, произведенными в процессе строительства и монтажа.

Эта документация является основным материалом для последующей эксплуатации склада или его отдельных объектов. Все последующие изменения, вносимые в процессе эксплуатации склада или его объектов, должны приниматься комиссией с оформлением акта приёмки и отражаться в Основной документации.

Кроме того, на все производственные объекты склада ГСМ должен составляться и вестись технически паспорт (приложение 2), в который постоянно вносятся всe изменения и дополнения.

1.9. На складах ГСМ осуществляется техническое обслуживание и надзор за: технологическим оборудованием - службой ГСМ, строительными конструкциями, автодорогами, обвалованием резервуаров - отделом наземных сооружений. Надзор за электротехническим оборудованием и ремонтные работы, а также контроль за заземлительными устройствами производится службой ЭСТОП.

За обслуживание технических средств охраны и охранно-пожарной сигнализации отвечает начальник БЭРТОС, а за обслуживание пожарного водопровода автоматических установок пенного тушения отвечает начальник, ТИСТО.

1.10. Техническое обслуживание сооружений и оборудования склада и объектов службы ГСМ осуществляется в соответствии с требованиями "Регламента технического обслуживания основных сооружений и технологического оборудования объектов авиатопливообеспечения на предприятиях ГА" и инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей. Перечень ГСМ, используемых при техническом обслуживании, приведен в приложении 3.

1.11. За техническим состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений склада должно быть обеспечено систематическое наблюдение. При этом особое внимание следует уделять частям конструкций, подверженным динамическим нагрузкам (фундаменты насосов, опоры стационарных грузоподъёмных средств в насосных станциях и т.д.).

1.12. Окраска основных сооружений и технологического оборудования производится в соответствии с разделом 3 настоящего Руководства по необходимости, но не реже, чем раз в год.

1.13. Работы по эксплуатации и техническому обслуживании сооружений и технологического оборудования службы ГСМ учитываются не позднее, чем через 3 дня после их проведения в паспортах и формулярах, выдаваемых на это оборудование заводами-изготовителями, а также в журналах по форме, предусмотренной Регламентом. В случае отсутствия заводских паспортов на оборудование их необходимо подготовить.

1.14. В производственном помещении склада ГСМ должна быть технологическая схема склада ГСМ и системы ЦЗС (при её наличии). К технологической схеме прикладываются таблицы управления задвижками при выполнении технологических операций с ГСМ.

Технологические схемы, относящиеся к отдельным объектам, с указанием порядка работы с арматурой и оборудованием помещаются в помещениях этих объектов.

1.15. При эксплуатации склада ГСМ должны соблюдаться правила охраны труда, пожарной безопасности, охраны окружающей среды в соответствии с требованиями настоящего Руководства.


2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ, СООРУЖЕНИЙ, ОБОРУДОВАНИЯ СКЛАДОВ ГСМ
2.1. СООРУЖЕНИЯ, СРЕДСТВА ПРИЕМА ГСМ
2.1.1. Приём ГСМ на склад аэропорта ВТ в зависимости от способа его доставки осуществляется через железнодорожные эстакады или отдельные стояки, причалы, узлы приёма топлива по трубопроводу, пункты слива из автотопливоцистерн. (АТЦ).

2.1.2. Работникам службы ГСМ, выполняющим технологические операции по приёму ГСМ, необходимо: знать технологические схемы трубопроводных коммуникаций; уметь безошибочно переключать задвижки, знать размещение, устройство и порядок обслуживания оборудования, сооружений и трубопроводов; уметь работать со сливными устройствами железнодорожных цистерн (ЖДЦ) и АТЦ.

2.1.3. При проведении операций по приёму топлива должны соблюдаться правила охраны труда и пожарной безопасности в соответствии с разделами 13.1-13.3. настоящего Руководства.

2.1.4. Для слива железнодорожных цистерн и погрузки-разгрузки ГСМ в таре железнодорожные тупики оборудуются:

- эстакадами, состоящими из устройств для верхнего (стояки) и герметизированного нижнего слива цистерн с необходимым оборудованием, предусмотренным проектом;

- стационарными и передвижными насосными установками;

- подогревательными устройствами для подогрева вязких и застывающих ГСМ в цистернах;

- заглубленными прирельсовыми резервуарами для слива вязких и застывающих ГСМ;

- средствами механизации погрузочно-разгрузочных работ, подъёма и опускания сливных и наливных рукавов, эжекторами и прочими устройствами;

- погрузочно-разгрузочными платформами для ГСМ в таре;

- связью с железнодорожной станцией, освещением, заземлительными устройствами и пожарным инвентарем.

2.1.5. Стояки для светлых ГСМ оборудуются гибкими бензостойкими рукавами с наконечниками, телескопическими или шарнирно соединенными трубами из материалов, не дающих искру, наконечники и трубы должны заземляться. Длина рукава с наконечником должна обеспечивать опускание их до дна цистерны.

2.1.6. Подача ЖДЦ под слив или отвод их с ГСМ должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил перевозки грузов" в РФ.

2.1.7. Для осуществления операций по сливу-наливу судов причалы оборудуются:

- швартовыми устройствами для упора и надежной швартовки судов;

- шлангирующими устройствами для соединения береговых трубопроводов со сливо-наливными устройствами судов;

- стационарными, передвижными или плавучими насосными установками;

- средствами механизации швартовки, и шланговки судов;

- средствами подачи электроэнергии, а также переносным и стационарным оборудованием;

- связью, устройством для заземления судов пожарным инвентарём;

- ограждением со стороны берега.

2.1.8. Нормы времени на слив-налив наливных судов устанавливаются приказами министерства морского и речного флота.

2.1.9. В межнавигационный период трубопроводы от причала до склада должны быть освобождены от ГСМ, отключены от коммуникаций и закрыты заглушками. Временные причальные приёмные устройства, трубопроводы и оборудование должны быть разобраны и размещены на хранение до следующей навигации.

2.1.10. Перед началом навигации проводится проверка исправности стационарных сооружений перевалочного склада и необходимый ремонт.

2.1.11. Готовность причальных сливо-наливных устройств к навигации должна проверяться комиссией, назначаемой руководителем предприятия ВТ. Акты готовности представляются в соответствующие управления ВТ.

2.1.12. Запорная и другая арматура сливных устройств (сальники, фланцевые соединения, наконечники, рукава) должны содержаться в исправности. Обнаруженные неисправности и негерметичность должны немедленно устраняться. Задвижки и вентили перед установкой должны тщательно притираться и проверяться на плотность керосином.

2.1.13. Сливные устройства должны быть обеспечены постоянным аварийным запасом: рукавами, исправными задвижками, вентилями, болтами с гайками, прокладочным материалом, сальниковой набивкой, инструментом, тарой и т.д.

2.1.14. При подготовке к сливу необходимо проверить:

- готовность технологической схемы для приёма ГСМ и состояние вагоноцистерн, наливных судов и автоцистерн (наличие и исправность пломб, исправность и чистоту сливных устройств);

- произвести шланговку судна или подключение сливных устройств к вагоноцистернам;

- произвести контрольное измерение уровня топлива в резервуарах, предназначенных для приёма топлива;

- подготовить насосы и задвижки согласно технологической схеме перекачки;

- определить количество поступившего ГСМ.

Распоряжение о начале слива может быть дано только после того, как будут закончены подготовительные работы.

Нефтеналивное судно, пришвартованное к причалу, пирсу, должно быть осмотрено представителями речного транспорта причального хозяйства и пожарной охраны для определения возможности слива ГСМ.

2.1.15. После слива рукава должны быть освобождены от остатков ГСМ и убраны, их наконечники закрыты чехлами, а все задвижки сливных устройств должны быть закрыты.

 

 

2.1.16. В состав узла приёма топлива по трубопроводу входит следующее оборудование:

- запорно-регулирующее (задвижки, обратный клапан, предохранительный клапан, воздушно-спускные вентили);

- фильтры грубой очистки;

- фильтры предварительной очистки;

- подземный резервуар для сброса топлива при повышении давления в трубопроводе выше допустимого;

- контрольно-измерительные приборы;

- заземляющие устройства.

Технология приёма топлива по трубопроводу приведена в разделе 2.3.3.
2.2. СРЕДСТВА ПЕРЕКАЧКИ ГСМ
2.2.1. В помещении насосной для перекачки ГСМ на видном месте вывешивается:

- схема обвязки насосов и соединения с трубопроводами и резервуарами с указанием их номеров;

- схема электрической части насосной;

- инструкция по эксплуатации агрегатов и таблица управления задвижками;

- инструкция по технике безопасности;

- инструкция по пожарной безопасности.

2.2.2. Во избежание разрушения фундаментов насосов под воздействием просачивающегося топлива необходимо поддерживать в исправном состоянии систему его отвода (при её отсутствии насосы оборудуются такой системой состоящей из металлического поддона, трубопроводов и сборной, ёмкости) и не допускать попадания ГСМ под фундаментные рамы оборудования.

2.2.3. Для монтажа и ремонта агрегатов в насосных станциях следует использовать переносные треноги, тали.

2.2.4. Каждый насосный агрегат перед пуском должен быть тщательно осмотрен и подготовлен дежурным машинистом. Обнаруженные при осмотре неполадки необходимо устранить.

2.2.5. Перед пуском насоса необходимо:

- внешним осмотром убедиться в чистоте, исправности насоса и привода;

- проверить плотности сальниковых уплотнений, убедиться в наличии ограждений и кожухов, манометра.

2.2.6. Во время работы насосного агрегата необходимо:

- систематически наблюдать за показаниями манометров, вакууметров и мановакууметров и поддерживать нормальное рабочее давление;

- отключать агрегат при появлении нехарактерного шума и стука;

- контролировать наличие смазки трущихся деталей, температуру нагрева подшипников, сальников, не допуская нагрев их выше 60 °С.


2.2.7. Фланцевые соединения должны быть плотно затянуты на прокладках из паранита или бензостойкой резины толщиной 3-4 мм. На насосах и трубопроводах, предназначенных для перекачки масел и темных нефтепродуктов, разрешается применять прокладки из плотного картона толщиной 3-4 мм, предварительно проваренные в олифе.

2.2.8. Перед пуском насосов после ремонта необходимо тщательно проверить правильность вращения вала электродвигателя и насоса, крепления насоса и двигателя к фундаменту, исправность работы смазочной системы, набивку и затяжку сальников, исправность и правильность подключения контрольно-измерительных приборов.

2.2.9. При использовании вместо стационарных насосных станций подвижных перекачивающих станций и мотопомп (ПСГ, МНУГ), их эксплуатацию производить в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации.

2.2.10. Перекачивающие станции и мотопомпы должны содержаться в закрытых отапливаемых зимой помещениях или гаражах, с температурой воздуха не ниже +4 °С.

2.2.11. Во время работы ПСГ и МНУГ необходимо следить за погружением рукавов в ГСМ, за состоянием сальников насосов, не допуская течи продукта, за состоянием уплотнений в местах соединений рукавов, работой моторов и насосов, не допуская их перегрева.

2.2.12. По окончании работы ПСГ и МНУГ должны быть установлены в месте постоянной стоянки, осмотрены, очищены, смазаны и заправлены горючим, при длительной стоянке (свыше 2-х месяцев) они должны быть установлены на колодках для разгрузки рессор и покрышек.

2.2.13. При работах по перекачке топлива должны соблюдаться правила техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с разделом 13.4. Руководства.
2.3. ТРУБОПРОВОДЫ
2.3.1. Приёмка трубопроводов в эксплуатацию

2.3.1.1. Трубопроводная сеть системы ЦЗС домна иметь внутреннее антикоррозионное покрытие, удовлетворяющее требованиям стандартов РФ (топливоводомаслостойкое, электробезопасное).

2.3.1.2. Приёмка трубопроводов в эксплуатацию производится комиссией, назначенной руководителем предприятия ВТ (или управления ВТ), после устранения строителями выявленных недостатков.

При приемке трубопровода производится испытание топливопроводов на прочность и проверка на герметичность гидравлическим способом в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80 СНиП 3.05.05-84.

2.3.1.3. Величина давления при испытании транспортных трубопроводов и трубопроводов систем ЦЗС на прочность принимается равной 1,25 рабочего давления, а продолжительность испытания - 24 часа. Величина давления при испытании технологических трубопроводов склада ГСМ на прочность принимается равной: 1,5 рабочего давления, но не менее 2 кгс/кв.см, при рабочем давлении до 5, кгс/кв.см; 1,25 рабочего давления, но не менее 8 кгс/кв.см, при рабочем давлении свыше 5 кгс/кв.см, а продолжительность испытания - 5 минут. Величина давления при проверке трубопроводов на герметичность принимается равной рабочему. Продолжительность испытания определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов для транспортных и технологических трубопроводов.

2.3.1.4. Проверку трубопровода на герметичность необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

2.3.1.5. При повышении давления от 0,3 до полного давления испытания трубопровода на прочность осмотр трассы запрещается. Осмотр трассы можно производить только после окончания испытания и снижения давления в трубопроводе до рабочего с целью проверки его на герметичность.

2.3.1.6. Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

2.3.1.7. При обнаружении утечек визуально, по звуку или с помощью приборов трубопровод подлежит ремонту, повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

2.3.1.8. После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность топливом, последнее должно быть слито в отдельный резервуар. После отстаивания топлива и при положительных .результатах контроля его качества в объёме полного анализа оно используется по прямому назначению.

2.3.1.9. Эксплуатация трубопровода, не принятого приёмочной комиссией, не допускается. Ввод в эксплуатацию трубопровода оформляется приказом по предприятию ВТ.

2.3.1.10. На трубопровод должна быть составлена следующая техническая документация:

- технологическая схема трубопровода, утвержденная руководителем предприятия ГА, на которой арматура, оборудование, приборы, устройства и резервуары должны иметь обозначение и нумерацию (при изменении технологии и установке нового оборудования в технологическую схему вносятся соответствующие дополнения);

- градуировочные таблицы на трубопроводы и приемные резервуары, утвержденные руководством предприятия ВТ или местными органами Госстандарта;

- инструкция по эксплуатации трубопровода с учётом местных условий.

.Характеристика трубопровода заносится в технический паспорт на производственные объекты службы ГСМ.

Катодная защита подземных трубопроводов

2.3.1.11. Стальные трубопроводы, прокладываемые в земле, подлежат защите от коррозии, вызываемой блуждающими токами, в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 и СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".

Источниками блуждающих токов являются:

- пути электрофицированного рельсового транспорта, работающего на постоянном или переменном токе промышленной частоты;

- линии передач постоянного тока;

- промышленные предприятия в зоне аэропорта.

Способы защиты подземных трубопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами, выбираются на основании проведенных изысканий степени коррозионной опасности, при проектных работах, подразделяются на две основные группы мероприятий:

- ограничение проникновения блуждающих токов в трубопровод из окружающей среды (пассивная защита), т.е. нанесение защитного покрытия весьма усиленного типа: битумно-полимерного, битумно-минерального, полимерного и др.;

- созданием защитного потенциала трубопровода по отношению к окружающей среде (электрохимическая защита).

2.3.1.12. Для наблюдения за работой установок катодной защиты и для систематических измерений электрических потенциалов подземных трубопроводов относительно земли по всей трассе защищаемого трубопровода устанавливаются контрольно-измерительные пункты (КИП), позволяющие производить электрические измерения контактным методом без специальных разрытий.

КИП состоит из неполяризованного медно-сульфатного электрода сравнения длительного действия с датчиком электрохимического потенциала типа М7Д-АКХ и контрольных проводников.

Контрольные проводники от электрода, датчика и трубопровода выводят на поверхность земли под ковер или крышку люка.

КИП устанавливаются на строящемся трубопроводе после укладки его в траншею до засыпки его землёй, а на действующем трубопроводе в специальных турфах.

2.3.1.13. При эксплуатации установок катодной защиты производят их периодический технический осмотр, проверку эффективности их работы, а также контрольные измерения потенциалов на защищаемом трубопроводе в контрольно-измерительных пунктах.

При проверке параметров работы катодной станции измеряют токи катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал в точке наложения защитного тока.

Эффективность работы установок катодной защиты контролируют не реже 4 раз в год, а также при каждом изменении режима работы установок и при изменениях, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов.
2.3.2. Эксплуатация трубопроводов
2.3.2.1. Перед началом перекачки должна быть подготовлена и проконтролирована (проверена) правильность собранной технологической схемы.

2.3.2.2. В начале и в процессе перекачки (в начале каждой смены) следует производить выпуск воздуха из высших точек трубопровода.

2.3.2.3. При осмотрах наземных трубопроводов необходимо обращать внимание на цельность окраски, состояние опор, исправность и правильность положения на них труб. Компенсаторы должны иметь свободное движение и обеспечивать герметичность.

2.3.2.4. Необходимо трассы подземных трубопроводов обозначать железобетонными или деревянными опознавательными знаками (со щитами и надписями-указателями) высотой 1,5 -2,0 метра от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения трубопровода. Опознавательные знаки устанавливаются на прямых участках трассы в пределах видимости, но не более чем через 500 м, на всех углах поворота, в местах пересечения с коммуникациями. В местах пересечения трубопроводов с автомобильными дорогами необходимо устанавливать дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, в местах пересечения с реками - сигнальные знаки согласно Уставу внутреннего водного транспорта РФ.

2.3.2.5. Технологические колодцы по трассе трубопровода должны иметь указатели на случай заноса их снегом, имеющаяся в них запорная арматура должна пломбироваться. Не реже одного раза в. месяц необходимо очищать технологические колодцы от грязи и пыли.

Крышки технологических колодцев должны исключать возможность попадания в колодец атмосферных осадков обеспечивать удобство и легкость открывания и иметь запорные устройства.

2.3.2.6. Один раз в месяц во время перекачки необходимо проверять состояние засыпки трубопровода по всей трассе и отсутствие следов продукта в грунте.

2.3.2.7. В весенне-осенний период не реже одного раза в год контролировать состояние изоляции по трассе подземного трубопровода с помощью приборов типа УКИ-1, изготовляемого Рязанским опытным электромеханическим заводом.

2.3.2.8. Один раз в год подземный трубопровод выдерживается при максимальном рабочем давлении для проверки его герметичности. Продолжительность проверки определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

2.3.2.9. Ёмкости для сборов топлива должны очищаться один раз в год, систематически освобождаться от топлива и быть всегда подготовленными для приёма топлива.

2.3.2.10. Для проведения капитальных ремонтных работ должна предусматриваться плановая остановка трубопровода.

К капитальному ремонту трубопровода следует относить ремонт и замену дефектных участков труб, запорной арматуры, колодцев, устройств электрохимической защиты трубопровода от почвенной коррозии и блуждающих токов.

2.3.2.11. Подлежащий ремонту трубопровод предварительно должен быть освобожден от топлива, дегазирован и отсоединен от других узлов.

2.3.2.12. После капитального ремонта трубопровод следует подвергнуть испытанию на прочность и проверке на герметичность.
2.3.3. Технология перекачки топлива по транспортному трубопроводу
2.3.3.1. Перед началом перекачки топлива на перевалочном (нефтебазе) и расходном складах ГСМ должны назначаться ответственные лица за перекачку.

2.3.3.2. Ответственные лица до начала перекачки топлива проверяют в журналах "Учета топлива при перекачке по трубопроводу" запись о наличии паспорта, проверке наличия воды, уровней взлива топлива в расходном и приёмном резервуарах и отборе проб из них, убеждаются в правильности открытия задвижек, исправности всей технологической цепи и делают запись о разрешении перекачки.

2.3.3.3. Ответственные лица по телефону должны сообщить о готовности складов к началу перекачки и передать данные для определения количества топлива в резервуарах.

2.3.3.4. В процессе перекачки необходимо:

- следить за работав насосных агрегатов, технологического оборудования, герметичностью соединений, уровнем топлива в резервуарах, давлением в начале и конце трубопровода, которое не должно превышать и быть ниже рабочего;

- через установленные промежутки времени производить замер количества перекачиваемого топлива, Фиксировать эти данные в журнале (табл.2.3.3.1.) и передавать их на другой склад (нефтебазу);

- при переходе во время перекачки с одного резервуара на другой необходимо отключение расходуемого (наполняемого) резервуара производить только после подключения нового;

- следить по манометрам за перепадом давления на фильтрах и производить его запись в конце смены и перед окончанием перекачки; превышение допустимого перепада давления на фильтрах не допускается;

- следить по мере наполнения резервуара расходного склада зa изменением давления в топливопроводе с учётом уровня топлива; в случае резкого падения давления в топливопроводе необходимо прекратить перекачку, выявить (разд.2.3.4.) и устранить неисправность.

При сдаче смены в процессе перекачки топлива по трубопроводу ответственные лица за перекачку проверяют полноту заполнения журнала, правильность и полноту проведенных работ по подготовке к перекачке топлива, производят слив отстоя из фильтров и проверяют величину давления на фильтрах с соответствующей записью в журнале.

Таблица 2.3.3.1

ЖУРНАЛ УЧЁТА ТОПЛИВА ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ПО ТРУБОПРОВОДУ



 


#G0Дата

начала
 

Сорт топлива
 

Номер паспорта
 

Время замера
 

Перевалочный склад (нефтебаза)
 

Расходный склад
 

Подпись лица,
 

перекачки, приема и сдачи смен
 



 



 

параметров топлива в отборе проб
 

Плот-

ность топлива, т/куб.м
 

Темпе-

ратура топлива С
 

Номер средней пробы топлива из резер-

вуара
 

Номер резер-

вуара
 

Уровень топлива в резер-

вуаре, см
 

Коли-

чество топлива в резервуаре, л (подпись ответ-

ственного лица)
 

Давление в трубо-

проводе, Мпа (кгс/кв. см.)
 

Заклю-

чение техника ГСМ о проверке наличия воды (подпись)
 

Плот-

ность топлива, т/куб.м
 

Темпе-

ратура топлива С
 

Номер средней пробы топлива из резер-

вуара
 

Номер резер-

вуара
 

Уровень топлива в резер-

вуаре, см
 

Количество топлива в резервуаре, л (подпись ответ-

ственного лица)
 

Давление в трубо-

проводе, Мпа (кгс/кв.см.)
 

Заклю-

чение техника ГСМ о проверке наличия воды (подпись)
 

ответ-

ственного

за перекачку, время начала и окончания перекачки
 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

6
 

7
 

8
 

9
 

10
 

11
 

12
 

13
 

14
 

15
 

16
 

17
 

18
 

19
 

20
 

21
 

5.01.90
 

РТ
 

25
 

15.50
 

0.79
 

-3
 

9
 

Р-2
 

980
 

1900000

Смирнов
 

-
 

Отсутствует Иванов
 

0.79
 

-3
 

10
 

Р-1
 

200
 

350000

Мишин
 

-
 

Отсутствует Буров
 

Схема собрана правильно перекачку разрешаю с 16.15 мин. Кузнецов
 


 


 


 

16.30
 

0.79
 

-3
 

-
 

Р-2
 

800
 

1700000

Смирнов
 

0.6

(6.0)
 

-
 

0.79
 

-3
 

-
 

Р-1
 

300
 

550000

Мишин
 

(0.35)

(3.5)
 

-
 

-
 

5.01.

90
 

РТ
 

25
 

20 ч. (передача смены)
 

0.79
 

-3
 

-
 

Р-2
 

180
 

300000

Смирнов Акимов
 

0.61
 

Отсутствует Петров
 

0.79
 

-3
 

-
 

Р-1
 

1000
 

1950000

Мишин

Котов
 

0.31
 

Отсутствует Чижов
 

Схема собрана правильно перекачку разрешаю Волков
 

5.01.

90
 

РТ
 

25
 

20.30
 

0.79
 

-3
 

-
 

Р-2
 

100
 

100000
 

-
 

-
 

0.79
 

-3
 

11
 

Р-1
 

1100
 

2150000
 

-
 

-
 

Перекачка закончена в 20ч. 30мин. Волков

 

 

 

2.3.3.5. По окончании перекачки следует:

- выключить насос на перевалочном складе (нефтебазе), закрыть задвижки на приёме и выдаче, произвести определение количества топлива в резервуарах и сделать соответствующие записи в журнале (см. табл. 2.3.3.1).
2.3.4. Определение мест повреждений подземных трубопроводов
2.3.4.1. Основными причинами аварий трубопроводов являются разрушения труб из-за коррозии, дефектов сварки, некачественного изготовления, стихийных явлений.

2.3.4.2. В целях предотвращения аварий и утечек в процессе эксплуатации трубопровода необходимо производить:

- ежедневный патрульный обход трассы трубопроводов для выявления поверхностных признаков утечек;

- ежедневную проверку отсутствия ГСМ в технологических колодцах;

- ежедневную проверку исправности запорной арматуры;

- проверку состояния электрохимической защиты трубопроводов в сроки, предусмотренные Регламентом;

- ежесменную проверку герметичности трубопровода (Рисп. = Рраб.) по перепаду давления в течение 15 мин., без наличия расхода.

В системах ЦЗС дополнительным признаком утечки являются частые автоматические включения насосов при отсутствии заправки воздушных судов.

2.3.4.3. Для обнаружения места утечки можно использовать серийно выпускаемые отечественные или зарубежные течеискатели, основанные на акустическом принципе обнаружения течи (табл.2.3.4.1.).

Указанные акустические приборы основаны на использовании звука (шума), создаваемого в месте повреждения вытекающим из трубопровода топливом и распространяющегося в обе стороны по трубопроводу и по жидкости.



 

#G0№

п/п
 

Тип

течеискателя
 

Принцип

действия
 

Дальность действия
 

Погреш-

ность измерения
 

Чувстви-

тельность к утечке
 

Условия эксплуатации прибора
 

Изготовитель (разработчик)
 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

6
 

7
 

8
 

1
 

АФ-41 Переносной акустико- эмиссионный (аналог ДГ-3000 "Метравиб") (Франция)
 

Регистрация акустических волн. Измерение звукового давления шума в бар (1бар = 10 кПа) методом сравнения сигнала от двух датчиков
 

400м
 

Не более 10%
 

Не ниже 10 л/мин. при внутреннем давлении не менее 1 МПа
 

Масса 11 кг, выборочный контроль, необходим контакт с трубой; габаритные размеры: 380х170х385мм, диапазон рабочих частот усилительного тракта 0,3-20кГц, чувствительность усилительного тракта 7мКВ, производи-

тельность контроля 5с, диапазон рабочих температур -

10+50С
 

ПО "Волна" г.Кишинев ул. Добровольского, 16
 

2
 

АЭТ-1М Переносной (Аналог "Гидролюкс" ГЛ-2000 фирма "Себа Динатроник") (ФРГ)
 

Регистрация акустического шума методом непосредственного измерения амплитуды (звукового давления) от одного датчика
 

Контакт с трубой через 50-300м
 

+ 0,1%
 

8 л/ч
 

Утечки обнаруживают на поверх- подводных трубопроводов бесконтактным методом, в подземных трубопроводах - контактным методом с интервалом 50-300м
 

Разработчик НИИ Интроскопии, 634028, г.Томск, ул. Савиных,3 Изготовитель Топкинский механический завод, г.Кемерово (Кемеровское НПО "Промавтоматика")
 

3
 

ПТ-12Д Переносной. Аналог "Гидролюкс" ГЛ-200 (ФРГ)
 

Используется акустический метод при непосредственном прослушивании шумов, возникающих от течей трубопровода позволяет определять местонахождение трубопровода по трассе, для чего имеет две пьезоэлектрических преобразователя, высокочувствительный усилитель и блоки фильтров
 

Дальность не ограничена, глубина обнаружения - 2м
 

+ 0,5м
 

-
 

Не требует контакта с трубой, масса 6 кг. Ток потребления - 30мА
 

МНПО "Спектр" г.Москва, ул.Усачева д.35
 

4
 

Система непрерывного контроля герметичности участков нефтепродуктов. Стационарная. (Аналог Микрокорр, К1000 "Себа Динатроник")
 

Регистрация шума от места утечки через акустические датчики с обработкой сигналов от датчиков в микропроцессоре путем сравнения
 

до 10км
 

Точность опреде-

ления места дефекта 1-3м
 

Не ниже

8-25 л/ч при давлении в трубе 2,0 МПа
 

3-х канальный кабель связи; через 100м - датчик
 

Разработчик: НИИ Интроскопии 634028, г.Томск ул.Савиных,3
 

5
 

ДГ-3000 Переносной
 

Определение места утечки по разности времени прихода звуковых сигналов от двух акустических датчиков, устанавливаемых на концах проверяемого участка, с непосредственным вычислением расстояния до места утечки
 

100, 200, 400 или 800м
 

-
 

Зависит от чувстви-

тельности акустического датчика (микрофона)
 

Требует контакта с трубой (шурфы)
 

Фирма "Метровиб" Франция
 

6
 

ПТ-13Д Переносной комбинирован-

ный прибор для комплексной диагностики мест, повреждений трубопроводов и их теплоизоляция
 

Прибор имеет два канала, один из каналов построен на основе принципа акустического течеискателя, регистрирующего шум вытекающей жидкости с определением максимума громкости по наиболее высокому тону, по уровню сигнала в телефонах или по максимуму отклонения стрелочного индикатора.

Второй канал построен на основе пирометров и позволяет контролировать температуры грунта в зоне расположения теплотрассы, определяя место утечки по максимальной температуре
 

Дальность трассы не ограничена, глубина обнаружения 3-4 м
 

+ 0,5м
 

-
 

Течеискатель оснащен стрелочным прибором для регистрации уровня шума и имеет ограничитель среднеинтег-

рального шума. Два канала прибора могут работать раздельно и совместно, что позволит определять нарушение теплоизоляции или повреждение трубопровода .

Диапазон рабочих частот - 62-2000Гц

потребляемая мощность не более

300 мВА, рабочая температура окружающей среды от -50°С до

+ 40 °С. Измерение температуры в пределах -30 °С, + 150 °С габаритные размеры преобразователя 150 х 135 мм, индикаторного блока 240х190х80 мм масса индикаторного блока 3,5 кг, преобразователя - 4,5 кг.

Чувствительность к изменению температуры - 0,1 °С
 

МНПО "Спектр" г.Москва, ул.Усачева, д.35
 

7
 

Спартан передвижной
 

Акустико- эмиссионный
 

-
 

-
 

-
 

Не требует шурфов многоканальная дорогостоящая система
 

США
 

8
 

Гидроликс

ГЛ-2000 Переносой
 

Непосредственное измерение амплитуды звука в широкой полосе частот или избирательно на отдельных частотах. Место утечки определяется по максимуму звука на проверяемом участке
 

Определяется частотой выбора точек измерения по длине трубопровода (неограни-

ченно)
 

-
 

-
 

Возможно применение контактных микрофонов, непосредственно прикладываемых к трубе, так и бесконтактных (через землю, асфальт, бетон и т.д.)
 

Фирма

"Себа Динатроник" (ФРГ)
 

9
 

"Микрокор" dk1000
 

Определение места повреждения производится корреляционным методом по разности времени распространения звука от места утечки до мест установки двух датчиков.

Вычисление расстояния до места утечки, осуществляется микропроцессором.
 

2100 м
 

+ 0.2м
 


 

Масса 5,4 кг, требует контакта .с трубой, информация от датчиков к прибору может передаваться по кабелям или по радиоканалу
 

Фирма "Себа-Динатроник"

ФРГ

 


Примечание:

1. Для определения местонахождения трассы трубопровода (в плане и по глубине) можно использовать искатель трубопроводов типа ИТ-5, выпускаемый Винницким заводом (глубина обнаружения трубопровода - до 10 м, масса - 2,25 кг, габариты генератора 230х270х50мм, приемника - штанга длиной 870 мм.

2.4. РЕЗЕРВУАРЫ И РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ
2.4.1. Приёмка резервуаров в эксплуатацию
2.4.1.1. В настоящее время на складах ГСМ эксплуатируются следующие типы резервуаров:

- вертикальные сварные с избыточным давлением до 0,002 МПа (200 мм.вод.ст.) и вакуумом до 0,00025 МПа (25 мм вод. ст.) вместимостью от 100 до 10000 куб.м наземные и вместимостью 400-900 куб.м казематного типа со стационарным покрытием;

- горизонтальные вместимостью от 3 до 100 куб.м наземные и подземные, рассчитанные на избыточное давление до 0,04 МПа (4000 мм.вод.ст.).

2.4.1.2. Каждый резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

Перечень оборудования вертикальных и горизонтальных резервуаров приведен в приложении 4.

Резервуарные парки рекомендуется оснащать информационно-измерительными системами (ИИС) количественного учёта нефтепродуктов в резервуарах и на потоке по массе, а также датчиками предотвращения аварий.

2.4.1.3. Стальные конструкции резервуаров, поступившие с завода-изготовителя, должны быть покрыты грунтовкой, за исключением поверхностей, подлежащих монтажной сварке и сварных швов, испытываемых после монтажа. Окраска наружной поверхности резервуара осуществляется после окончания его испытаний.

2.4.1.4. До начала испытаний организации, участвующие в сооружении (или ремонте) резервуара, должны предъявлять заказчику всю техническую документацию на выполненные работы, в том числе: документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов, сертификаты (паспорта), содержащие данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении (или) ремонте резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара, предусмотренного СНиП 3.03.01-87, схему и акт испытания заземления резервуара, результаты нивелирования основания резервуара, акт на приёмку электрохимической защиты.

Для заглубленных металлических резервуаров, кроме указанных документов, должны быть дополнительно предъявлены:

- акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

- акт на скрытые работы по креплению резервуара, стальными хомутами к бетонному основанию;

- акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара;

- документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

2.4.1.5. Перед заливом вертикального резервуара водой для гидравлического испытания необходимо проверить отклонение от проектных величин фактических размеров основания и фундамента, геометрических размеров и формы стальных конструкций; при этом отклонения от проектных величин в соответствии со СНиП 3.03.01-87 не должны превышать приведенных в табл. 2.4.1.1. для оснований и фундаментов резервуаров, в табл. 2.4.1.2.-2.4.1.4. для геометрических форм резервуаров.

2.4.1.6. Контроль качества сборочных и сварочных работ при приёмке резервуаров в эксплуатацию проводится в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01-87 "Несущие и ограждающие конструкции".

2.4.1.7. Обнаруженные в результате контрольных испытаний недопустимые дефекты необходимо устранить, а участки шва с недопустимыми дефектами вновь заварить и проконтролировать.

2.4.1.8. Приёмку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытаний резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия требованиям проекта.

2.4.1.9. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству производственно-ливневой канализации.

Таблица 2.4.1.1.

 

#G0№ п/п
 

Параметр
 

Предельное отклонение, мм, для резервуаров объемом куб.м
 


 


 

100-700
 

1000-5000
 

10000-50000
 

1
 

Отклонение отметки центра основания
 


 


 


 


 

- при плоском основании
 

0; +20
 

0; +30
 

0; +50
 


 

- с подъемом к центру
 

0; +40
 

0; +50
 

0; +60
 


 

- с уклоном к центру
 

0; -40
 

0; -50
 

0; -60
 

2
 

Отклонение отметок поверхности периметра основания, определяемых в зоне расположения окрайков
 

+ 10
 

+ 15
 

-
 

3
 

Разность отметок любых несмежных точек основания
 

20
 

25
 

-
 

4
 

Отклонение отметок поверхности кольцевого фундамента.
 

-
 

-
 

+ 8
 

5
 

Разность отметок любых несмежных точек кольцевого фундамента
 

-
 

-
 

15
 

6
 

Отклонение ширины кольцевого фундамента (по верху).
 

-
 

-
 

+50; 0
 

7
 

Отклонение наружного диаметра кольцевого фундамента
 

-
 

-
 

+60; -40
 

8
 

Отклонение толщины гидроизоляционного слоя на бетонном кольце в месте расположения стенки резервуара
 

-
 

-
 

+ 5

 

Таблица 2.4.1.2.
 

#G0Вместимость резервуара, куб.м
 

Допустимые отклонения наружного контура, днища, мм
 


 

При незаполненном резервуаре
 

При заполненном резервуаре
 


 

Смежных точек на расстоянии 6 м по периметру
 

Любых других точек
 

Смежных точек на расстоянии 6 м по периметру
 

Любых других точек
 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

Менее 700
 

10
 

25
 

20
 

40
 

700-1000
 

15
 

40
 

30
 

60
 

2000-5000
 

20
 

50
 

40
 

80
 

10000-20000
 

15
 

45
 

35
 

75
 


Примечание: Высота хлопунов при диаметре днища 12 м (предельная площадь хлопуна 2 кв.м ) не более 150 мм; свыше 12 м (предельная площадь хлопуна 5 кв.м) не более 180 мм.
Таблица 2.4.1.3.

 

#G0Периметр
 

Допустимое отклонение, мм
 

1
 

2
 

Стенка
 

Отклонение величины внутреннего диаметра

на уровне днища от проектной при диаметре:
 

- до 12 м включительно
 

+ 40
 

- свыше 12 м
 

+ 60
 

Отклонение высоты от проектной при монтаже:
 

из рулонных заготовок высотой, м:
 

- до 12
 

+ 20
 

- до 18
 

+ 25
 

- из отдельных листов
 

+ 30
 

Крыша стационарная
 

Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок и ферм на опорах
 


20
 



Таблица 2.4.1.4.

 

#G0Вместимость резервуара куб.м
 

Предельные отклонения от вертикали образующих стенки из рулонов и отдельных листов, мм
 


 

Номера поясов
 


 


 


 


 

V
 

V
 

V
 

V
 

V
 


 


 


 


 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

6
 

7
 

8
 

9
 

10
 

11
 

12
 

13
 

100-700
 

10
 

20
 

30
 

40
 

45
 

50
 

-
 

-
 

-
 

-
 

-
 

-
 

1000-5000
 

15
 

25
 

35
 

45
 

55
 

60
 

65
 

70
 

75
 

80
 

-
 

-
 

10000-20000
 

20
 

30
 

40
 

50
 

60
 

70
 

75
 

80
 

85
 

90
 

90
 

90
 


Примечание: 1. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенок от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определить интерполяцией.

2. Измерения следует производить .идя каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва..

3. Отклонения надлежит проверять не реже чем через 6 м. по окружности резервуаров.

4. Указанные в таблице отклонения должны удовлетворять 75% произведенных замеров по образующим. Для остальных 25% замеров допускаются предельные отклонения на 30% больше с учётом их местного характера.
2.4.1.10. Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж. На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуаров, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.

Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения резервуара водой должны находиться вне опасной зоны.

2.4.1.11. При проведении гидравлических испытаний необходимо организовать круглосуточное наблюдение за состоянием конструкций и сварных соединений резервуаров.

2.4.1.12. Испытание резервуаров на герметичность должно производиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом.

2.4.1.13. Во время создания давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

2.4.1.14. При испытании резервуаров низкого давления на прочность и устойчивость принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 мин.

2.4.1.15. При обнаружении течи из-под края днища, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи.

При проявлении трещин, свищей в стенке (независимо от величины дефекта) испытания прекращают и воду сливают до уровня: полностью - при обнаружении дефекта в 1 поясе; на один пояс ниже расположения дефекта - при обнаружении дефекта во 2 - 4 поясах; до 5 пояса - при обнаружении дефекта в 4 поясе и выше. Обнаруженные дефекты должны быть исправлены и места исправлений проверены на герметичность.

2.4.1.16. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5°С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны бить приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара (непрерывная циркуляция воды, подогрев, утепление отдельных узлов и т.д.).

Испытания резервуаров нефтепродуктом или морской водой производятся по согласованию с заказчиком.

Проводить испытания во время дождя не рекомендуется.

2.4.1.17. Герметичность крыши вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1м, закрыть заглушками все люки на стене и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения создавая избыточное давление на 10% выше проектной величины.

При этом необходимо тщательно следить за показаниями V- образного манометра, выведенного по отдельному трубопроводу за обвалование.

В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.

Примечание: Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором.

2.4.1.18. Резервуары вместимостью до 20000 куб.м включительно, залитые водой до проектной, отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давление 24 ч.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность.

На резервуар после испытания составляют приёмочный акт.

2.4.1.19. Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвергаться испытаниям на 1,25 рабочего давления. Допускаются пневматические испытания на давление, не превышающее рабочее (СНиП П-91-77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования).

2.4.1.20. После ремонта основания и исправления геометрической формы резервуара по окончании гидравлического испытания и спуска воды проводится их проверка по отвесу, геодезическими и другими способами.

2.4.1.21. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть следующие документы:

- проектно-сметная документация на резервуар;

- паспорт резервуара (приложение 5, для горизонтальных резервуаров п.п. 8-11 приложения - исключить);

- градуировочная таблица на резервуар;

- схема и акты нивелирования окрайки и полотнища днища;

- схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;’

- акты на замену оборудования резервуаров;

- акт на выполнение противокоррозионного покрытия;

- акты на окраску резервуара;

- акт на выполненную очистку резервуара.

2.4.1.22. При выполнении ремонтных работ кроме акта на подготовку резервуара к ремонтным работам составляется акт по результатам проведения работ.

2.4.1.23. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

Паспорт составляется на основании исследований состояния и технической инвентаризации резервуара.
2.4.2. Эксплуатация резервуаров
2.4.2.1. Эксплуатация резервуаров включает следующие виды работы:

- техническое обслуживание в соответствии с регламентом;

- периодическую очистку;

- дефектоскопию;

- ремонт корпуса и основания резервуара и противокоррозионного покрытия.

Противокоррозионная защита резервуаров может осуществляться как на строящихся ёмкостях, так и на находящихся в эксплуатации.

2.4.2.2. Резервуарные парки, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчётную высоту.

Особое внимание необходимо уделять креплению хомутов и закладным деталям фундамента подземных горизонтальных резервуаров в соответствии с рабочим проектом или типовыми проектами ТП 704-1-158.83-704-1-164.83 (альбом ).

2.4.2.3. Необходимо следить, чтобы ширина сплошного земляного вала по верху была не менее 0,5 м, а высота на 0,2 м выше уровня расчётного объёма разлившегося нефтепродукта, но не ниже 1 м. для группы резервуаров общей вместимостью менее 10000 куб.м и 1,5 для группы резервуаров общей вместимостью - 10000 куб.м и более.

2.4.2.4. При эксплуатации казематных резервуаров особое внимание необходимо обращать на состояние казематов и колодцев с тем, чтобы не допускать затопления их поверхностными или грунтовыми водами.

Основание резервуара следует защищать, от размыва поверхностными водами, для чего необходимо обеспечивать их беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

2.4.2.5. Разрешение на наполнение (опорожнение) резервуаров должно быть дано ответственным лицом после проверки правильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать рёзервуарные задвижки следует плавно, без применения рычагов.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки.

2.4.2.6. Максимальный уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учётом расположения оборудования, а также температурного расширения жидкости при нагревании.

2.4.2.7. Производительность наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов (приложение 6).

При увеличении производительности наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями.

2.4.2.8. Наполнение резервуаров производится при свободно опущенной хлопушке, опорожнение - при поднятой хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть опущена.

2.4.2.9. Сифонный кран резервуара должен быть соединен трубопроводом с очистным резервуаром пункта слива отстоя топлива; очистной резервуар по мере заполнения необходимо освобождать от отстоявшейся воды и топлива, один раз в год очищать, при этом нельзя допускать засорения трубопровода и запорной арматуры.

Во время сброса из резервуаров отстоявшейся воды нельзя допустить вытекание нефтепродукта.


2.4.2.10. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температуре ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и стационарные пробоотборники.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

2.4.2.11. За осадкой основания каждого резервуара должен быть установлен систематический контроль. У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки) не реже одного раза в год необходимо, проверять нивелированием состояние днища и не реже двух раз в год - для резервуаров, сооруженных в районах со сложными грунтовыми условиями. У резервуаров, находящихся в эксплуатации более четырех лет (после стабилизации осадки) нивелирование производят раз в пять лет.. По окончании, нивелирования составляется акт с указанием происшедшей осадки за период эксплуатации (см. действующий регламент технического обслуживания).

2.4.2.12. Для измерения осадки основания на территории склада ГСМ должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

2.4.2.13. При осмотре резервуаров особое внимание уделять герметичности разъемных соединений, состоянии сварных швов нижних поясов корпуса, окрайков днища, уторного шва вертикального резервуара, основанию под горизонтальные резервуары на отсутствие просадок и деформации.

При выявлении трещин в швах или в основном металле днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и очищен для ремонта. При выявлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

2.4.2.14. При эксплуатации резервуарных парков должны соблюдаться правила охраны труда и пожарной безопасности в соответствии с разделами 13.1, 13.2, 13.5 Руководства.
2.4.3. Очистка резервуаров
2.4.3.1. Очистка резервуаров производится согласно графика, утвержденного руководителем предприятия ВТ, для предупреждения загрязнения и порчи ГСМ, а также при смене марок применяемых ГСМ и подготовке резервуаров к сварочным и ремонтным работам.

2.4.3.2. Очистка резервуаров из под топлив для реактивных двигателей и авиационных бензинов производится 2 раза в год при подготовке к летней и зимней навигации.’

При наличии на технологической линии приёма топлива в резервуары средств очистки, обеспечивающих тонкость фильтрации не более 40 мкм, допускается очистку резервуаров производить не менее 1 раза в год.

Резервуары для авиационных масел и спецжидкостей и емкости маслостанций очищаются 1 раз в год.

Стальные резервуары из под ПВК жидкостей очищаются не менее 2 раз в год, все виды расходных бачков для ПВК жидкости - 1 раз в квартал. Очистка ёмкостей ТЗ, МС производится не менее 1 раза в год, ёмкостей АТЦ - 1 раз в 2 года.

При обнаружении повышенного загрязнения в ёмкостях производится внеочередная очистка их независимо от установленных сроков.

2.4.3.3. При проведении очистки внутренних поверхностей резервуаров должны соблюдаться правила охраны труда и пожарной безопасности, приведенные в разделе 13.12. настоящего руководства.

2.4.3.4. Очистка резервуаров может производиться химико-механизированным способом, с помощью установки ОХМЗР или. ручным способом.

Нормы потерь ГСМ при очистке и вводе в эксплуатацию резервуаров, трубопроводов, ёмкостей приведены в приложении 7. По окончании очистки резервуара оформляется акт (приложение 8).
Химико-механизированная очистка резервуаров


2.4.3.5. Химико-механизированная очистка резервуаров производится с помощью ОХМЗР.

Комплект ОХМЗР при очистке резервуаров выполняет следующие функции: вентиляцию резервуара, механизированную промывку внутренней поверхности резервуара струёй моющего раствора, откачку эмульсии.

2.4.3.6. Для очистки резервуаров следует применять моющие препараты:

- лабомид-203 - порошок белого цвета, нетоксичен, пожаровзрывобезопасен, биологически разлагаем, поставляется в бумажных мешках массой 50 кг;

- TMC-31 - жидкость или тягучая паста со специфическим запахом, нетоксична, пожаровзрывобезопасна, биологически разлагаема, поставляется в металлических бочках вместимостью 200 л;

- МЛ-2, МЛ-52 - порошок белого цвета, гигроскопичен, нетоксичен, биологически разлагаем, поставляется в деревянных ящиках или крафт-мешках.

Моющие средства препаратов лабомид-203 и TMC-31 выше, чем у препаратов типа МЛ.

2.4.3.7. Минимальное потребное количество вода и необходимое количество моющих препаратов (без учёта вместимости трубопроводов) для очистки резервуаров различной вместимости приведены в табл. 2.4.3.1.
Таблица 2.4.3.1.


 

#G0Вместимость очищаемого резервуара
 

Минимальное количество воды, куб.м
 

Необходимое количество моющего препарата, кг
 


 

для препаратов типа MЛ
 

для препаратов лабомид-203, TMС-31
 

МД-2
 

МЛ-52
 

лабомид-203
 

ТМС-31
 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

6
 

7
 

50
 

7,0
 

3,0
 

35,0
 

105,0
 

90,0
 

60,0
 

100
 

8,0
 

3,0
 

40,0
 

120,0
 

90,0
 

60,0
 

1000
 

12,0
 

5,0
 

60,0
 

180,0
 

150,0
 

100,0
 

2000
 

15,0
 

8,0
 

75,0
 

225,0
 

240,0
 

160,0
 

3000
 

17,0
 

10,0
 

85,0
 

255,0
 

300,0
 

200,0
 

5000
 

20,0
 

12,0
 

100,0
 

300
 

360,0
 

240,0
 


Примечание: концентрация моющих препаратов в моющем растворе должна составлять: для МЛ-2 - 5 г/л, для МЛ-52 - 15 г/л, для TMС-31 - 20 г/л, для лабомида-203-30 г/л.
2.4.3.8. Очистку резервуаров производят после выполнения подготовительных работ (откачки остатков ГСМ, приготовления моющего раствора, проверки исправности оборудования, вентиляции, контроля загазованности, развертывания оборудования), в следующей последовательности:

- промывка моющим раствором (сначала холодным, затем горячим);

- откачка эмульсии;

- контроль концентрации паров и дополнительная вентиляция;

- контроль качества промывки;

- доочистка от остатков механических примесей.

2.4.3.9. По окончании очистки в качестве коагулянта для нейтрализации моющего раствора можно применять сернокислый алюминий, хлорное железо или хлорную известь в количестве 2-6 г на литр моющёго раствора.

Отработанный раствор перемешивается с хлорной водой (хлорную известь предварительно следует растворить в небольшом количестве воды) с помощью насоса, после чего он отстаивается в ёмкости в течение 24 часов.

Слив в водоём или канализацию нейтрализованного раствора производится после его анализа при условии содержания ГСМ, не превышающего нормы слива, установленные органами санитарно-эпидемиологической службы.

Ручная очистка резервуаров

2.4.3.10. Подготовка и проведение ручной очистки резервуара включает следующие работы:

- слив ГСМ;

- установку заглушек на трубопроводы от резервуаров;

- удаление остатков ГСМ механическим способом (с помощью насоса и специального всасывающего трубопровода и рукава). Удаляемые остатки необходимо собирать в специальные ёмкости;

- проветривание для снижения уровня, содержания паров (ниже ПДК);

- проведение контроля за концентрацией паров;

- сбор и удаление грязи с днища резервуаров с помощью алюминиевых совков, лопат, ведер;

- удаление отложений и ржавчины со стенок резервуара растворителями, с помощью малярных щеток и кистей. Ржавчина может удаляться деревянными или медными скребками. В качестве растворителей применяется бензин, керосин, уайт-спирт. При необходимости резервуар промывают водой;

- просушку резервуара путём его выдерживания до полного испарения влаги (растворителя и воды) при всех открытых люках;

- протирку резервуара с помощью сухих чистых хлопчато-бумажных или холстяных салфеток, не оставляющих ворса на стенках резервуаров. Салфетки предварительно промывают в мыльной воде или растворе стиральных порошков;’

- проверку качества очистки резервуара пробной протиркой его поверхности чистой салфеткой.

Резервуар очищен достаточно, если на салфетке отсутствуют жирные масляные пятна, загрязнения.

2.4.3.11. При подготовке резервуара к ремонтным работам промывка резервуара водой обязательна. Промывка резервуара водой производится через рукав с медным или дюралевым наконечником струёй воды под давлением, направляемой под углом 45° к стене сверху вниз.

При скоплении воды на дне резервуара высотой более 20см промывку следует прекратить, откачать воду, а затем, в случае необходимости продолжать промывку.
2.4.4. Ремонт резервуаров
2.4.4.1. Объём ремонтных работ определяется комиссией, назначенной приказом руководителя предприятия, на основании результатов обследования технического состояния резервуаров с составлением акта обследования.

Для оценки пригодности резервуаров к эксплуатации должно проводиться его полное или частичное обследование.

2.4.4.2. Частичное обследование резервуара без вывода его из эксплуатации проводится в соответствии с "Регламентом технического обслуживания".

Полная дефектоскопия проводится при обнаружении значительных дефектов (большие коррозионные повреждения, трещины в различных местах корпуса, большие отклонения геометрической формы) и по истечении срока службы резервуара.

Сроки последующей дефектоскопии резервуаров устанавливаются на основании заключения комиссии о состоянии резервуаров.

2.4.4.3. При полной дефектоскопии резервуара, кроме работ, предусмотренных "Регламентом технического обслуживания", предусматривается:

- измерение толщины стенок, кровли и днища резервуара;

- контроль геометрической формы резервуара;

- контроль сварных соединений физическими методами;

- механическое испытание и металлографическое исследование металла и сварных соединений (если предполагается ухудшение механических свойств);

- химический анализ металла (если отсутствуют данные о марке стали).

Полная дефектоскопия резервуара проводится по договору со специализированной организацией (ВНИИмонтажспецстрой или хозяйственным объединением "Люкон").

2.4.4.4. При определении пригодности резервуаров к эксплуатации необходимо руководствоваться установленными параметрами конструкции СНиП 3.03.01-87, "Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров" РД 39-30-1284-85,.утверждены 18.04.85 г. Миннефтепром СССР.

2.4.4.5. Для оценки, состояния поверхности резервуара, его очищают и подвергают осмотру, а в случае необходимости используют лупу с 10-кратным увеличением.

2.4.4.6. Осмотр внутренней поверхности резервуара, несущих конструкций покрытия, а также средний и капитальный ремонты резервуара, находящегося в эксплуатации, проводятся только после его полного освобождения от нефтепродукта, отсоединения от всех трубопроводов, установки заглушек с указателем-хвостовиком, на котором выбивается номер заглушки и давление в трубопроводе, очистки, промывки, пропарки, полной дегазации, взятия анализа воздушной среды и составления акта готовности к огневым работам.

По результатам осмотра наносят краской круг вокруг дефектного места с указанием стрелкой места дефекта в основном металле или сварном соединении.

2.4.4.7. Минимальные толщины отдельных листов стенки резервуара по измерениям в наиболее коррозированных местах не должны быть меньше указанных в табл. 2.4.4.1.

2.4.4.8. Предельно допустимый износ листов кровли в днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50% от проектной величины.

2.4.4.9. Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, балок, связей) а также окраек днища не должен превышать 30% от проектной величины.

2.4.4.10. Для выявления действительной геометрической формы резервуара необходимо измерить отклонения образующих корпуса от вертикали.

Допустимые отклонения образующих стенки нового резервуара от вертикали приведены в табл. 2.4.1.4’

2.4.4.11. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации 15-20 лет и более, допускаются отклонения в два раза больше, чем для новых. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы.

2.4.4.12. Для определения неравномерной просадки днища необходимо проводить его нивелирование не менее чем в восьми точках по полотнищу и по наружным окрайкам днища или верха нижнего пояса, но не реже, чем через 6 м.

При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерения.

2.4.4.13. Высота хлопунов днища резервуара не должна превышать величин, указанных в примечании табл. 2.4.1.2. При большой высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению.

2.4.4.14. Величины неравномерной осадки наружного контура окрайки днища определяются путем нивелирования в тех же местах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали.

Отклонение от горизонтальности наружного контура днища не должно превышать величин, указанных в табл. 2.4.1.2.
Таблица 2.4.4.1.

 

#G0Вместимость резервуара куб.м
 

Марка стали
 

Предельная минимальная толщина листа по поясам, мм
 


 


 


 


 


 

V
 

V
 

V
 

V
 

V
 

1
 

2
 

3
 

4
 

5
 

6
 

7
 

8
 

9
 

10
 

100
 

ВСТЗ
 

2
 

2
 

1,5
 

1,5
 


 


 


 


 

200
 

ВСТЗ
 

2
 

2
 

1,5
 

1,5
 


 


 


 


 

400
 

ВСТЗ
 

2,5
 

2
 

1,5
 

1,5
 


 


 


 


 

700
 

ВСТЗ
 

3
 

2,5
 

2
 

2
 

1,5
 

1,5
 


 


 

1000
 

ВСТЗ
 

3,5
 

3
 

2,5
 

2
 

2
 

2
 

-
 

-
 

1000
 

09Г2С
 

3,2
 

2,4
 

2,4
 

2
 

2
 

2
 

-
 

-
 

2000
 

Вст3
 

5,5
 

5
 

4
 

3,5
 

3
 

3
 

2
 

2
 

2000
 

09Г2С
 

4,3
 

4,2
 

3,8
 

3,2
 

2,8
 

2
 

2
 

2
 

3000
 

Вст3
 

7,5
 

6
 

5
 

4
 

3,5
 

2,5
 

2
 

2
 

3000
 

09Г2С
 

5,2
 

4,8
 

4,5
 

3,8
 

3,4
 

2,5
 

2
 

2
 

5000
 

Вст3
 

7,8
 

6,8
 

5,9
 

4,8
 

3,8
 

2,7
 

2
 

2
 

5000
 

09Г2С
 

6
 

5,3
 

4,5
 

3,9
 

3,5
 

3
 

2,5
 

2,5
 

10000
 

Вст3
 

10,5
 

10,0
 

8,5
 

7
 

5,5
 

4
 

3
 

3
 

10000
 

09Г2С
 

9
 

8
 

7
 

6
 

4,8
 

4
 

4
 

4
 



Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более четырех лет, допускаются отклонения в два раза больше, чем для новых.

При наличии отклонений днища, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидроизоляционным слоем

 

2.4.4.15. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение, которое должно содержать наименование организации, выполняющей проверку, фамилии и должности исполнителей, техническую характеристику на резервуар, режим его эксплуатации, виды и число аварий и ремонтов, перечень работ, выполненных в ходе обследования, выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии, заключение о состоянии резервуара, его ремонтопригодности и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации.

2.4.4.16. Оформленное заключение подписывается исполнителями, руководителем службы дефектоскопии, затем утверждается главным инженером предприятия, в ведении которого находится служба дефектоскопии.

2.4.4.17. Основанием для списания резервуара служит неудовлетворительное качество металла, как по механическим свойствам, так и по химическому составу.

Кроме того, при решении вопроса о списании резервуара должны учитываться следующие факторы:

1. Недопустимые отклонения от параметров, установленных СНиП, стандартами, ТУ и настоящим Руководством;

2. Физический износ (толщина стенки, геометрические формы, состояние сварных швов и основного металла);

3. Моральный износ;

4. Перспективные планы технического перевооружения;

5. Сравнительная эффективность затрат на капитальный ремонт и модернизацию.

2.4.4.18. По результатам технического обследования резервуаров составляется график ремонтных работ. Текущий и средний ремонты резервуаров проводятся, как правило, силами предприятия ГА.

Исправление дефектных участков резервуаров проводится в соответствии с действующими "Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту".’М..Недра, 1988 г.

2.4.4.19. Фундаменты (опоры) горизонтальных резервуаров, получивших осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) на седло опоры бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

2.4.4.20. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли подлежат частичному или полному удалению и ремонту.

Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

2.4.4.21. Сварку при ремонте и исправление дефектов резервуаров, находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже -10 С.

Сварку при более низких температурах необходимо проводить по специально разработанной технологии, исключающей возникновение значительных внутренних напряжений и каких-либо дефектов в сварных соединениях в соответствии с действующими нормативными документами: СНиП 3.031-01-87 "Несущие и ограждающие конструкции", СНиП П-В. 3-62 "Стальные конструкции. Нормы проектирования", а также с учётом накопленного опыта.

При отрицательных температурах дефектные участки разрешается исправлять не более двух раз.

2.4.4.22. По окончании сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления и остатки крепивших их швов должны быть удалены, сварные соединениями места сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла и при необходимости окрашены.

К сварочным работам допускаются лица, прошедшие специальную подготовку, имеющие удостоверение на право производства сварочных работ, выданное в соответствии с утвержденными Правилами аттестации сварщиков.

2.4.4.23 При ремонте резервуаров без применения сварочных работ могут применяться эпоксидные составы для герметизации:

- газового пространства резервуаров, кровля и верхние пояса которых имеют большое число сквозных коррозионных повреждений;

- сварных соединений, имеющих мелкие трещины и участки с отпотинами в верхних поясах стенки;

- прокорродированных участков днища и первого пояса стенки.

2.4.4.24. Герметизация дефектных мест с применением эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции и применяется как временная мера.

2.4.4.25. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации. Дефектное место должно находиться выше уровня наполнения продуктов в резервуаре.

2.4.4.26. Герметизация дефектных мест днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров). Техника безопасности работ с эпоксидными составами приведена в разделе 13.13.

2.4.4.27. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, сверления отверстий диаметром 6-8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры, сверление трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место сверления следует густо смазать техническим вазелином.

2.4.4.28. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границы дефектного места на 40-80 мм с помощью безыскровых приспособлений. Поверхность поврежденного участка зачищают до блеска металлической щеткой, исключающей искрообразование, напильником и дополнительно наждачной бумагой. После механической обработки поврежденное место очищают от опилок, окалины и грязи ветошью, смоченной бензином. Перед нанесением клеящего состава зачищенное дефектное место, обезжиривают растворителями (Р-40, ацетоном, Р-4 и др.).

2.4.4.29. Для ремонта резервуара рекомендуется применять эпоксидные композиции (клеи) холодного отвердения, составы которых приведены в табл. 2.4.4.2 и 2.4.4.3.
Таблица 2.4.4.2.

.Составы клеевых композиций
 

#G0

Компонент
 

Состав

массовые части
 


 


 


 

Эпоксидная смола непластифицированная ЭД-20
 

100
 

100
 

Дибутилфталат (пластификатор)
 

15
 

-
 

Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20
 

-
 

50
 

Пудра алюминиевая (наполнитель)
 

10
 

10
 

Полиэталенполиамин (отвердитель)
 

10
 

10
 


Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно пластификатора.
Составы клеевых композиций

Таблица 2.4.4.3.

 

#G0Компанент
 

Состав, массовые части
 


 


 


 


 

Эпоксидная смола ЭП-0010
 

100
 

100
 

100
 

Полиэтиленполиамин (отвердитель)
 

10
 

10
 

8
 

Асбест хризотиловый
 

15
 

-
 

10
 

Цинковый порошок
 

-
 

20
 

10
 


2.4.4.30. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клею на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.

2.4.4.31. Жизнеспособность клеевых составов при температуре 20°С составляет 45-60 мин., поэтому указанные составы необходимо изготовлять небольшими порциями непосредственно перед использованием.

2.4.4.32. Эпоксидные клеевые составы холодного отвердения полимеризуются при температуре окружающей среды от 5°С и выше в течение 24 ч. Ускорить отвердение эпоксидного состава можно путем подогрева его после начала полимеризации, которая наступает через 2-3 часа с момента приготовления при температуре окружающей среды 15-20°С.

Подогревать можно горячим воздухом, мешками с горячим песком, полимеризация заканчивается за 4-5 часов при температуре 60-80°С и за 1,5 часа при температуре 120°С.

2.4.4.33. В зависимости от вязкости состава его наносят на зачищенную поверхность шпателем, кистью или краскопультом.

2.4.4.34. Отдельные мелкие трещины, отверстия и отпотины на стенке, кровле допускается ликвидировать эпоксидным составом без применения армирующего материала. При этом дефектное место и поверхность вокруг него должны быть покрыты ровным слоем клея. Толщина клеевого состава должна быть около 0,15 мм.

2.4.4.35. Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани, стеклоткани, бязи и др. Зачищенное место покрывают слоем клея, укладывают армирующий слой и покрывают его слоем клея, затем укладывают следующий армирующий слой, который тоже покрывают слоем клея. Каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного места и ранее уложенного армирующего слоя на 20-30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой эпоксидного клеевого состава с последующим лакокрасочным покрытием.

2.4.4.36. Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется (прикатывается) металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и металлом.

2.4.4.37. Клеевая конструкция отремонтированных дефектных мест после окончания всех работ выдерживается для отвердения в течение 48 часов при температуре 15-25°С.

2.4.4.38. Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесением сплошного армирующего покрытия на дефектные места.

2.4.4.39. Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняется с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 (ГОСТ 10277-86) и отвердителя-гексаметилендиамина (шпатлевка - 100 г. и отвердитель - 8,5 г).

2.4.4.40. Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом или другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензином и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой. Состав эпоксидной грунтовки (в вес.ч.):

- шпатлевка ЭП-0010 - 100

- отрердитель - 8,5

- растворитель Р-40 - 35-40

Состав растворителя Р-40: ацетон - 20%, этилцеллозольв - 30%, толуол - 50%.

Количество растворителя Р-40 при нанесении грунтовки краскопультом не должно превышать 35 массовых частей, при нанесении вручную допускается до 45 массовых частей. Грунтовку, предназначенную для нанесения на поверхность краскопультом фильтруют через сетку с числом отверстий не менее 1200 на 1 кв.см или через два-три слоя марли. Жизнеспособность состава - 5-7 ч.

Технология проведения работ по нанесению эпоксидных покрытий при ремонте резервуаров аналогична технологии противокоррозионной защиты внутренних поверхностей резервуаров, приведенной в разделе 2.4.5.

2.4.4.41. Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным покрытием следующего состава (в массовых частях):

- шпатлевка - ЭП-0010 - 100

- отвердитель - гексамэтилендиамин - 8,5

- наполнитель - алюминиевая пудра - 100

Приготавливать состав рекомендуется следующим образом:

В шпатлевку ЭП-0010 добавляют отвердитель и .тщательно перемешивают до образования однородной массы, затем добавляют сухой наполнитель до образования тестообразной массы удобной для нанесения шпателем.

Жизнеспособность состава - 1-1,5 ч.

2.4.4.42. На загрунтованную поверхность наносят разливом и разравнивают слой покровного состава толщиной до 2 мм, на который накладывают армирующий слой, и укатывают перфорированным металлическим катком для пропитки слоя и удаления воздушных пузырей.

Следующие армирующие слои накладывают после отвердения предыдущих слоев (не ранее чем через 24 ч) при температуре 18°С в указанной последовательности.

2.4.4.43. На верхний армирующий слой наносят краскопультом лакокрасочное покрытие (грунтовка по ГОСТ 9070-75).

2.4.4.44. Контроль качества осуществляют визуальным осмотром и с помощью электрического дефектоскопа ЭД-4.

2.4.4.45. Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться не ранее семи суток после окончания ремонта. Контроль качества ремонтных работ, испытание и приёмка резервуаров после ремонта проводятся согласно п.2.4.1.5-2.4.1.22.
2.4.5. Противокоррозионная защита внутренних поверхностей вертикальных резервуаров
2.4.5.1. Для сохранения качества авиатоплива резервуары для его хранения должны иметь внутреннее противокоррозионное покрытие, удовлетворяющее требованиям стандартов РФ (топливоводомаслостойкое покрытие, отвечающее требованиям электроискробезопасности).

В аэропортах, выполняющих международные рейсы, внутреннее противокоррозионное покрытие резервуаров должно отвечать требованиям международных стандартов (не допускается содержание в покрытии цинка, кадмиевых или медных сплавов в сочетании с электроискробезопасностью).

2.4.5.2. Для противокоррозионной защиты внутренних поверхностей вертикальных резервуаров используются покрытия холодного отвёрждения на основе серийно выпускаемых отечественной промышленностью лакокрасочных материалов и растворителей. Противокоррозионную защиту целесообразно выполнять с привлечением специализированных организаций.

2.4.5.3. Выбор покрытия производится с учётом того, что условия его эксплуатации в вертикальном резервуаре различны:

- верхняя часть корпуса резервуара находится в контакте с топливно-воздушной смесью, средняя часть - в контакте с топливом, днище и нижняя часть корпуса - в контакте с топливом и водой.

2.4.5.4. Характеристика покрытий, рекомендуемых для противокоррозионной защиты внутренних поверхностей резервуаров, приведена в разделе 1 приложения 9.

2.4.5.5. При выполнении робот по подготовке внутренних поверхностей и нанесений на них покрытий следует руководствоваться требованиями следующих документов:

- правила устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

- правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

- общие правила для предприятий машиностроения;

- правила и инструкции по технической эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений;

- правила технической эксплуатации нефтебаз.

2.4.5.6. При нанесении лакокрасочных материалов на внутренние поверхности стальных вертикальных резервуаров необходимо выполнить следующие операции:

- провести подготовительные организационные работы;

- подготовить внутренние поверхности крыши, перекрытий и корпуса резервуара для нанесения грунтовочного (первого) слоя покрытия;

- проконтролировать качество подготовки внутренних поверхностей;

- нанести грунтовочный (первый) слой покрытия на крышу, перекрытия и корпус резервуара и просушить его;

- заделать щели в местах контакта крыши резервуара с опорой перекрытий;

- нанести покровные (второй, третий и т.д.) слои покрытия (согласно выбранному варианту покрытий) на крышу, перекрытия и корпус резервуара до половины нижнего пояса и просушить их;

- проконтролировать качество нанесенного покрытия и при необходимости исправить дефекты;

- демонтировать подъёмные приспособления и подсобные средства и убрать их из резервуара;

- подготовить поверхность днища резервуара для нанесения грунтовочного (первого) слоя покрытия;

- нанести грунтовочный (первый) слой покрытия на днище резервуара и просушить его;

- нанести покровные слои покрытия на вторую половину нижнего пояса и днище резервуара и просушить их;

- проконтролировать качество нанесенного покрытия и при необходимости исправить дефекты.

2.4.5.7. При проведении работ по противокоррозионной защите резервуаров и ремонту покрытий долины выполняться требования охраны труда и пожарной безопасности, приведенные в разделе 1.3.13 Руководства.

2.4.5.8. Технология проведения работ по нанесению противокоррозионных покрытий внутренних поверхностей резервуаров приведена в разделе 2 приложения 9.

По окончании работ по нанесении покрытия на внутренние поверхности резервуаров и его сушки производятся выдержка покрытия в течение нe менее 14 суток для окончательного формирования пленки покрытия.

2.4.5.9. Приёмка выполненных работ по противокоррозионной защите действующих резервуаров осуществляется комиссией, которая назначается руководителем авиационного предприятия и осуществляет осмотр и проверку качества покрытия в соответствии с п.п. 2.4.5.10. - 2.4.5.16 настоящего разодела.

2.4.5.10. Качество покрытий контролируют визуальным осмотром и с помощью приборов, определяя толщину, адгезию и оплошность покрытий;

2.4.5.11. Визуальный контроль качества покрытий осуществляется руководителем бригады, как в период нанесения покрытий, так и после нанесения каждого слоя и его сушки. Особое внимание в процессе покрытия следует обращать на правильность нанесения лакокрасочного материала. Лакокрасочный материал должен наноситься равномерно по всей поверхности без подтеков и наплывов.

2.4.5.12. По окончании нанесения и сушки лакокрасочного покрытия производится визуальный осмотр и определение толщины, адгезии и сплошности. Покрытия не должны иметь пузырей, отслоений плёнки, подтеков и наплывов.

2.4.5.13. Толщину лакокрасочного покрытия определяют, не нарушая его целостности, с помощью магнитного толщиномера ИТП-1 или МТ-20Н, МТ-З0Н. Измерения толщины производят выборочно: не менее чем по 5 измерений на днище, корпусе и крыше. Общая толщина покрытия должна соответствовать данным, приведенным в табл.1 приложения 9.

Адгезия лакокрасочных покрытий - свойство прочно сцепляться с поверхностью, определяется способом "решетчатых надрезов" в соответствии с ГОСТ 15140-78. При этом на покрытии делают не менее 5 параллельных надрезов на всю глубину покрытия бритвенным лезвием или скальпелем по линейке или шаблону на расстоянии 1-2 мм друг от друга и столько же аналогичных надрезов, перпендикулярных первым. В результате на покрытии образуется стандартная решетка из квадратиков одинакового размера 1х1 или 2х2 мм.

Поверхность покрытия после нанесения решетки очищается кистью, затем на неё наклеивается и снимается кусочек липкой ленты и определяется адгезия. Адгезия считается хорошей, если края надрезов гладкие, на липкой ленте нет сколов и отслоений кусочков покрытия.

Адгезия лакокрасочных покрытий, определяемая данным способом должна быть не менее двух баллов.

На участок, где была определена адгезия, наносится покрытие в один слой.

2.4.5.14. Сплошность лакокрасочных покрытий определяется с помощью электролитического дефектоскопа ЛКД-1, при этом производится не менее 5 измерений на днище, корпусе и крыше

2.4.5.15. В случае недостаточной толщины или неудовлетворительной сплошности комплексного покрытия на него наносят дополнительный покровный слой.

О результатах приёмки составляют акт (приложение 10),. который затем утверждается руководителем авиационного предприятия.

2.4.5.16. Противокоррозионное покрытие должно соответствовать техническим условиям и обеспечивать длительную защиту от коррозии внутренних поверхностей резервуаров.
2.5. ПУНКТЫ НАЛИВА ТОПЛИВОЗАПРАВЩИКОВ И АВТОТОПЛИВОЦИСТЕРН
2.5.1. Для наполнения топливом ТЗ и АТЦ в аэропортах предусматриваются специальные пункты налива (ПН).

В зависимости от месторасположения и технологической схемы ПН ТЗ могут быть следующих типов:

- ПН на складе ГСМ;

- предперонный пункт налива (ППН) ТЗ;

- пункты налива ТЗ системы ЦЗС.

2.5.2. ПН любого типа предусматривают выполнение следующих операций:

- нижнее заполнение ТЗ;

- учёт количества отпущенного топлива;

- добавление ПВК жидкости в требуемом количестве;

- нейтрализацию зарядов статического электричества;

- защиту оборудования от гидроударов;

- дистанционный или автоматический запуск и остановку насоса в насосной станции;

- автоматическое прекращение подачи топлива после наполнения цистерны ТЗ до заданного уровня;

- сбор и утилизацию топлива при проверке качества и слива отстоя;

- смыв и сбор пролитого топлива.

В зависимости от типа ПН, его удаленности от насоснофильтрационной станции склада ГСМ средства фильтрации и водоотделения могут входить или не входить в состав ПН.

В состав ПН систем ЦЗС средства фильтрации и водоотделения, как правило, не входят.

При разработке ПН для конкретного аэропорта можно пользоваться типовым проектом ТП 704-3.36.85.

2.5.3. Пункты налива ТЗ и их трубопроводные коммуникации должны предусматриваться автономными для каждого сорта топлива, для каждой марки авиабензинов.

2.5.4. В состав ПН должно входить следующее оборудование: раздаточный рукав с наконечником нижней заправки; нейтрализатор зарядов статического электричества; счётно-дозирующие установки или счётчики и дозаторы ПВК-жидкости, гидроамортизаторы, запорная арматура, устройства для ограничения налива, средства управления и автоматизации, приборы контроля расхода и давления, а также в. зависимости от принятой технологии средства фильтрации и водоотделения.

2.5.5. С целью облегчения ручных операций подсоединения ПН к ТЗ вместо раздаточного рукава с ННЗ может использоваться шарнирный трубопровод с наконечником ННЗ-5.

2.5.6. Для автоматизированного включения-отключения насосных агрегатов целесообразно использовать пульт САУ-ЦЗС.

2.5.7. Слив отстоя топлива должен предусматриваться в ёмкости по 10-50 куб.м с устройствами слива топливе и их последующего освобождения.

2.5.8. Для удобства эксплуатации оборудования ПН целесообразно размещать под навесом.

2.5.9. Случайно пролитое топливо при заполнении ТЗ должно сливаться в отдельную ёмкость через решетки - сборники или в отдельные сборники проливов, а затем удаляться.

2.5.10. На складах ГСМ, приёмные устройства для слива ГСМ, поступающих в АТЦ, как правило, совмещаются с ПН.

2.5.11. Приёмные устройства должны быть оборудованы:

- устройствами для герметизированного нижнего слива АТЦ (УБС-65 или бортовой заправочный штуцер);

- стационарными или передвижными насосными установками:

- приёмными фильтрами грубой очистки;

- запорной арматурой;

- заземлительными устройствами.

2.5.12. Слив топлива из АТЦ может осуществляться с помощью насосной установки склада ГСМ, или собственным насосом АТЦ. Под слив допускаются только исправные, имеющие соответствующее оборудование и калибровку АТЦ.

2.5.13. Для налива АТЦ через верхние горловины на ПН предусматривается специальный стояк со средствами механизации, подъёма и опускания рукавов, исключающими возможность искрообразования при работе.

2.5.14. При наливе ТЗ, сливе АТЦ необходимо соблюдать правила охраны труда и пожарной безопасности, приведенные в разделе 13.6. Руководства.
2.6. РУКАВА ДЛЯ АВИАГСМ
2.6.1. Рукава устанавливаются на сливных железнодорожных эстакадах, пунктах налива, на автотопливных цистернах (АТЦ), на передвижных и стационарных средствах заправки ВС авиаГСМ, на топливомаслораздаточных колонках, а также используются для различных складских перекачек.

Краткие технические характеристики рукавов, выпускаемых отечественной промышленностью, которые рекомендуется использовать на складах ГСМ, приведены в приложении 11.

2.6.2. Рукава должны храниться в закрытых складских помещениях в расправленном виде при температуре от минус 25° до плюс 25°С на расстоянии не менее 1м от нагревательных приборов. Рукава должны размещаться на стеллажах параллельными рядами высотой не более 1 м.

Допускается хранение рукавов на барабанах, имеющих рабочий диаметр не менее 0,8 м, в течение 6 месяцев со дня изготовления с последующей перемоткой и поворотом их на уголь 90

2.6.3. Не допускается хранить рукава в помещениях, где находятся растворители, бензин, масла, керосин, кислоты, щелочи и другие вещества, разрушающие резину, тканевые элементы и вызывающие коррозию металлической проволоки.

Рукава, бывшие в употреблении перед укладкой на хранение должны быть просушены.

2.6.4. Рукава перед установкой на средство заправки должны подвергаться гидравлическим испытаниям на герметичность.

Гидравлические испытания рукавов, которые устанавливаются на подвижных средствах заправки ВС топливом (ТЗ, АТЦ ЗА), проводятся службой спецтранспорта при участии представителя службы ГСМ, а рукавов, устанавливаемых на стационарных заправочных агрегатах - службой ГСМ.

2.6.5. Испытания рукавов гидравлическим давлением должны проводиться на испытательных стендах типа СИЗР или других в соответствии с технической документацией по их эксплуатации.

Величина гидравлического давления при испытаниях рукавов на герметичность составляет двойное рабочее давление. Рукава с внутренним диаметром до 20 мм включительно допускается подсоединять к стенду с изгибом на 180°, а рукава с внутренним диаметром свыше 20 мм - с изгибом не более 90° или по прямой линии.

При подсоединении рукавов к стенду должны выдерживаться допустимые минимальные радиусы изгиба рукавов, приведенные в приложении 11.

Результаты гидравлических испытаний должны оформляться актом (приложение 12).

2.6.6. Перед монтажом рукавов, хранившихся при температуре ниже 0°С, они должны выдерживаться не менее 24 часов при температуре 20 + 5 °С.

2.6.7. При монтаже рукавов необходимо соблюдать следующие требования:

- поверхность трубопроводов, на которую крепится рукав, должна быть чистой (без следов консервации, ржавчины и т.д.) и гладкой (без заусенцев и острых кромок), чтобы не повредить внутренние поверхности рукава при армировке;

- для облегчения монтажа допускается смачивать водой арматуру, на которую должен крепиться рукав.

2.6.8. После монтажа рукавов на средства заправки и другие объекты склада ГСМ (пункты налива и т.д.) для промывки их внутренней поверхности через них должна проводиться пробная прокачка топлива и контроль чистоты.

2.6.9. При эксплуатации рукавов необходимо:

- соблюдать нормы давления, температуры и радиусов изгиба (не менее минимальных) приведенные в действующей технической документации на рукава;

- перекачивать через рукава только те марки ГСМ, для которых они предназначены;

- не допускать переезда рукавов автотранспортом или придавливания их тяжелыми предметами;

- следить, чтобы не было натяжения рукавов при подсоединении их к бортовым штуцерам заправки ВС, к приёмному устройству топливозаправщика при заполнении его нижним наливом;

- не допускать скручивания рукава относительно собственной продольной оси при развертывании его с намоточного барабана средств заправки и при обратной намотке на него;

- ежедневно протирать рукава ветошью с целью устранения попавших на них грязи, жидкостей и т.д., способствующих быстрому их износу.

2.6.10. В процессе эксплуатации всех рукавов, применяемых в службе ГСМ (на пунктах налива (ПН), эстакадах, средствах заправки, АЗС и т.д.) проводится ежесменный контрольный осмотр внешнего состояния. Расслоение верхнего резинового слоя резиновых рукавов и разлохмачивание верхнего слоя капроновых рукавов не допускается.

К эксплуатации допускаются рукава, имеющие потертости, вмятины на верхнем слое, односторонние трещины в виде поверхностной сетки, образовавшиеся в результате хранения и эксплуатации , не проникающие на всю глубину поверхностного слоя.

При осмотре особое внимание обращать на наиболее трущиеся части поверхности рукава. При обнаружении дефектов рукава бракуются и к эксплуатации не допускаются.

2.6.11. Кроме ежемесячного контрольного осмотра рукавов п. 2.6.10. выполняется:

а) Для рукавов, установленных на подвижных и стационарных средствах заправки (ТЗ, ЗА, АЦЗ-С):

- ежесменный контроль целостности стренги (с помощью электроизмерительного прибора или электролампочки);

- ежесменная проверка на рабочее давление;

- ежемесячные гидравлические испытания рукавов на герметичность при давлении 1,25 рабочего давления;

- ежемесячное измерение полного электрического сопротивления антистатических рукавов, которое не должно превышать Ом.

По результатам ежесменных проверок производится допуск заправочного средства к работе. По результатам периодических испытаний составляются акты и данные заносятся в формуляры заправочных средств и в журнал (приложение 15).

б) Для рукавов, установленных на пунктах налива и эстакадах, АЗС:

- ежемесячный контроль целостности стренги;

- ежемесячные гидравлические испытания на герметичность при давлении 1,25 рабочего.

По результатам испытаний составляются акты.

2.6.12. Контроль состояния рукавов, установленных на объектах склада ГСМ и стационарных заправочных агрегатах, производится службой ГСМ, для периодических проверок привлекаются специалисты соответствующих служб.
2.7. МАСЛОСТАНЦИЯ
2.7.1. В маслостанциях применяются технологические системы, обеспечивающие приём, хранение, подогрев, отстаивание и раздачу авиационных масел, приготовление маслосмесей, подготовку к выдаче дистиллированной воды, а также подогрев воды для службы ГСМ в случае отсутствия её подачи централизованно.

2.7.2. В технологические системы входят:

- ёмкости для хранения и подготовки авиамасел;

- насосы и счётчики-литромеры;

- средства электроподогрева типа ТЭН-26, 27 или 28 или пароподогрева;

- типовое оборудование горизонтальных резервуаров;

- технологическая трубопроводная обвязка;

- централизованная система слива отстоя;

- производственная канализация со сборной ёмкостью.

2.7.3. Насосы для технологического обеспечения маслостанции (приготовление маслосмесей, перекачка внутри маслостанции, выдача в маслозаправщики и т.д.) должны быть с электродвигателями во взрывобезопасном исполнении, после каждого насоса на нагнетательной линии необходимо иметь счётчик-литромер.

2.7.4. Подогрев авиамасел их выпаривание и отстаивание производится в бойлерах.

Бойлеры должны иметь противокоррозионную защиту и надежную теплоизоляцию типа шлаковаты, асбеста или совелита (асбозурита) с оптимально-расчётной толщиной слоя.

2.7.5. В качестве теплоносителя для подогрева авиамасел в бойлерах может применяться горячая вода, пар и электроэнергия. Решение о способе разогрева масел в каждом отдельном случае принимается с учётом местных условий при проектировании.

2.7.6. Каждая раздаточная магистраль для выдачи очищенного масла предназначена для строго определённых сортов масел и выводятся наружу здания маслостанции.

В холодных районах целесообразно предусматривать утепление раздаточных шлангов и мест их хранения.

2.7.7. Подъезды к раздаточным эстакадам и площадкам для стоянки маслозаправщиков должны иметь твердое покрытие.

2.7.8. Особое внимание необходимо уделять чистоте, не допускать пролив масла и тщательно убирать места розлива.


 

 

содержание      ..      1       2         ..

 

 

///////////////////////////////////////