- •3 Безопасность и экологичность проекта
- •3.1.3 Охрана труда при сварочных и монтажных работах
- •3.1.4 Техника безопасности при производстве работ самоходным краном
- •3.1.5 Нормы браковки канатов грузоподъемных кранов
- •3.1.6 Меры безопасности при гидравлическом испытании
- •Находим общее количество пенообразователя при 3-кратном запасе
3.1.5 Нормы браковки канатов грузоподъемных кранов
Браковка канатов грузоподъемных кранов, находящихся в эксплуатации, должна производиться в соответствии с руководством по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве по эксплуатации соответствующего раздела браковка производится согласно рекомендациям ПБ 10-382-01.
При уменьшении диаметра каната в результате поверхностного износа (рисунок 3.2) или коррозии (рисунок 3.3) на 7% и более по сравнению с номинальным диаметром канат подлежит браковке даже при отсутствии видимых обрывов проволок.
а – небольшие лыски на проволоках; б – увеличенная длина лысок на отдельных проволоках; в – удлинение лысок в отдельных проволоках при заметном уменьшении диаметра проволок; г – лыски на всех проволоках, уменьшение диаметра каната; д – интенсивный износ всех наружных проволок каната (уменьшение диаметра проволок на 40%)
Рисунок 3.2 – Износ наружных проволок каната крестовой свивки |
а — начальное окисление поверхности; б — общее окисление поверхности; в — заметное окисление; г — сильное окисление; д — интенсивная коррозия
Рисунок 3.3 – Поверхностная коррозия проволок каната крестовой свивки |
Определение износа или коррозии проволок по диаметру производится с помощью микрометра или иного инструмента, обеспечивающего аналогичную точность.
Таблица 3.4 – Нормы браковки каната в зависимости от поверхностного износа или коррозии [28]
Уменьшение диаметра проволок в результате поверхностного износа или коррозии, % |
Количество обрывов проволок, % от норм |
10 |
85 |
15 |
75 |
20 |
70 |
25 |
60 |
30 и более |
50 |
3.1.6 Меры безопасности при гидравлическом испытании
После завершения СМР и проведения контроля качества всех сварных соединении неразрушающими методами контроля проводят гидравлическое испытание резервуара согласно ПБ 03-605-03.
До начала испытаний должно быть назначено ответственное лицо – руководитель испытаний, который осуществляет контроль и несет ответственность за организацию и соблюдение мероприятий по обеспечению техники безопасности во время испытания, а все работники, принимающие участие в испытание, должны обязательно пройти инструктаж по безопасным методам ведения работ непосредственно на местах их выполнения с соответствующим письменным оформлением. На все время испытаний устанавливается обозначенная предупредительными знаками граница опасной зоны с радиусом не менее двух диаметров резервуара), внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.
Испытание проводится наливом воды в резервуар на максимально допустимый уровень взлива 10,5 м, а также созданием избыточного давления и вакуума в свободном пространстве.
Подробнее технология испытания описывалась в технологической части.
Все контрольно-измерительные приборы, задвижки и вентили временных трубопроводов для проведения испытаний должны быть расположены за пределами обвалования на расстоянии не менее двух диаметров резервуара и сконцентрированы в одном месте под навесом.
Для обеспечения безопасного ведения работ в период гидравлических испытаний необходимо в процессе наполнения или опорожнения резервуара водой, а также при перерывах в испытаниях (ночное время, время контрольной выдержки и т.п.) открывать смотровой и замерный люки на крыше.
В ночное время, для обеспечения визуального контроля, резервуар освещается при помощи прожекторов, расположенных по периметру резервуарного парка.
Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 мин. после достижения установленных испытательных нагрузок. Для предотвращения превышения испытательной нагрузки при избыточном давлении и вакууме должны быть предусмотрены специальные гидрозатворы, соединенные с резервуаром трубопроводами расчетного сечения.
3.2 Промышленная безопасность
3.2.1 План ликвидации аварийных ситуаций
В соответствии с “ Законом о промышленной безопасности “(1997г) разработан план ликвидации аварий в резервуарном парке.
В таблице 3.5 приведен фрагмент плана ликвидации аварий. Наиболее опасными аварийными ситуациями в резервуарном парке являются перелив нефти и загорание нефти в резервуаре.
Таблица 3.5 – План ликвидации аварий
Виды аварий и места их возникновения |
Мероприятия по спасению людей и ликвидации аварий |
Лица ответственные за выполнение мероприятий и исполнители |
|
1 |
2 |
3 |
|
Перелив нефти в резервуаре при закачке по трубопроводу
|
Сообщить старшему оператору, руководителю. Закрыть задвижку остановить перекачку нефти по отводу. Открыть линию на расход и начать перепуск согласно технологической схеме в другие резервуары. Организовать выезд всего транспорта с территории филиала. прекратить все виды работ, не связанные с ликвидацией аварии. Обесточить объект. Задействовать бульдозеры, тракторы и другие машины для ликвидации аварии. Эвакуировать людей, оказать первую помощь, принять правильное решение по ликвидации согласно обстановке.
|
Дежурный оператор.
Старший оператор.
Старший оператор, механик, главный инженер.
Гл. инженер, начальники объектов, энергетик.
Главный инженер. |
|
Загорание нефти в одном из резервуаров
|
Сообщить старшему оператору, руководителю. Вызвать ДПД, объявить аварийную ситуацию. Обесточить объект. Остановить перекачку нефтепродукта по отводу. Открыть линию на расход и начать перепуск согласно технологической схеме в другие резервуары, принять меры по уменьшению горящего продукта в резервуаре. Приступить к охлаждению соседних резервуаров. Организовать штаб пожаротушения и действовать согласно должностным обязанностям. По окончанию тушения принять меры по окончательной ликвидации аварии. |
Дежурный оператор. Руководитель ликвидации аварии, энергетик.
Старший оператор.
Командир ДПД, руководитель ликвидации аварии Руководитель ликвидации аварии. |
3.2.2 Система пожаротушения
При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков должны выполняться требования, установленные “Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации” ППБ 01-93* и “Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества “Акционерная компания по транспорту нефти “Транснефть” ВППБ 01-05-99.
3.2.2.1 Поверочный расчет системы пожаротушения для резервуара
РВСП-20000
Определяем расход раствора пенообразователя на тушение пожара, л/с
QС= Fqр,
где F – площадь зеркала испарения, м2.
F = D2/4 = (3,14 45,72)/4 = 1632,3 м2,
где D – диаметр резервуара, м.
для РВСП-20000 D = 45,7 м;
qр – интенсивность подачи раствора на тушение нефти, л/(c·м2);
qр.=0,05 л/(см2);
QС =1632,3 ·0,05= 81,6 л/с.
Принимаем марку пеногенератора ГПСС– 2000
Характеристика генератора пены ГПСС – 2000
-
расход раствора пенообразователя – 20 л/с;
– производительность по пене – 2000л/с;
– дальность пенной струи – 6-8м;
-
масса пеногенератора – 25 кг.
Определяем количество пеногенераторов
n = QС/QГ,
где QГ – расход раствора пенообразователя для выбранного пеногенератора, л/с.
n = 81,6/20 = 4,1
Принимаем n = 5
Находим количество пенообразователя, необходимое для тушения пожара
VП = n qп t,
где qп – расход пенообразователя при 6 - концентрации, л/с;
t – продолжительность тушения, с.
Принимаем t = 10 мин, тогда
qп =Q · 0,06=81,6· 0,06=4,9л/с
VП = 5· 4,896 ·10·60 = 14688 л.