Уровень топлива в резервуарах следует контролировать по показаниям приборов, установленных непосредственно на резервуаре и выведенных на щит мазутонасосной, при приемке-сдаче смены.
Правильность показаний уровнемеров следует проверять по мере необходимости, но не реже одного раза в неделю.
Не допускается заполнение резервуара выше верхнего предельного уровня заполнения и срабатывания резервуара при подаче мазута на сжигание ниже нижнего предельного уровня.
При заполнении первого пояса резервуара до уровня 1,0 м подача мазута по трубопроводу заполнения должна проводиться со скоростью не более 1 м/с (максимальная скорость движения мазута по трубопроводам заполнения резервуара не должна превышать 5 м/с). При заполнении верхнего пояса резервуара (по высоте) измерение уровня в резервуаре необходимо производить через промежутки времени, исключающие переполнение резервуара.
Верхний предельный уровень заполнения металлических резервуаров не должен превышать 0,85 проектной высоты.
Опорожнение резервуара ниже нижнего предельного уровня (перекачка в другой резервуар) должна производиться насосом, не связанным со схемой подачи мазута в котельную но по всасывающим, ни по напорным мазутопроводам ( паровые регистры при этом должны быть отключены, дренаж на конденсатопроводах от паровых регистров открыт и конденсат слит).
При обнаружении течи мазута из-под окрайков днища (в швах или в основном металле) а также в оборудовании и арматуре резервуар должен быть немедленно освобожден от мазута и подготовлен к ремонту.
При обнаружении дефекта в соединениях стенки в поясах от первого до шестого, резервуар должен быть освобожден от мазута на один пояс ниже расположения дефекта. При обнаружении дефекта в поясах от седьмого и выше резервуар должен быть освобожден до пятого пояса.
У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации необходимо проводить нивелирование окрайки днища ежегодно или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках не реже чем через 6 месяцев.
В последующие годы, после стабилизации основания, следует производить нивелирование днища не реже, чем через 5 лет.
Обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров (проверка технического состояния, определение фактических толщин металла кровли; стенки и днища резервуара, нивелирование основания резервуара и отмостки) должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в 10 лет. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии должны заноситься в паспорт резервуаров и учитываться при назначении сроков капитального ремонта, определении пригодности к дальнейшей эксплуатации.
Внутренний осмотр резервуаров с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 5 лет. При наличии донных отложений последние должны удаляться.
Капитальный ремонт резервуаров проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначается на основании результатов проверок технического состояния и внутренних осмотров.
Количество сожженного топлива определяется по показаниям расходомеров или обмером в резервуарах мазутного склада. Учет следует вести по калибровочным таблицам каждого резервуара.
Наружный осмотр трубопроводов мазута, пара, конденсата, дренажей и паровых продувок, а также арматуры производится согласно графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2.
При осмотре должно быть проверено:
состояние изоляции и кожухов;
герметичность фланцевых, сварных, резьбовых соединений;
состояние опор и подвесок;
плотность сальников арматуры;
наличие и целостность крепежа, маховиков и штоков арматуры;
наличие смазки в редукторах эл. приводов, плотность их корпусов;
состояние сбросных и предохранительных клапанов.
При наличии течей или парения осмотр трубопроводов и арматуры производится с частичным снятием изоляции.
Обнаруженные неисправности в работе опор, подвесок и в арматуре должны немедленно устраняться.
Проверку АВР насосов при постоянной работе мазутного хозяйства следует производить в дневную смену в присутствии оперативного персонала цеха ТАИ во время перехода на резервный насос.
Проверку АВР насосов следует проводить в следующем порядке, убедиться в готовности резервного насоса к автоматическому включению. Задвижки на напоре и всасе резервного насоса открыты, вентили манометров открыты, ключ АВР в рабочем положении - указывает номер насоса, находящегося в резерве.
Проверка АВР при исчезновении питания на электродвигателе работающего насоса:
аварийной кнопкой или ключом управления снять питание с работающего насоса;
визуально и по показаниям манометров убедиться, что резервный насос включился в работу;
убедиться в появлении сигнала «Работа АВР»;
включить ранее работавший насос и выключить проверяемый резервный насос.
Ежесуточно в дневную смену необходимо проводить сверку показаний автоматических уровнемеров резервуаров мазута с данными «ручных» уровнемеров.
Проверка системы сигнализации о недопустимом повышении и понижении уровня и температуры в резервуарах проводится совместно с оперативным персоналом ЦТ АИ по графику, утвержденному главным инженером ГРЭС-2, но реже одного раза в неделю.
Все средства измерений должны находиться в исправном состоянии и в постоянной готовности к выполнению измерений.
Все средства измерений подлежат государственной или ведомственной проверке. Сроки этих проверок, а также организации, методика их проведения и отчетность должны соответствовать требованиям стандартов организаций - разработчиков средств изменений и других руководящих документов.
Резервуары для хранения топлива АЗС автоколонны № 1 АТХ оборудованы системами предотвращения их переполнения, обеспечивающими при достижении 90%-ного заполнения резервуара сигнализацию световым и звуковым сигналами персоналу АЗС.
При регенерации масла на стационарно установленных или передвижных центрифугах должно быть организовано постоянное наблюдение персонала (дежурного) за их работой и температурой масла, которая должна поддерживаться в пределах, указанных в технических условиях. Пролитое в процессе очистки масло следует немедленно убирать.
Установка должна немедленно отключаться при появлении течей масла или других неисправностей, угрожающих возникновением пожара или ее разрушением. При работах на передвижной центрифуге должен быть оборудован дополнительный пост первичных средств пожаротушения, если отсутствует постоянный пост в радиусе 20 м.
Слив масла из трансформаторов и реакторов (или их заполнение) на ремонтной площадке, в трансформаторной мастерской, на специальной или монтажной площадке в главном корпусе электростанций должно осуществляться путем подключения переносных шлангов к централизованной разводке маслопроводов маслохозяйства и с использованием специальных баков для этих целей.
Периодически проверять уровень масла в генераторном устройстве. Уровень должен быть на 8 - 10 мм ниже панели (крышки) генераторного устройства. При необходимости трансформаторное масло доливают с пробивным напряжением не менее 45 кВ.
Не реже одного раза в 2 года необходимо определять пробивное напряжение трансформаторного масла из бака высоковольтного трансформатора. Пробивное напряжение должно быть не ниже 35 кВ. Если пробивное напряжение масла ниже 35 кВ, то его заменяют.
Замену желательно производить под вакуумом. Пробивное напряжение масла при замене не должно быть менее 45 кВ.
Перед подачей масла в турбинный цех даётся разрешение на приём масла начальником смены турбинного цеха.
Схема подачи собирается открытием вентиля №14 бака №7 ТМХ, затем открывается вентиль №8 на верхнем коллекторе турбинного масла, с последующим открытием вентиля насоса № 1, после чего запускается 1 насос.
Перед подачей отработанного масла из турбинного цеха также должно поступить распоряжение от начальника смены турбинного цеха.
Для приёма отработанного масла собирается следующая схема: открывается вентиль №3 нижнего коллектора турбинного масла, затем вентиль № 1 маслонасоса, включается маслонасос №1 и перекачивается масло в приготовленную ёмкость открытого склада ТМХ.
Для предотвращения указанных выше причин разлива нефтепродуктов предусмотрены следующие технические и организационные решения:
электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;
выполнена молниезащита зданий и сооружений. Защита мазутохозяйства от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов, которые присоединяются к магистрали заземления стальной полосой сеч.40 х 4мм, в местах присоединения ввинчиваются три стальных электрода 0 12мм. Высота молниеотводов 33,2 м.;
защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;
сеть наружного заземления выполнена из стальных полос сечением 40 х 4мм, прокладываемых в траншее на глубине 0,7 м и стальных прутков 0 12мм длиной 3-5 метров, ввинчиваются в дно траншеи через каждые 20-30 м;
дыхание емкостного оборудования выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;
подземные емкости комплектуются насосными агрегатами с двойными торцевыми уплотнениями;
для предотвращения аварийного разлива нефтепродуктов резервуарное оборудование выполнено внутри обвалования;
объем КИПиА позволяет вести технологический процесс подготовки нефтепродуктов в безопасном режиме;
предусмотрена предаварийная и аварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;
управление электрозадвижками выполнено по месту, автоматически и со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;