Полное собрание законодательства СССР
Система доступа к базе всех нормативно-правовых актов Союза Советских Социалистицеских Республик.
www.ussrdoc.com

 





Сборники документов по хронологии с 1917г по 1992г
| Сборник 1 | Сборник 2 | Сборник 3 | Сборник 4 | Сборник 5 | Сборник 6 | Сборник 7 | Сборник 8 | Сборник 9 | Сборник 10 |



 

Утверждены

Госкомнефтепродуктом СССР

26 декабря 1986 года

 

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

 

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.

 

Часть I. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

1.1. Краткие сведения о резервуарах

 

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии: правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;

соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.

 

Общие требования к стальным резервуарам

 

1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4. Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 100 до 50000 куб. м;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей.

Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 3 до 200 куб. м;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, Прил. 1, п. 3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (Прил. 1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.

В Прил. 2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.

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

1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 01.01.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 01.01.88.

1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, Прил. 1, п. 2, 54).

Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 куб. м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары вместимостью более 8 куб. м включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.

В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

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

1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, Прил. 1, п. 55).

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.

1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

 

Требования к основаниям и фундаментам

 

1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

1.1.24. Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т.д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, Прил. 1, п. 32).

1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить 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.

1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

 

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

 

1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.

1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.

1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, Прил. 1, п. п. 4, 5).

1.2.4. Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1, 1.2.2.

 

Таблица 1.2.1

 

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ МАРОК СТАЛИ

 

┌─────────────┬──────┬───────────────────────────────────────────────────────────────┐

  ТУ, ГОСТ   │Марка │                     Содержание элементов, %                  

             │стали ├──────┬──────┬────────┬─────┬─────┬────────┬────┬────┬────┬────┤

                     C     Mn     Si     S    P     Cr   │ N  │ Cu │ V  │ N 

├─────────────┼──────┼──────┼──────┼────────┼─────┼─────┼────────┼────┼────┼────┼────┤

│ТУ 14-2-75-72│СТ3сп │0,2   │0,4 - │0,12 -  │0,045│0,04 │Не более│0,3 │-   │-   │-  

                         │0,7   │0,25              │0,3                    

│ГОСТ 380-71  │ВСТ2кп│0,09 -│0,25 -│Не более│0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-  

                   │0,15  │0,5   │0,07                                     

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3кп│0,14 -│0,3 - │Не более│0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-  

                   │0,22  │0,6   │0,07                                     

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3пс│0,14 -│0,4 - │0,05 -  │0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-  

                   │0,22  │0,65  │0,17                                     

│ГОСТ 380-71  │ВСТ3сп│0,14 -│0,4 - │0,12 -  │0,05 │0,04 │0,3     │0,3 │0,3 │-   │-  

                   │0,22  │0,15  │0,3                                      

│ГОСТ 23570-79│18сп  │0,14 -│0,5 - │0,15 -  │0,45 │0,04 │Не более│0,3 │-   │-   │-  

                   │0,22  │0,8   │0,3               │0,3                    

│ГОСТ 1050-74 │20пс  │0,17 -│0,35 -│0,05 -  │0,04 │0,04 │Не более│0,25│-   │-   │-  

                   │0,24  │0,65  │0,17              │0,3                    

│ГОСТ 1050-74 │20кп  │0,17 -│0,25 -│Не более│0,04 │0,04 │Не более│-   │-   │-   │-  

                   │0,24  │0,5   │0,07              │0,3                    

│ГОСТ 19282-73│09Г2С │0,12  │1,3 - │0,5 -   │0,04 │0,035│Не более│0,3 │-   │-   │-  

                         │1,7   │0,8               │0,3                    

│ГОСТ 19282-73│09Г2  │0,12  │1,4 - │0,17 -  │0,04 │0,035│Не более│-   │-   │0,07│0,12│

                         │1,8   │0,37              │0,3                    

│ГОСТ 19282-73│16Г2АФ│0,14 -│1,3 - │0,2 -   │0,04 │0,035│0,04    │0,3 │0,15│0,3 │-  

                   │0,2   │1,7   │0,6                                      

└─────────────┴──────┴──────┴──────┴────────┴─────┴─────┴────────┴────┴────┴────┴────┘

 

Таблица 1.2.2

 

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛИ

 

┌─────────────┬──────┬───────┬─────────┬────────┬──────────┬──────────────┐

  ТУ, ГОСТ   │Марка │Толщина│Временное│Предел  │Относи-      Ударная   

             │стали │листа, │сопротив-│текучес-│тельное     вязкость,  

                     мм   │ление,   │ти, МПа │удлинение,│  Дж/кв. см  

                          │МПа              │%         ├────┬────┬────┤

                                                     │+20 │-20 │-40 │

├─────────────┼──────┼───────┼─────────┼────────┼──────────┼────┼────┼────┤

│ТУ 14-2-75-72│СТ3сп │До 12  │370      │225     │22        │-   │-   │-  

│ГОСТ 380-71  │СТ2кп │До 20  │320 - 410│215     │33        │-   │-   │-  

│ГОСТ 380-71  │СТ3кп │До 20  │360 - 460│235     │27        │-   │-   │-  

│ГОСТ 380-71  │СТ3пс │До 20  │370 - 480│245     │26        │69  │29  │-  

│ГОСТ 380-71  │СТ3сп │До 20  │370 - 480│245     │26        │69  │29  │-  

│ГОСТ 23570-79│18сп  │До 20  │370 - 540│235     │25        │-   │29  │-  

│ГОСТ 1050-74 │20пс  │До 20  │410      │245     │25        │-   │-   │-  

│ГОСТ 1050-74 │20кп  │До 20  │410      │245     │25        │-   │-   │-  

│ГОСТ 19282-73│09Г2С │До 20  │470      │325     │21        │59  │-   │34 

│ГОСТ 19282-73│09Г2  │До 20  │440      │305     │31        │-   │-   │29 

│ГОСТ 19282-73│16ГАФ │До 32  │590      │445     │20        │-   │-   │39 

└─────────────┴──────┴───────┴─────────┴────────┴──────────┴────┴────┴────┘

 

Толщина листа, мм           3,5 - 3,9    3,9 - 5,5    5,5 - 7,5    7,5 - 10

Предельные отклонения по                 +0,4         +0,4         +0,35

толщине листов стали                     -0,5         -0,6         -0,8

при ширине листа

1500 - 2000 мм

 

Толщина листа, мм           10 - 12             12 - 25             25 - 30

Предельные отклонения по    +0,4                +0,6                +0,6

толщине листов стали        -0,8                -0,8                -0,9.

при ширине листа

1500 - 2000 мм

 

1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических углеводородов 40% и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.

 

1.3. Защита металлоконструкций от коррозии

 

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

1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.

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

1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.

1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенным в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (Прил. 3).

 

1.4. Оборудование резервуаров

 

1.4.1. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

дыхательные клапаны;

предохранительные клапаны;

огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

хлопушки;

противопожарное оборудование;

оборудование для подогрева;

приемораздаточные патрубки;

зачистной патрубок;

вентиляционные патрубки;

люки-лазы;

люк световой;

люк замерный.

Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.

1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т.д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, Прил. 1, п. п. 7, 8).

1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150-69 (часть II, Прил. 1, п. 7).

1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (Прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, Прил. 1, п. п. 7, 8).

1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.

1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1.

 

Таблица 1.4.1

 

┌─────────┬──────────────────────────────────────────────────────┐

│Параметры│                Марка диска-отражателя               

         ├─────────────┬─────────────┬─────────────┬────────────┤

            КД-100       КД-150       КД-200       КД-250  

├─────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┼────────────┤

│Д        │100          │150          │200          │250        

│Н        │200          │270          │370          │470        

└─────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────┴────────────┘

 

1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. п. 34, 38).

1.4.10. Патрубки приемораздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, Прил. 1, п. п. 10, 11).

1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и другие.

1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1 - 2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (Прил. 1, п. п. 53, 39).

 

1.5. Автоматика и КИП

 

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемораздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

сниженным пробоотборником;

сигнализатором верхнего положения понтона;

датчиком утечек.

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и другие сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

    1.5.3.  Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах

вертикальных    резервуаров    для    нефти    и   светлых   нефтепродуктов

предусматривается  установка  сигнализаторов  уровня  ультразвукового  типа

(СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями

в  резервуарах,  а  также  для  контроля  уровня  раздела  вода  -  светлые

нефтепродукты.   Сигнализаторы   рассчитаны   для  контроля  сред,  имеющих

температуру  от  -50  до  +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным

                       4

давлениями до 58,8 х 10   Па.  Они предназначены для работы при температуре

окружающего  воздуха  от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95% при

температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:

сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;

сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;

сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемораздаточного патрубка;

сигнализаторы СУУЗ-1Р, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты;

ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1", служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.

Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100 - 400 куб. м. Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.

1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода - нефть (нефтепродукт).

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, Прил. 1, п. 16).

1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, Прил. 1, п. 34).

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом:

свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов;

диапазона измеряемого параметра;

внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);

конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.

 

1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

 

1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях:

конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом;

оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта;

металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов);

монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами;

стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта.

Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций - разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.

Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.

 

1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов.

1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:

сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;

данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений;

акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;

результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, Прил. 1, п. 33).

1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т.д.

1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин:

фактических размеров основания и фундамента;

геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.).

Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных в соответствии со СНиП III-18-75 не должны превышать величин, приведенных в табл. 1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.

 

Таблица 1.6.1

 

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПРИ МОНТАЖЕ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРОВ

 

┌───────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────┐

              Наименование отклонений              │Допустимое отклонение│

├───────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────┤

                       Днище                                           

                                                                       

│Отклонение наружного контура днища от горизонтали  │См. табл. 1.6.2     

│Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного  │Не более            

│хлопуна - 2 кв. м)                                 │150 мм              

                                                                       

                      Стенка                                           

                                                                       

│Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на                      

│уровне днища от проектной при радиусе:                                 

  до 12 м включительно                             │+/- 20 мм           

  свыше 12 м                                       │+/- 30 мм           

│Отклонение высоты стенки от проектной, смонтирован-│                    

│ной:                                                                   

  из рулонной заготовки                            │+/- 15 мм           

  из отдельных листов                              │+/- 50 мм           

│Отклонения образующих стенки от вертикали          │См. табл. 1.6.3     

│Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль   │См. табл. 1.6.4     

│образующей                                                             

                                                                       

             Понтон и плавающая крыша                                  

                                                                       

│Отклонение наружного контура понтона или плавающей │+/- 20 мм           

│крыши от горизонтали                                                   

│Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши│25 мм               

│от вертикали                                                            

│Отклонение наружного кольцевого листа понтона или  │+/- 10 мм           

│плавающей крыши от вертикали на высоту листа                           

                                                                       

                      Кровля                                           

                                                                       

│Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в  │+/- 0,02            

│центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом│                    

│строительного подъема)                                                 

│Разность отметок смежных узлов радиальных балок и  │10 мм               

│ферм                                                                    

└───────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────┘

 

Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.

 

Таблица 1.6.2

 

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ (В ММ)

НАРУЖНОГО КОНТУРА ДНИЩА ОТ ГОРИЗОНТАЛИ

 

┌─────────────┬──────────────────────────────┬────────────────────────────┐

│ Вместимость │ При незаполненном резервуаре │ При заполненном резервуаре │

│ резервуара, ├────────────────┬─────────────┼──────────────┬─────────────┤

   куб. м    │разность отметок│   разность  │разность отме-│   разность 

             │ соседних точек │отметок любых│ток соседних  │отметок любых│

             │ на расстоянии  │других точек │точек на рас- │других точек │

                  6 м                    │стоянии 6 м               

├─────────────┼────────────────┼─────────────┼──────────────┼─────────────┤

│Менее 700    │10              │25           │20            │40          

│700 - 1000   │15              │40           │30            │60          

│2000 - 5000  │20              │50           │40            │80          

│10000 - 20000│10              │50           │30            │80          

│30000 - 50000│15              │50           │30            │80           

└─────────────┴────────────────┴─────────────┴──────────────┴─────────────┘

 

Таблица 1.6.3

 

ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ (+/- ММ) ОБРАЗУЮЩИХ

СТЕНКИ РЕЗЕРВУАРА ОТ ВЕРТИКАЛИ

 

Резервуар 

Номер пояса                       

I

II

III

IV

V 

VI

VII

VIII

IX

X 

XI

XII

Для резервуаров высотой до 12 м                

С понтонами  
или плавающими
крышами      

10

20 

30 

40 

45 

50 

55 

60 

-  

-  

-  

-  

Для резервуаров высотой до 18 м                

Тоже         

10

20 

30 

40 

45 

50 

55 

55 

55 

55 

60 

60 

Для резервуаров высотой до 12 м                

Другие типы  

15

30 

40 

50 

60 

70 

80 

90 

-  

-  

-  

-  

Для резервуаров высотой до 18 м                

То же        

15

30 

40 

50 

60 

60 

70 

70 

70 

80 

80 

90 

 

Примечания: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва.

2. Проверка отклонений проводится не реже чем через 6 м по окружности резервуара.

3. Для 20% образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения +/- 90 мм, а для резервуаров других конструкций +/- 120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции.

4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом.

5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции.

 

Таблица 1.6.4

 

ДОПУСТИМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ВЫПУЧИН ИЛИ ВМЯТИН

НА ПОВЕРХНОСТИ СТЕНКИ ВДОЛЬ ОБРАЗУЮЩЕЙ, +/- ММ

 

┌───────────────────────────────────┬────────────────────────────┐

│ Расстояние от нижнего до верхнего │    Допускаемая величина   

   края выпучины или вмятины, мм        выпучин или вмятин    

├───────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│До 1500 включительно               │15                         

│Свыше 1500 до 3000                 │30                         

│Свыше 3000 до 4500                 │45                         

└───────────────────────────────────┴────────────────────────────┘

 

1.6.6. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть измерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов.

1.6.7. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями.

Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.

Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

1.6.8. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенки резервуара следует измерять в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 - 100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а при необходимости - между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными.

1.6.9. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемораздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

1.6.10. В резервуарах вместимостью 1000 куб. м и более на одном листе стенки при площади не менее 7 кв. м не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемораздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 куб. м (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил.

1.6.11. При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм.

1.6.12. Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара.

Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.

1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающими излучениями применяют:

в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100% пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50% пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке - вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20000 куб. м;

в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I и низа III поясов и 50% соединений поясов II, III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;

для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм.

Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов.

1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов;

глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм;

все кратеры должны быть заварены.

1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 14771-76 (Прил. 1, п. п. 12, 13, 14).

1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, ПСР и центральной стойки;

состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются);

состояние коробов, поплавков и др.;

наличие крепления заземления;

крепление секций затвора с кольцом жесткости;

соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;

наличие защиты от статического электричества;

работоспособность конструкции затвора;

работоспособность дренажных устройств;

работоспособность уровнемера, пробоотборника.

 

1.7. Требования при испытании резервуаров

на герметичность и прочность

 

1.7.1. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.

1.7.2. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение).

1.7.3. При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего:

усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца;

организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;

обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину;

установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.

1.7.4. Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж.

На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.

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

1.7.5. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом.

1.7.6. Во время повышения 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.

1.7.7. При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний.

1.7.8. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, Указаниях по изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81, а также рекомендациями организаций - разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей.

1.7.9. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 мин.

1.7.10. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня:

на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV;

до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше.

1.7.11. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.

1.7.12. Герметичность кровли вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м, закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой, создавая избыточное давление на 10% выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи воды, но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.

Примечание. Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором.

 

1.7.13. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и "захлебываний".

1.7.14. Резервуары вместимостью до 20000 куб. м, залитые водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч, а резервуары вместимостью свыше 20000 куб. м - не менее 72 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.

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

 

1.8. Основные положения по обеспечению

надежности резервуаров в эксплуатации

 

1.8.1. Надежность резервуаров - свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т.д.).

1.8.2. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП III-18-75 (часть II, Прил. 1, п. 33) и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров РД (Прил. 1, п. 40).

1.8.3. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84 (СТ СЭВ 4492-84) (часть II, Прил. 1, п. 15).

1.8.4. Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются:

работоспособность резервуара - состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.

1.8.5. Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров, являются:

качественное сооружение оснований и фундаментов;

качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;

контроль качества строительных и монтажных работ;

соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;

строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.

1.8.6. Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

 

1.9. Требования к территории резервуарного парка

 

1.9.1. Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79 и Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.9.2. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны размещаться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и др.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, предприятий или на пути железных дорог общей сети. Указанные мероприятия должны также предусматриваться при размещении резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов на расстоянии до 200 м от уреза воды (при максимальном уровне).

1.9.3. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. 38).

1.9.4. При строительстве и реконструкции резервуарных парков размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды должны быть стальными.

При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже 30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1,6 МПа.

Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.

Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта.

Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством нефтебазы с местными органами Госпожнадзора МВД СССР.

1.9.5. С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды:

подтоварные (кроме резервуарных парков нефтепродуктов, поступающих по магистральным нефтепроводам), образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов в процессе отстоя, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации;

атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;

расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.

С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев.

Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов, следует отводить по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой. Состав сооружений для очистки этих вод и устройство производственно-дождевой канализации должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79.

1.9.6. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебаз.

1.9.7. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые колодцы, устанавливаемые на территории резервуарного парка, следует оборудовать запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки - "закрытое". Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарных парках, должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой обвязки очистных сооружений.

1.9.8. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую прочистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслуживание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЭС (часть II, Прил. 1, п. 52).

1.9.9. На территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона.

1.9.10. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям СНиП II-4-79, ПУЭ (часть II, Прил. 1, п. п. 37, 57).

 

Минимальная общая освещенность, лк

 

Освещаемые рабочие поверхности, места производства работ:

  резервуарные парки                                             5

  места измерений уровня и управления задвижками в

  резервуарном парке                                             10

  лестницы, обслуживающие площадку                               10

  места установки контрольно-измерительных приборов              30

  проезды:

    вспомогательные                                              0,5

    главные                                                      1 - 3.

 

1.9.11. Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего ограждения (обвалования) резервуарного парка и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

 

1.10. Производственные операции

 

1.10.1. Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников администрацией предприятия должны быть разработаны инструкции, определяющие круг служебных обязанностей работников, порядок проведения основных эксплуатационных операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.

1.10.2. На трубопроводы нефтебаз, наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.

Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы, а там, где их нет, - главным инженером управления или заместителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной или у руководства).

1.10.3. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях без ведома главного инженера управления или заместителя председателя Госкомнефтепродукта союзной республики запрещается.

1.10.4. При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.

1.10.5. При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84 (часть II, Прил. 1, п. 3). Резервуары с понтонами целесообразно использовать только для хранения нефтей и бензинов.

1.10.6. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 363 К (90 °С) и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов не менее чем на 15 °С.

1.10.7. Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефтепродуктов.

Форма и пример заполнения журнала по пароподогреву нефтепродуктов приведены в прил. 6 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.8. Подогрев вязких нефтепродуктов ведется до достижения температуры, при которой обеспечиваются максимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива (налива), температуры нефтепродукта и окружающей среды, от свойств нефтепродукта и др.

1.10.9. Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; рекомендуется пользоваться Методикой по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР и Правилами технической эксплуатации нефтебаз (Прил. 1, п. п. 42, 39).

По одному трубопроводу при обеспечении опорожнения допускается перекачка нефтепродуктов, входящих в состав одной из нижеследующих групп:

Топливо:

1-я - группа - автомобильные бензины неэтилированные;

2-я группа - керосин осветительный, топливо для быстроходных дизелей, топливо дизельное;

3-я группа - топливо моторное для средне- и малооборотных дизелей, топливо нефтяное (мазут);

4-я группа - топливо для реактивных двигателей;

5-я группа - бензины авиационные этилированные;

6-я группа - бензин авиационный неэтилированный;

7-я группа - автомобильные бензины этилированные.

Масла:

1-я группа - авиационные и для турбореактивных двигателей;

2-я группа - турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин, конденсаторные, МТ, МК-6, МК-8, трансформаторные и МС-6, МС-8, МС-8п, МК-8п;

3-я группа - веретенные АУ, АУп;

4-я группа - трансмиссионные, цилиндровые;

5-я группа - автомобильные, автотракторные, индустриальные, компрессорные, судовые, моторное для высокоскоростных механизмов;

6-я группа - осевые;

7-я группа - дизельные.

1.10.10. Максимальная температура нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.

1.10.11. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей.

При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.

1.10.12. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:

поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.

1.10.13. Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

обеспечить полную герметизацию кровли;

осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;

максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

1.10.14. Эксплуатация газоуравнительной системы, дыхательной арматуры должна осуществляться в соответствии с требованиями раздела 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, Прил. 1, п. 39).

1.10.15. Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо:

поддерживать полную герметизацию системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.

1.10.16. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.

1.10.17. При наполнении (опорожнении) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

1.10.18. Технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.19. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.

1.10.20. Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнений резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки следует плавно, без применения рычагов и усилителей.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны заноситься в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала приведены в прил. 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.21. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.

1.10.22. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть у заполненного и убедиться, что нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

1.10.23. Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.

1.10.24. При наличии в резервуаре подъемной трубы ее конец по окончании каждой операции (по наполнению или опорожнению резервуара) должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки.

1.10.25. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта.

1.10.26. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов, пены, пенокамер, а также температурного расширения жидкости при нагревании.

1.10.27. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя оперативные осмотры или измерения уровня нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня должны проводиться через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.

1.10.28. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств ("Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол"), сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами и допущенными в обращении в установленном порядке. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

1.10.29. Учетно-расчетные операции с нефтепродуктами проводятся согласно Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. 51).

1.10.30. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом или стандартами (уровнемерами, пробоотборниками и др.).

Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следующая последовательность:

резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают;

открывают задвижку на газовой обвязке.

1.10.31. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте (высотному трафарету).

1.10.32. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или камерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует ежегодно контролировать, результаты контроля заносить в акт, утвержденный руководителем предприятия.

1.10.33. Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара.

1.10.34. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

1.10.35. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:

номер резервуара по технологической схеме;

вместимость резервуара, куб. м;

высоту резервуара, м; базовую высоту резервуара, м;

диаметр резервуара, м;

максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

тип и число дыхательных клапанов;

максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, куб. м/ч;

максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы.

1.10.36. В соответствии с технологической картой на стенке резервуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится несмываемой краской значение базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения, на стенке резервуара с понтоном, кроме того, - надпись "с понтоном", а около уровнемера - значение базовой высоты.

1.10.37. Максимальная скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать величин, указанных в типовых проектах и приведенных в прил. 4 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

1.10.38. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0 °С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.

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

1.10.39. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

1.10.40. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.

1.10.41. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопатки, мешки с песком, лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

 

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

 

2.1. Обслуживание резервуаров

 

2.1.1. Руководство нефтебазой должно в соответствии с настоящими Правилами разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров, устранения обнаруженных дефектов. Форма и пример заполнения журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуара приведены в прил. 7 Правил технической эксплуатации нефтебаз.

2.1.2. При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары. О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т.д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.3. Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров (Прил. 4).

Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками, приведенными в подразделе 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.4. За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окраски днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

2.1.5. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

2.1.6. При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.7. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

2.1.8. Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам (см. часть II настоящих Правил).

2.1.9. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79 (Прил. 1, п. 47). Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями - разработчиками конструкций синтетических понтонов. Некоторые сведения по обслуживанию и ремонту синтетических понтонов приведены в Прил. 5 настоящих Правил.

2.1.10. В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон должен быть осмотрен на опорах согласно Перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей (Прил. 5).

2.1.11. При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта согласно Указаниям по дегазации резервуара с понтоном (Прил. 6).

2.1.12. Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.1.13. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта и настоящих Правил.

2.1.14. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

2.1.15. Проверка электрической связи понтона с землей должна выполняться не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30 Х х 10 кв. мм.

2.1.16. Проверка на герметичность сварных соединений понтона должна выполняться согласно Инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона, приведенной в Прил. 7.

2.1.17. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно проводиться согласно Указаниям, приведенным в Прил. 8.

2.1.18. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров (часть II, Прил. 1, п. 40). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл. 2.1.1.

 

Таблица 2.1.1

 

СРОКИ ПРОВЕДЕНИЙ ОБСЛЕДОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

 

┌──────────────┬────────────┬──────────────────────┬──────────────────────┐

│Вид хранимого │    Срок    │ Полное обследование  │Частичное обследование│

│нефтепродукта │эксплуатации│     с выводом из          без вывода из   

              │ резервуара │     эксплуатации          эксплуатации    

├──────────────┼────────────┼──────────────────────┼──────────────────────┤

│Нефть товарная│Более 25 лет│Через 3 года          │Через год            

              │Менее 25 лет│-"- 5 лет             │-"- 2,5 года         

│Бензин        │Более 25 лет│-"- 3 года            │-"- 1 год            

              │Менее 25 лет│-"- 5 лет             │-"- 2,5 года         

│Дизельное     │Более 25 лет│-"- 4 года            │-"- 2 года           

│топливо                                                              

│Керосин       │Менее 25 лет│-"- 7 лет             │-"- 3 года           

└──────────────┴────────────┴──────────────────────┴──────────────────────┘

 

2.1.19. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специальные бригады, подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии оборудования и специалистов территориальные управления и Госкомнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.

2.1.20. На основании результатов обследования составляется годовой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

2.1.21. Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

2.1.22. Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.

2.1.23. Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в два года.

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

 

2.2. Обслуживание технологических трубопроводов

резервуарных парков

 

2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, Прил. 1, п. 39).

2.2.2. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов, их арматуры и деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

2.2.3. На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах.

2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов - периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.

Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.

2.2.5. При ревизии технологических трубопроводов необходимо провести наружный осмотр трубопровода, проверить состояние сварных швов и фланцевых соединений, включая крепежные детали, герметичность всех соединений, состояние опор и фундаментов, компенсаторов, подвесок, арматуры, правильность работы дренажных устройств; осмотреть внутреннюю поверхность участка трубопровода, освобожденного от отложений (разобрать или вырезать указанный участок), установить наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов, прокладок, сварных швов, фланцев, арматуры, а также сопрягающихся поверхностей фланцев и арматуры.

2.2.6. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.

2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы.

2.2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необходимо проверить, чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы.

    2.2.10.  Давление  испытания  на  прочность  устанавливается проектом и

должно быть:

    для  стальных  трубопроводов  при  рабочих  давлениях до  0,5 МПа - 1,5

р   , но не менее 0,2 МПа;

 раб

    для  стальных  трубопроводов  при рабочих давлениях выше 0,5 МПа - 1,25

р   , но не менее р    + 0,3 МПа.

 раб               раб

Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин., после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.

2.2.11. Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.

 

2.3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

 

2.3.1. Резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны подвергаться периодическим зачисткам:

не менее двух раз в год - для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;

не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

2.3.2. Резервуары зачищают также при необходимости:

смены сорта нефтепродуктов (составляется акт, см. Прил. 9);

освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

2.3.3. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.

2.3.4. Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование, а также использование технологических режимов приведены в Прил. 9.

2.3.5. При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. 38), а также раздела 3.4 части II настоящих Правил.

2.3.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

2.3.7. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (Прил. 9) лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.

2.3.8. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения (Прил. 9), подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

2.3.9. Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п. 3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз, средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же в разделе 9.

2.3.10. Результаты анализа оформляются справкой (Прил. 10).

Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах (Прил. 11).

2.3.11. Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (Прил. 12);

для производства ремонтных работ - главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха и начальником пожарной охраны или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (Прил. 13).

2.3.12. Дегазацию резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (часть II, Прил. 1, п. 46).

2.3.13. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР), который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении процесса дегазации.

К проекту организации работ должна быть приложена, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и установки оборудования (вентилятор, устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилятора, воздухопровод, газоотводная труба и др.). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопровода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации (крепление вентилятора и др.).

ПОР утверждается руководством нефтебазы (директором или главным инженером) и согласовывается с начальником пожарной охраны нефтебазы.

2.3.14. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в Прил. 6 настоящих Правил.

 

2.4. Требования, предъявляемые к проведению

геометрических измерений на резервуаре,

составлению градуировочных таблиц

 

2.4.1. На каждый резервуар, используемый для приема, хранения и отпуска нефтепродукта, независимо от его форм и вместимости, должна быть составлена градуировочная таблица, позволяющая определять количество продукта.

2.4.2. Определение вместимости стальных резервуаров и их градуирование должны проводиться:

вертикальных цилиндрических вместимостью 100 - 50000 куб. м - согласно ГОСТ 8.380-80 (часть II, Прил. 1, п. 1);

горизонтальных вместимостью 3 - 200 куб. м - согласно ГОСТ 8.346-79 (часть II, Прил. 1, п. 2);

2.4.3. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для резервуаров устанавливают в зависимости от их назначения: для резервуаров, применяемых при учетно-расчетных операциях, - не более пяти лет, для резервуаров, применяемых при оперативном контроле и хранении, - не более 10 лет. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости, соответствующей данной высоте наполнения.

2.4.4. Поверку горизонтальных цилиндрических стальных резервуаров проводят объемным или геометрическим методом. Объемный метод поверки осуществляют двумя способами: с использованием образцовых мерников и образцового уровнемера и с использованием образцового счетчика жидкости и образцового уровнемера. При объемном методе поверки измеряют объем жидкости, поданной в резервуар, и высоту наполнения после каждой или нескольких доз. Геометрический метод поверки заключается в измерении размеров резервуаров и проведении расчетов.

2.4.5. Допустимые относительные погрешности градуировки вертикальных цилиндрических стальных резервуаров в зависимости от их вместимости составляют не более:

+/- 0,2% для резервуаров от 100 до 3000 куб. м;

+/- 0,15% для резервуаров свыше 3000 до 5000 куб. м;

+/- 0,1% для резервуаров свыше 5000 до 50000 куб. м.

2.4.6. Государственный надзор за состоянием измерений при определении количества нефтепродуктов при приеме, хранении, транспортировке и отпуске потребителю должен проводиться согласно Методическим указаниям РД 50-190-85 (часть II, Прил. 1, п. 41).

2.4.7. Градуировочные таблицы на стационарные резервуары утверждает руководство организации, эксплуатирующей резервуары. Градуировочные таблицы на резервуары для учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта.

2.4.8. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложены поправки на неровности днища.

2.4.9. Измерения геометрических параметров элементов резервуаров после ремонта проводит ведомственная метрологическая служба (МС) или, при отсутствии ее, комиссия, создаваемая на предприятии. Результаты измерений оформляются актом, который утверждает главный инженер предприятия (организации).

2.4.10. Градуировку резервуаров выполняют специалисты, освоившие методы поверки и требования количественного учета нефтепродуктов и имеющие право проведения работ. Организации, проводящие градуировку резервуаров, должны быть зарегистрированы в порядке, установленном Госстандартом.

2.4.11. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений должны храниться на предприятии и в территориальном управлении Госкомнефтепродукта СССР. Переход на новые градуировочные таблицы, хранение и списание предшествующих таблиц осуществляются в порядке, установленном Госкомнефтепродуктом СССР.

 

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

 

3.1. Комплект технической документации должен включать:

документацию на изготовление и монтаж резервуара;

эксплуатационную документацию;

ремонтную документацию.

 

Документы на изготовление и монтаж резервуара

 

3.2. Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, должна содержать:

а) рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

б) заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции (Прил. 14);

в) документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже; согласованные отступления от проекта должны быть нанесены монтажной организацией на чертежах КМД, предъявляемых при сдаче работ;

г) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и др.).

Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;

д) документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки и других сварочных материалов, примененных на монтаже и вошедших в состав сооружения;

е) данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций;

ж) журналы работ (журналы промежуточной приемки на монтажные работы, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску и др.).

Журналы работ составляются отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя, а при монтаже - линейным инженерно-техническим персоналом;

з) акты испытания, отражающие: результат проверки герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом;

и) документы о контроле качества сварных соединений, предусмотренного СНиП III-18-75;

к) описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций на монтаже, с указанием присвоенных им номеров или знаков;

л) заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;

м) акты приемки смонтированного оборудования;

н) схема и акт испытания заземления резервуара;

о) схема нивелирования основания резервуара;

п) акты на окраску, выполненную на монтаже;

р) акт на приемку протекторной защиты;

с) акт на приемку резервуара в эксплуатацию,

3.3. На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт (Прил. 15). Паспорт на цилиндрический резервуар составляется по форме, соответствующей паспорту на вертикальный цилиндрический резервуар (Прил. 15), за исключением п. 7 - 11. На видное место горизонтального резервуара должна быть прикреплена металлическая табличка с указанием следующих данных:

а) наименования предприятия-изготовителя;

б) типа резервуара;

в) номера по системе нумерации предприятия-изготовителя;

г) года и месяца изготовления;

д) рабочего давления;

е) номинального объема;

ж) массы резервуара.

3.4. Для резервуара с понтоном или плавающей крышей кроме документов, перечисленных в п. 3.2, должны быть приложены:

а) акт испытания сварных соединений центральной части днища металлического понтона или плавающей крыши на герметичность;

б) акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытания их после монтажа;

в) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

г) документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для изготовления уплотняющего затвора;

д) документы, удостоверяющие качество резинотканевого или другого синтетического материала, использованного для изготовления неметаллического ковра понтона;

е) документы, удостоверяющие качество клеев, использованных при склеивании неметаллического ковра понтона;

ж) ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона и направляющих патрубков понтона или плавающей крыши и наружного цилиндрического листа короба борта понтона.

3.5. Для резервуаров повышенного давления кроме документов, указанных в п. 3.2, должны быть предъявлены дополнительно:

а) схема геодезических отметок котлована для установки плит-противовесов анкерных болтов;

б) документы, подтверждающие марку бетона железобетонных плит- противовесов;

в) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов;

г) акт на послойное трамбование грунта над плитами-противовесами;

д) акт на затяжку анкерных болтов методами, обеспечивающими равномерную затяжку, предусмотренную проектом производства работ.

3.6. Для резервуаров автозаправочных станций (АЗС) и других заглубленных в грунт металлических резервуаров кроме документов, указанных в подпунктах "а", "б", "в", "г", "д", "е", "ж", "з", "и", "к", "м", "н", "п", "р" п. 3.2, должны быть дополнительно предъявлены:

а) акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

б) акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;

в) акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара;

г) документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

 

Эксплуатационная документация

3.7. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть:

а) технический паспорт резервуара в соответствии со СНиП III-18-75 (Прил. 15);

б) технический паспорт на понтон;

в) градуировочная таблица резервуара;

г) технологическая карта резервуара;

д) журнал текущего обслуживания;

е) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

ж) схема нивелирования основания;

з) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

и) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

к) технологические карты на замену оборудования резервуаров;

л) акты (см. п. 3.2).

Примечание. Документы, указанные в подпунктах "б", "ж", "з", "и", "к", "л", должны быть приложены к паспорту.

 

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

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

3.9. Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации, приведенной в части II настоящих Правил.

 

4. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

 

4.1. Противопожарные мероприятия

 

4.1.1. Пожарная безопасность резервуарного парка регламентируется Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

4.1.2. Ответственность за соблюдение противопожарных мероприятий на рабочем месте возлагается на работника, обслуживающего этот участок. Он отвечает за правильное содержание и своевременное использование противопожарного оборудования, закрепленного за рабочим местом, и участком технологического процесса.

4.1.3. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения.

4.1.4. Все резервуары вместимостью 5000 куб. м и более должны быть оборудованы автоматическими стационарными системами (установками) пенного тушения в соответствии со СНиП II-106-79 и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. 1, п. п. 34, 38).

Резервуары вместимостью 1000 куб. м и более независимо от места расположения должны быть оборудованы пеногенераторами и сухими стояками (сухотрубами) для подачи пены в верхний пояс резервуара.

4.1.5. Наземные резервуары со стационарной крышей или понтоном со стенками высотой более 12 м должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения.

Охлаждение при пожаре указанных резервуаров со стенками высотой до 12 м включительно, а также подземных резервуаров вместимостью более 400 куб. м следует предусматривать передвижными установками. Для обеспечения охлаждения резервуаров при пожаре следует предусматривать кольцевой противопожарный водопровод вокруг резервуарного парка.

4.1.6. Во избежание образования разрядов статического электричества необходимо:

применять пробоотборники, изготовленные из материалов, не дающих искр при ударе, и имеющие токопроводящие тросики, припаянные к пробоотборникам (тросики следует присоединять к клеммам заземления на крыше резервуара до отбора пробы);

использовать одежду из тканей, не накапливающих зарядов статического электричества, и обувь, исключающую искрообразование.

4.1.7. Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения надо применять только взрывобезопасные аккумуляторные фонари, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.

Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуаре.

4.1.8. В каре обвалований резервуарных парков необходимо периодически согласно графику брать анализ воздушной среды на взрывоопасность.

4.1.9. Люки, служащие для измерения уровня и отбора проб из резервуаров, должны иметь герметичные крышки, а замерное отверстие с внутренней стороны - кольцо или колодку из материала, исключающего искрообразование.

4.1.10. Запрещается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки.

4.1.11. Для удаления разлившегося при аварии нефтепродукта, а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвалований должны быть установлены запорные устройства в виде клапанов-хлопушек, приводимые в действие вне пределов обвалования.

4.1.12. При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтепродуктами.

4.1.13. Огневые работы (сварка, резка, клепка и др.) должны быть организованы и проведены с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

4.1.14. В резервуарном парке запрещается проезд тракторов и автомобилей, не оборудованных искрогасителями. На участках, где возможно скопление газов и паров нефтепродукта, должны быть установлены знаки, запрещающие проезд автомобиля, тракторов, мотоциклов и другого транспорта.

4.1.15. Курение на территории резервуарного парка категорически запрещается и разрешено только в специально отведенных (по согласованию с пожарной охраной) и оборудованных местах. На видных местах территории резервуарного парка (у дорожек, переходных мостиков и др.) должны быть установлены знаки или надписи о действующем противопожарном режиме. Надписи и знаки должны соответствовать ГОСТ 12.4.026-76 (часть II, Прил. 1, п. 17).

 

4.2. Требования охраны труда

 

4.2.1. Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарных парков нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих по специальности на нефтебазах должно проводиться согласно Типовому положению о подготовке и повышении квалификации рабочих непосредственно на производстве.

4.2.2. Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и практическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли.

4.2.3. Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр в соответствии с Приказом Министерства здравоохранения СССР от 19 июня 1984 г. N 700 в сроки, определенные лечебными учреждениями, обслуживающими предприятие, по согласованию с профсоюзной организацией и администрацией нефтебазы.

4.2.4. Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие допуска людей к участию в производственных процессах, режим труда персонала согласно действующим правилам, положениям, нормам по охране труда и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-технические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие на работающих вредных производственных факторов.

4.2.5. Все работники, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, этилированным бензином, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и др.), должны быть ознакомлены с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.

4.2.6. При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк запрещается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.

Опускать и поднимать пробоотборник и лот следует так, чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей канавке замерного люка.

4.2.7. Операции с сернистыми нефтепродуктами и этилированными бензинами по ручному отбору проб и измерению уровня, а также спуску грязи и воды должны выполнять работники в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии наблюдающего.

4.2.8. Организация и выполнение работ, связанных с зачисткой резервуаров, должны выполняться строго в соответствии с требованиями раздела 2.3 настоящих Правил.

4.2.9. Работникам, выполняющим операции с этилированным бензином, запрещается принимать пищу и брать табачные изделия руками, загрязненными этим продуктом.

4.2.10. Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить.

Для обезвреживания почвы и полов, загрязненных этилированным бензином, следует применять дихлорамин (1,5-процентный раствор в бензине), раствор хлорамина (3-процентный раствор в воде) или хлорную известь в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на 2 - 5 частей воды). Кашицу хлорной извести надо приготовлять непосредственно перед употреблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами, например, керосином, щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок должны быть собраны совком в ведро с крышкой и вынесены в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок обжигают.

4.2.11. Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном случае должен осуществляться с учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ и подвергаться оценке по защитным физиолого-гигиеническим эксплуатационным показателям согласно стандартам ССБТ. Применение средств защиты, не имеющих соответствующей технической документации, запрещается.

4.2.12. Спецодежду, спецобувь, защитные средства и предохранительные приспособления выносить за пределы нефтебазы запрещается. Для хранения спецодежды и спецобуви должны быть выделены отдельные шкафчики в санбытовом помещении, для защиты средств и приспособлений - отдельные кладовые.

4.2.13. Рабочие и служащие, применяющие при работе средства индивидуальной защиты (СИЗ), должны проходить специальный инструктаж и тренировку по применению, методам контроля и испытания СИЗ, оказанию первой помощи при несчастных случаях. Инструктаж и тренировки по применению СИЗ проводятся не реже одного раза в год.

4.2.14. Хранение, дегазация, дезактивация, стирка и ремонт спецодежды рабочих, занятых на работах с вредными для здоровья веществами (свинец, его сплавы и соединения, ртуть, этилированный бензин, реактивные вещества и т.д.) должны осуществляться в соответствии с инструкциями и указаниями органов санитарного надзора.

4.2.15. Инженерно-технические работники обязаны строго выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии и требовать их выполнения от своих подчиненных.

 

4.3. Молниезащита резервуаров

 

4.3.1. Проектирование и устройство молниезащиты при сооружении и реконструкции резервуаров должно выполняться согласно требованиям СН 305-77 (часть II, Прил. 1, п. 50).

Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относятся по устройству молниезащиты:

ко II категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса В-1 г);

к III категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса II - III).

4.3.2. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной продукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.

4.3.3. Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами.

4.3.4. Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 куб. м независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.

Резервуары, а также группы резервуаров II категории по устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. куб. м должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допускается защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям, к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

4.3.5. При наличии на резервуарах, отнесенных ко II категории, газоотводных или дыхательных труб независимо от имеющихся на них огневых предохранителей для свободного отвода в атмосферу газов взрывоопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой Н = 40d, где d - диаметр трубы, и радиусом R = 0,15Н.

    Для  газоотводных  и  дыхательных  трубок,  оборудованных колпаками или

"гусаками",  в  зону  защиты  молниеотводов должно входить пространство над

обрезом  трубок,  ограниченное  цилиндрической  поверхностью  со следующими

                                                                   5

размерами: при избыточном давлении  внутри установки менее 0,5 х 10  Па для

газов  тяжелее  воздуха, Н  =  1 м, R = 2 м; при избыточном давлении внутри

                     5            5

установки от 0,5 х 10  до 2,5 х 10  Па  для  газов  тяжелее  воздуха  и  до

        5

2,5 х 10  Па для газов легче воздуха, Н = 2,5 м, R = 5 м.

Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-1 г дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.

4.3.6. Для резервуаров, указанных в п. п. 3 и 4, заземлители от прямых ударов молнии должны иметь импульсные сопротивления не более 50 Ом на каждый токоотвод.

Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух.

4.3.7. Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25 - 30 м в виде металлических перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами, кабелями в металлическом корпусе и другими протяженными металлическими конструкциями, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.

Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или других протяженных конструкций не требуется.

4.3.8. Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные коммуникации необходимо при вводе последних в резервуар присоединять их к любому из заземлителей.

4.3.9. Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциалов через внешние трубопроводы, проложенные на опорах, необходимо:

а) на вводе в резервуар трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резервуаров II категории, не более 20 Ом для резервуаров III категории;

б) на ближайшей к резервуару опоре трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуаров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории;

в) вдоль трассы эстакады через каждые 250 - 300 м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С (334 К) и ниже присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом.

4.3.10. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 кв. мм.

4.3.11. Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 кв. мм и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 кв. мм (диаметром около 7 мм).

Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят.

Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным, в исключительных случаях (при невозможности сварки) допускается соединение на болтах.

4.3.12. Токоотводы следует выполнять из стали размерами не менее указанных ниже:

 

                                                Снаружи,    В земле

                                                на воздухе

 

Круглые токоотводы и перемычки диаметром, мм    6           -

Круглые вертикальные электроды диаметром, мм    -           10

Прямоугольные токоотводы:

  площадью сечения, кв. мм                      48          160

  толщиной, мм                                  4           4

Уголковая сталь:

  площадью сечения, кв. мм                      -           160

  длиной полки, мм                              2,5         4

Стальные трубы толщиной стенок, мм              2,5         Не допускается.

 

4.3.13. Соединения токоотводов должны быть сварными. Соединения на болтах допускаются как исключение для резервуаров, относящихся по устройству молниезащиты к III категории. Для проверки величины сопротивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и металлически связанных между собой (например, при металлической кровле или молниеприемной стойке). Такие разъемные соединения выполняются снаружи сооружения на высоте 1 - 1,5 м от земли.

4.3.14. Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей, должна быть окрашена в черный цвет.

4.3.15. По расположению в грунте и форме электродов заземлители бывают:

а) вертикальные - из стальных вертикально ввинчиваемых стержней из круглой стали или забиваемых стержней из уголковой стали и стальных труб.

Длина ввинчиваемых электродов принимается 4,5 - 5 м, а забиваемых - 2,5 м. Верхний обрез вертикального заземлителя должен находиться от поверхности земли на расстоянии 0,5 - 0,6 м;

б) горизонтальные - из полосовой или круглой стали, уложенные горизонтально на глубине 0,6 - 0,8 м от поверхности земли одним или несколькими лучами, расходящимися из одной точки, к которой присоединяется токоотвод;

в) комбинированные - вертикальные и горизонтальные, объединенные в общую систему.

4.3.16. Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее, чем указанные в п. 4.3.12.

Все заземлители между собой и с токоотводами должны соединяться посредством сварки. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников.

Соединения на болтах допускаются при устройстве временных заземлений.

Места разъемных соединений должны быть оцинкованы.

4.3.17. При устройстве нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу.

4.3.18. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.

4.3.19. При эксплуатации устройств молниезащиты должно осуществляться систематическое наблюдение за их состоянием, в график планово-предупредительных работ должны входить текущее обслуживание (ревизии), текущие и капитальные ремонты этих устройств.

4.3.20. Ежегодно, перед наступлением грозового сезона (в марте, апреле), необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.

Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надежного соединения с токоотводом и заземлителем.

4.3.21. После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты должны быть осмотрены и повреждения немедленно устранены.

4.3.22. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше чем на 30% их следует полностью заменить либо заменить отдельные дефектные места.

4.3.23. Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должны проводиться не реже одного раза в год (летом и при сухой почве).

Если сопротивление растеканию токов заземления превышает нормативное значение на 20%, то необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство.

4.3.24. Текущие ремонты молниезащитных устройств могут быть выполнены во время грозового периода, капитальные ремонты - только в негрозовой период года.

4.3.25. Результаты ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов и т.д. следует заносить в специальный эксплуатационный журнал (Прил. 16).

4.3.26. Лица, проводящие ревизию молниезащиты, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов.

4.3.27. Ответственность за исправность и систематическую проверку заземлений возлагается на главного инженера предприятия.

 

4.4. Защита резервуаров от статического электричества

 

4.4.1. Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо предусматривать с учетом особенностей производства следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникаций, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;

уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

использование радиоизотопных, индукционных и других нейтрализаторов.

4.4.2. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-85, ГОСТ 21130-75, СН 102-76, Инструкцией по устройству сетей заземления. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.

Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.

4.4.3. Резервуары вместимостью более 50 куб. м (за исключением вертикальных диаметров до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

4.4.4. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается.

Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, а если это возможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть выбраны таким образом, чтобы исключить разбрызгивание.

4.4.5. Скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам необходимо ограничивать таким образом, чтобы заряд, приносимый в резервуар с потоком нефтепродукта, не мог вызвать с его поверхности искрового разряда, энергия которого достаточна для воспламенения окружающей среды. Допустимые скорости движения жидкости по трубопроводам и истечения их в резервуары зависят от следующих условий, влияющих на релаксацию зарядов: вида налива, свойств нефтепродукта, содержания и размера нерастворимых примесей, свойств материала стенок трубопровода, резервуара.

    4.4.6.   Для   нефтепродуктов   с   удельным   объемным   электрическим

                             9

сопротивлением  не  более  10  Ом х м   скорости   движения   и   истечения

допускаются до 5 м/с.

    Для  нефтепродуктов  с  удельным  объемным электрическим сопротивлением

          9

более   10  Ом х м  допустимые  скорости   транспортирования   и  истечения

устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно.

    Для   снижения  до  безопасного  значения  плотности  заряда  в  потоке

                                                                          9

жидкости,  имеющей удельное объемное электрическое сопротивление  более 10

Ом х м,   при  необходимости  транспортирования  их   по  трубопроводам  со

скоростью,   превосходящей   безопасную,   следует   применять  специальные

устройства для отвода зарядов.

Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанавливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в заполняемый резервуар так, чтобы при максимальной из используемых скоростей транспортирования время движения продукта по загрузочному патрубку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0,1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости.

Если это условие конструктивно не может быть исполнено, то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда должен быть обеспечен внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на поверхность имеющейся в резервуаре жидкости.

Примечания. В качестве устройств для отвода заряда из жидкого продукта могут использоваться нейтрализаторы со струнами, правила выбора, конструирования, монтажа и эксплуатации которых изложены в РТМ 6.28-008-78. Устройства отвода заряда из потока жидкости с протяженными разрядными электродами (нейтрализаторы со струнами).

В качестве устройств для отвода заряда внутри заполняемого резервуара могут применяться клетки из заземленной металлической сетки, охватывающие некоторый объем у конца загрузочного патрубка таким образом, чтобы заряженный поток из патрубка поступал внутрь клетки. При этом объем клетки должен быть не менее V = Q тау / 3600, где V - объем клетки, куб. м; Q - скорость перекачки нефтепродукта, куб. м/ч; тау - постоянная времени релаксации заряда в нефтепродукте, с.

 

4.4.7. Данные по электрическим параметрам светлых нефтепродуктов и номограммы по определению допустимых скоростей перекачки приведены в Рекомендациях по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны, утвержденных 12.11.85 Госкомнефтепродуктом РСФСР.

4.4.8. Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.

При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом требований п. 4.4.6.

4.4.9. Для предотвращения опасности возникновения искровых разрядов на поверхности нефтепродуктов не должно быть незаземленных электропроводящих плавающих предметов.

4.4.10. Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 кв. мм, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.

4.4.11. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту.

4.4.12. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее чем через 10 мин. после прекращения движения нефтепродукта.

Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен. Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика.

Работники, отбирающие пробы, должны иметь обувь с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронопроводящей резины.

Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей, кроме нательного белья, запрещается.

4.4.13. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества нефтебазы (Прил. 17). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.

4.4.14. Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.

 

 

 

 

 

Приложение 1

(к п. 1.1.9)

 

ПЕРЕЧЕНЬ

ПРОЕКТОВ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

┌────────────┬───────────────────────────┬───────────┬────────────────────┐

   Номер       Наименование типового   │Вместимость│    Организация -  

  типового            проекта          │резервуара,│разработчик проекта │

  проекта                                куб. м                      

├────────────┼───────────────────────────┼───────────┼────────────────────┤

│704-1-158.83│Резервуар стальной         │3          │Южгипронефтепровод 

            │горизонтальный для                                       

            │нефтепродуктов                                           

│704-1-159.83│То же                      │5          │То же              

│704-1-160.83│-"-                        │10         │-"-                

│704-1-161.83│-"-                        │25         │-"-                

│704-1-162.83│-"-                        │50         │-"-                

│704-1-163.83│-"-                        │75         │-"-                

│704-1-164.83│-"-                        │100        │-"-                

│704-1-49    │Вертикальный цилиндрический│100        │ЦНИИ Проектсталькон-│

            │резервуар для нефти и                 │струкция            

            │нефтепродуктов, собираемый │                              

            │методом рулонирования, с                                 

            │щитовой кровлей                                          

│704-1-50    │То же                      │200        │То же              

│704-1-51    │-"-                        │300        │-"-                

│704-1-52    │-"-                        │400        │-"-                

│704-1-53    │-"-                        │700        │-"-                

│704-1-66.84 │-"-                        │1000       │Южгипронефтепровод 

│704-1-167.84│-"-                        │2000       │То же              

│704-1-168.84│-"-                        │3000       │-"-                

│704-1-169.84│-"-                        │5000       │-"-                

│704-1-170.84│-"-                        │10000      │-"-                

│704-1-171.84│-"-                        │20000      │-"-                

│704-1-172.84│-"-                        │30000      │-"-                

│704-1-150С  │Резервуары для нефтепродук-│100        │Южгипронефтепровод 

            │тов, предназначенные для                                 

            │эксплуатации в условиях                                   

            │низких температур                                        

│704-1-151С  │То же                      │200        │То же              

│704-1-152С  │-"-                        │300        │-"-                

│704-1-153С  │-"-                        │400        │-"-                

│704-1-154С  │-"-                        │700        │-"-                

│704-1-155С  │-"-                        │1000       │-"-                

│704-1-25    │Резервуары для хранения    │2000       │Ленинградское      

            │светлых и темных нефтепро- │           │отделение ЦНИИПСК  

            │дуктов с объемной массой не│                              

            │более 1 кг/куб. см, пред-                                

            │назначенные для эксплуата- │                              

            │ции в условиях низких                                    

            │температур                                                

│704-1-26    │То же                      │3000       │То же              

│704-1-27    │-"-                        │5000       │-"-                

│704-1-28    │Резервуары для хранения    │10000      │-"-                

            │светлых нефтепродуктов с                                 

            │объемной массой не более                                 

            │0,9 кг/куб. см, предназна- │                              

            │ченные для эксплуатации в                                

            │условиях низких температур │                              

│704-1-29    │То же                      │20000      │-"-                

│704-1-179.85│Резервуары стальные для    │10000      │Южгипронефтепровод 

           │нефти и нефтепродуктов со                                

            │стационарной крышей и                                    

            │понтоном (вариант с приме- │                              

            │нением крупногабаритных                                  

            │листов проката)                                          

│704-1-180.85│То же                      │20000      │То же              

│704-1-181.85│-"-                        │30000      │-"-                 

│704-1-85    │Наземный вертикальный      │400        │Аэропроект         

            │резервуар с гладким с внут-│                              

            │ренней стороны покрытием                                 

│704-1-86    │То же                      │700        │-"-                

│704-1-87    │-"-                        │1000       │-"-                

│704-1-88    │-"-                        │2000       │-"-                

│704-1-89    │-"-                        │3000       │-"-                

│704-1-90    │-"-                        │5000       │-"-                

                                                                        

                             Специальные проекты                        

                                                                        

│80729       │Вертикальные цилиндрические│50000      │ЦНИИПСК            

            │резервуары для нефти и                                    

            │нефтепродуктов с плавающей │                              

            │крышей, собираемые методами│                              

            │полистовой сборки стенки                                 

            │или рулонирования                                        

│83050       │Вертикальные цилиндрические│100000     │ЦНИИПСК            

            │резервуары для нефти и                                   

            │нефтепродуктов с плавающей │                              

            │крышей. Резервуары можно                                 

            │собирать со стенкой                                      

            │комбинированной сборки; с                                

           │двухслойной стенкой; со                                  

            │стенкой, усиленной                                       

            │бандажами                                                

└────────────┴───────────────────────────┴───────────┴────────────────────┘

 

 

 

 

 

Приложение 2

(к п. 1.1.9)

 

ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

Таблица 1

 

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ

РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ

 

┌───────────────┬────────────┬────────────┬──────────────────────┐

  Номинальный  │ Диаметр, м │   Высота     Хранимая жидкость  

│ объем, куб. м │            │ стенки, м                       

├───────────────┼────────────┼────────────┼──────────────────────┤

│1000           │12,3        │9           │Нефтепродукты        

│2000           │15,3        │12          │-"-                  

│3000           │19          │12          │-"-                  

│5000           │22,8        │12          │-"-                   

│10000          │28,5        │18          │-"-                  

│20000          │40          │18          │Нефть или нефтепродукт│

│40000          │56,9        │18          │Нефть                

│50000          │60,7        │18          │-"-                  

│100000         │85,3        │18          │-"-                  

│150000         │102,6       │18          │-"-                  

└───────────────┴────────────┴────────────┴──────────────────────┘

 

Таблица 2

 

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

СО СТАЦИОНАРНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ И РЕЗЕРВУАРОВ

С МЕТАЛЛИЧЕСКИМИ ПОНТОНАМИ

 

┌───────────────┬────────────┬───────────┬───────────────────────┐

  Номинальный  │ Диаметр, м │  Высота      Хранимая жидкость  

│ объем, куб. м │            │ стенки, м │                      

├───────────────┼────────────┼───────────┼───────────────────────┤

│100            │4,7         │6          │Нефтепродукты         

│200            │6,6         │6          │-"-                   

│300            │7,6         │7,5        │-"-                   

│400            │8,5         │7,5        │-"-                   

│700            │10,4        │9          │-"-                   

│1000           │10,4        │12         │-"-                   

│2000           │15,2        │12         │-"-                   

│3000           │19          │12         │-"-                   

│5000           │21          │15         │-"-                   

│10000          │28,5        │18         │Нефть или нефтепродукты│

│20000          │40          │18         │Нефть                 

│30000          │45,6        │18         │-"-                   

│50000          │60,7        │18         │-"-                   

└───────────────┴────────────┴───────────┴───────────────────────┘

 

Таблица 3

 

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ (НАЗЕМНОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ)

 

┌───────────┬────────┬──────┬──────────────────────┬─────────────┐

│Номинальный│Диаметр,│Длина,│Конструктивное решение│  Хранимая  

  объем,      м      м   ├───────────┬──────────┤  жидкость  

  куб. м                 │Конструкция│Внутреннее│            

                         │ торцовых  │давление, │            

                           стенок     МПа                

├───────────┼────────┼──────┼───────────┼──────────┼─────────────┤

│3          │1,4     │2     │Плоские    │0,04      │Нефтепродукты│

│5          │1,9     │2     │-"-        │0,04      │То же       

│10         │2,2     │3,3   │Конические │0,07      │-"-         

│10         │2,2     │2,8   │Плоские    │0,04      │-"-         

│25         │2,8     │4,8   │Конические │0,07      │-"-         

│25         │2,8     │4,3   │Плоские    │0,04      │-"-         

│50         │2,8     │9,6   │Конические │0,07      │-"-         

│50         │2,8     │9     │Плоские    │0,04      │-"-         

│75         │3,2     │9,7   │Конические │0,07      │-"-         

│75         │3,2     │9     │Плоские    │0,04      │-"-         

│100        │3,2     │12,7  │Конические │0,07      │-"-         

│100        │3,2     │12    │Плоские    │0,04      │-"-         

│500        │6       │18    │-"-        │0,02      │-"-         

│1000       │6       │35,8  │-"-        │0,02      │-"-          

└───────────┴────────┴──────┴───────────┴──────────┴─────────────┘

 

Таблица 4

 

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

 

┌──────────────┬──────────┬─────────┬──────────────┬─────────────┐

│ Номинальный  │Диаметр, м│Высота, м│  Внутреннее    Хранимая  

│объем, куб. м │                   │давление, кПа │  жидкость  

├──────────────┼──────────┼─────────┼──────────────┼─────────────┤

│200           │10,4      │3        │2             │Нефтепродукты│

│400           │10,4      │4,5      │2             │-"-         

│700           │14,6      │4,5      │2             │-"-         

│1000          │14,6      │6        │2             │-"-         

│2000          │26,5      │4,5      │2             │-"-         

│3000          │26,5      │6        │2             │-"-         

│5000          │34,2      │6        │2             │-"-         

└──────────────┴──────────┴─────────┴──────────────┴─────────────┘

 

 

 

 

 

Приложение 3

(к п. 1.3.4)

 

УКАЗАНИЯ

ПО ЗАЩИТЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ

 

1. При выполнении работ по защите стальных резервуаров от коррозии следует руководствоваться СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.05.06-85 и ГОСТ 1510-84 (часть II, Прил. 1, п. п. 31, 36, 3).

2. Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения полимерных покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0,3% для противокоррозионной защиты днища рекомендуется применять катодную или протекторную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных станций или групповых протекторов.

3. Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям и градуировать. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и зачищен согласно разделу 2.3 п. 1.13 настоящих Правил.

4. При разработке технологии нанесения противокоррозионных (защитных) покрытий в зависимости от условий эксплуатации резервуара необходимо руководствоваться:

Рекомендациями по выбору и нанесению лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций, эксплуатирующихся в сточных водах (часть II, Прил. 1, п. 43);

Временной инструкцией по окраске резервуаров антикоррозионной эмалью ХС-717 (часть II, Прил. 1, п. 44);

Инструкцией по окраске наружной поверхности резервуаров со светлыми нефтепродуктами теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144 (часть II, Прил. 1, п. 45).

5. Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской, при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии, обезжиривание, дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла.

Работы по подготовке поверхностей необходимо выполнять в соответствии с ГОСТ 9.402-80 (часть II, Прил. 1, п. 29). Состояние поверхности должно быть проверено комиссией и оформлено актом скрытых работ (Прил. 3.1).

На подготовленную поверхность наносят покрытие, причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после технологической выдержки предыдущего слоя.

6. Работы по защите резервуаров от коррозии должны выполняться бригадами, укомплектованными специалистами, которые имеют соответствующую квалификацию. При этом работы должны проводиться с соблюдением требований техники безопасности и пожарной безопасности. Бригады должны быть оснащены соответствующим оборудованием и механизмами.

7. Ответственность за организацию и проведение окрасочных работ возлагается на главного инженера предприятия (нефтебазы).

8. Перед началом работ необходимо:

подготовить и проверить все оборудование для очистки поверхности и нанесения модификаторов ржавчины и эмали;

установить леса на определенную высоту;

при защите внутренней поверхности резервуара смонтировать вентиляцию и при необходимости вырезать монтажное окно в нижнем поясе для внесения в резервуар оборудования и лесов;

при проведении работ в ночное время следует использовать освещение во взрывозащищенном исполнении;

для проведения подготовительной работы и приготовления лакокрасочных составов вблизи окрашиваемого резервуара нужно оборудовать открытую площадку с навесом;

при наличии понтона следует установить под ним стойки или другие приспособления для уменьшения его провисания.

9. При проведении работ по антикоррозионной защите оформляется журнал (Прил. 3.2).

10. На каждый окрашенный резервуар заполняется паспорт на покрытие (Прил. 3.3).

11. Качество нанесенного покрытия необходимо контролировать по истечении полного времени формирования покрытия (сушки) согласно ТУ или проекту организации работ по следующим параметрам: толщине покрытия, сплошности, адгезии, а также визуальному осмотру.

12. По окончании работы по нанесению покрытия составляют акт приемки резервуара в эксплуатацию (Прил. 3.4). К акту приемки должны быть приложены: паспорт на применяемые материалы, акт на скрытые работы (Прил. 3.1), журнал производства работ по антикоррозионной защите (Прил. 3.2).

Состояние покрытия проверяют при проведении эксплуатационных осмотров, ремонтных и очистных работ, но не реже одного раза в год. Результаты осмотра записывают в акте проверки (Прил. 3.5). Состояние покрытия контролируют визуально после очистки резервуара от грязевых отложений. Зачистные работы необходимо выполнять, не нарушая покрытия.

Покрытие, имеющее вздутие, растрескивание, отслоение или другие явные дефекты, считается поврежденным. В сомнительных случаях целостность покрытия определяют проверкой адгезии по ГОСТ 15140-78 (метод решетчатых надрезов). Поврежденные участки покрытия должны быть восстановлены.

Разрушенное покрытие удаляют механическим способом, поверхность зачищают и окрашивают по первоначальной схеме.

В табл. 1 приведены системы бензостойких покрытий, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 1510-84.

 

Таблица 1

 

СИСТЕМЫ БЕНЗОСТОЙКИХ ПОКРЫТИЙ

 

┌───────────────┬──────────────────┬───────┬─────┬───────────────┐

  Поверхность  │Марка модификатора│ Марка │Число│  Срок службы 

                    ржавчины     │ эмали │слоев│покрытия, годы,│

                                                не менее   

├───────────────┼──────────────────┼───────┼─────┼───────────────┤

│Опескоструенная│-                 │ХС-717 │4    │12            

│Ржавая         │П-1Т-Ц или ПРЛ-2  │ХС-717 │4    │5              

               │или Э-ВА-01 ГИСИ                            

│Опескоструенная│-                 │ХС-5132│4    │5             

│Ржавая         │П-1Т-Ц            │ХС-5132│4    │5             

│Ржавая         │П-1Т-Ф или П-1Т-Ц │ХС-973 │3    │5             

│Ржавая         │П-1Т-Ц            │ХС-775 │3    │5             

│Ржавая         │-                 │ХС-928 │3    │5             

└───────────────┴──────────────────┴───────┴─────┴───────────────┘

 

 

 

 

 

Приложение 3.1

(к п. 5)

 

                                                        Утверждаю

                                             ______________________________

                                               (руководитель предприятия)

                                             ______________________________

                                             (подпись, расшифровка подписи)

 

                                             Дата утверждения

 

                                    АКТ

                        от "__" ___________ 198_ г.

 

Город

 

Скрытых работ по подготовке

поверхности металла под

лакокрасочное покрытие

 

    Составлен комиссией в составе:

председатель - главный инженер нефтебазы __________________________________

___________________________________________________________________________

         (наименование, номер нефтебазы, фамилии, имя, отчество)

 

члены комиссии: мастер ____________________________________________________

                                    (фамилия, имя, отчество)

                исполнитель _______________________________________________

                                  (должность, фамилия, имя, отчество)

 

на проведенный  осмотр и  проверку  качества подготовки поверхности металла

резервуара РВС N _________ для нанесения лакокрасочного покрытия. Состояние

внутренней поверхности резервуара РВС: ____________________________________

___________________________________________________________________________

    (указать степень подготовки поверхности и заключение о возможности

___________________________________________________________________________

                         проведения окрасочных работ)

 

Составлен в _______ экземплярах:

1-й экземпляр направлен ____________

2-й экземпляр - в дело

 

    Председатель комиссии:                                  (подпись)

 

    Члены комиссии:                                         (подпись)


 

Приложение 3.2

(к п. 9)

 

                                  ЖУРНАЛ

           ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО НАНЕСЕНИЮ ПОКРЫТИЙ НА РЕЗЕРВУАР

 

Наименование объекта ______________________________________________________

Адрес объекта _____________________________________________________________

Основание для производства ________________________________________________

Производство работ ________________________________________________________

 

                        Начато ______________

                        Окончено __________

 

                   Подпись ответственного лица

                   организации, выдавшей журнал

                   ____________________________

 

                                                                    Форма 1

 

1. Наименование защищаемого резервуара ____________________________________

2. Место установки резервуара _____________________________________________

                                      (помещение, вне здания и др.)

 

3. Наименование  организации, разработавшей  проект антикоррозионной защиты

___________________________________________________________________________

4. Краткая характеристика резервуара ______________________________________

___________________________________________________________________________

        (материал, наличие нагрева, механических воздействий и т.д.)

 

5. Характеристика агрессивной среды в резервуаре __________________________

___________________________________________________________________________

                       (концентрация, температура)

 

6. Дата  и  номер  документа о сдаче резервуара под покрытие и испытании на

герметичность _____________________________________________________________

7. Защищаемая площадь резервуара в кв. метрах _____________________________

8. Дата и номер акта о сдаче покрытой поверхности резервуара ______________

___________________________________________________________________________

9. Дата пуска в эксплуатацию ______________________________________________

10. Замеченные изменения за время эксплуатации в течение гарантийного срока

___________________________________________________________________________

    Примечания: 1. Пункты 6 и 9 заполняются заказчиком.

    2. Пункт 10 заполняется совместно заказчиком и исполнителями работ.

 

                                                                    Форма 2

 

Дата,
год,
месяц,
число

Наименование работ 

Объем
работ,
кв. м

Температура
во время  
производства
работ   

Материал для 
покрытия   

Число
нане-
сенных
слоев
и их 
толщи-
на, мм

Продолжи-
тельность
сушки   
отдельных
слоев   
(сут.) и
темпера-
тура суш-
ки (°С) 

Ф.И.О.
мастера
- про-
изводи-
теля  
работ 

Дата и
номер
акта 
прие-
мочных
работ

Приме-
чание

в ре-
зер-
вуаре

окру- 
жающего
воздуха

ГОСТ
и ТУ

пас-
порта

N  
ана-
лиза

 

Очистка поверхности 
Грунтовка поверхности
(наименование       
грунтовки)          
Шпатлевка (наименова-
ние шпатлевки)      
Нанесение эмали,    
наименование эмали  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ ЖУРНАЛА

 

1. Ведение журнала обязательно при выполнении работ по нанесению покрытий. На каждый резервуар заполняются отдельные формы N 1 и N 2.

2. Запись в журнале производится ежедневно, за каждую рабочую смену, за каждый вид работы, записи закрепляются подписью мастера.

3. Производитель работ ежедневно проверяет правильность заполнения журнала.

4. Запись в журнале производится чернилами четко и аккуратно.

5. В графе 5 указывается температура воздуха, окружающего резервуар, на расстоянии не более 1 м от него.

6. В графах 7 и 8 указываются номера паспорта или анализа от каждой партии материала, применяемого при выполнении работ.

7. Ответственность за ведение журнала несет производитель работ.

8. Помарки и исправления в журнале не допускаются, при их наличии они должны быть оговорены ответственными представителями принимающей организации и производителем работ.

9. В журнале должны быть отражены все работы, выполненные по нанесению покрытий на поверхность резервуара.

 

 

 

 

 

Приложение 3.3

(к п. 10)

 

                                  ПАСПОРТ

            НА ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СО СВЕТЛЫМИ НЕФТЕПРОДУКТАМИ

 

Номер и тип резервуара ____________________________________________________

Под какой продукт предназначен резервуар __________________________________

Какие имелись дефекты: отпотины ___________________________________________

                       выпуклости _________________________________________

                       неровности _________________________________________

                       перекосы и др. _____________________________________

Какого состава и по какой схеме было нанесено покрытие ____________________

___________________________________________________________________________

Каким способом производилось нанесение покрытия ___________________________

Количество израсходованных материалов _____________________________________

Вид и цвет покрытия по визуальному наблюдению _____________________________

___________________________________________________________________________

            (гладкая, шероховатая, матовая, глянцевая и т.п.)

 

Толщина  покрытия  на  швах,  стенках,  крыше   резервуара   по  показаниям

толщиномера МТ-ЗОН и др.

___________________________________________________________________________

Начало и конец работы _____________________________________________________

                                       (число, месяц, год)

Состав бригады, выполняющей работы ________________________________________

Температура и влажность воздуха во время выполнения окрасочных работ ______

___________________________________________________________________________

 

   Главный инженер

   Зав. лабораторией

   Мастер

 

 

 

 

 

Приложение 3.4

(к п. 12)

 

                                                        Утверждаю

                                             ______________________________

                                               (руководитель предприятия)

                                             ______________________________

                                             (подпись, расшифровка подписи)

 

                                             Дата утверждения

 

                                    АКТ

                        от "__" ___________ 198_ г.

 

________________

    (город)

 

приемки окрашенного резервуара

 

Составлен комиссией в составе _____________________________________________

председатель: _____________________________________________________________

                            (должность, фамилия, имя, отчество)

члены комиссии ____________________________________________________________

                            (должность, фамилия, имя, отчество)

В резервуаре ______________________________________________________________

                               (характеристика резервуара)

нанесено противокоррозионное покрытие _____________________________________

                                            (характеристика покрытия

___________________________________________________________________________

          по элементам конструкции резервуара: число слоев, вид

___________________________________________________________________________

                        лакокрасочного материала)

 

Поверхность была подготовлена _____________________________________________

                                     (способ подготовки поверхности)

 

Осмотр внутренней поверхности резервуара показал, что _____________________

___________________________________________________________________________

      (указать качество покрытия: цвет, адгезия, подтеки, сплошность)

 

имелись следующие дефекты _________________________________________________

                                    (перечислить дефекты покрытия)

Дефекты исправлены ________________________________________________________

                                (указать, как они исправлены)

 

Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию.

 

Составлен в ___________ экземплярах:

1-й экземпляр направлен ___________________________________________________

                               (наименование вышестоящей организации)

 

2-й экземпляр направлен _________________ 3-й экземпляр - в дело

 

                      Председатель комиссии _______________________________

                                                       (подпись)

                      Члены комиссии ______________________________________

                                                    (подписи)

 

 

 

 

 

Приложение 3.5

(к п. 12)

 

                                                       Утверждаю

                                             ______________________________

                                               (руководитель предприятия)

                                             ______________________________

                                             (подпись, расшифровка подписи)

 

                                             Дата утверждения

 

                                    АКТ

                        от "__" ___________ 198_ г.

 

________________

    (город)

 

проверки состояния покрытия

в процессе эксплуатации

 

Составлен комиссией в составе:

председатель - главный инженер нефтебазы __________________________________

                                                    (наименование,

___________________________________________________________________________

                 номер нефтебазы, фамилия, имя, отчество)

 

Члены комиссии: мастер ____________________________________________________

                                      (фамилия, имя отчество)

                исполнитель _______________________________________________

                                  (должность, фамилия, имя, отчество)

 

на проведенный осмотр покрытия после эксплуатации _________________________

___________________________________________________________________________

                          (наименование объекта)

___________________________________________________________________________

    (указать способ очистки поверхности покрытия, вид контроля и выводы

___________________________________________________________________________

        о состоянии покрытия, описать проведенные ремонтные работы)

 

Составлен в _________ экземплярах:

1-й экземпляр направлен ___________________________________________________

                               (наименование вышестоящей организации)

2-й экземпляр направлен ___________________________________________________

3-й экземпляр ________ в дело

 

    Председатель комиссии:                                  (подпись)

 

    Члены комиссии:                                         (подписи)

 

 

 

 

 

Приложение 4

(к п. 2.1.3)

 

УКАЗАНИЯ

ПО ТЕКУЩЕМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ РЕЗЕРВУАРОВ

 

1. В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи следует подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки.

2. При осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо:

а) следить за исправным состоянием замерного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резь барашка, направляющей планки, плотностью прилегай крыши;

б) обеспечить в дыхательном (механическом) клапане, рассчитанном на давление до 2 кПа, плавное движение тарелок клапанов и плотную посадку их в гнезда; не допускать примерзания тарелок клапанов к гнездам; в зимнее время поддерживать в чистоте сетки клапанов и освобождать их от инея и льда; в клапане НДКМ не допускать разрыва фторопластового покрытия, значительного обледенения внутренней поверхности, негерметичности фланцев, смотрового люка клапанов, обрыва цепочки, зарастания импульсной трубки инеем, льдом, засорение пылью, разрыва мембраны, неисправности пружины амортизатора;

в) следить за исправностью дыхательного клапана, рассчитанного на давление 0,07 МПа, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

В процессе эксплуатации дыхательные клапаны должны периодически осматриваться и регулироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, при этом следует проверять целостность фторопластового покрытия, мембран, тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности ото льда и инея;

г) в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;

д) следить за горизонтальностью положения диска-отражателя, прочностью его подвески;

е) в огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофрированными пластинами, засорение их пылью, инеем; следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменить новыми;

ж) в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов. Следить за плотностью соединения пенокамеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГПС-2000, ГПС-600, ГПС-200 необходимо следить за правильностью положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), деталей, за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки (в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене);

з) проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

и) в пробоотборнике стационарного типа проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем, следить, нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т.п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;

к) в приемораздаточных патрубках проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) трубы (подъем должен быть легким и плавным); следить за исправным состоянием троса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;

л) проверять исправность работы хлопушки с управлением в приемо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия; управление хлопушкой должно осуществляться легко, без заеданий;

м) на резервуарных задвижках в зимнее время проверять состояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежание их заморожения спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;

н) в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;

о) следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, указанных в части II настоящих Правил;

п) следить за состоянием сварных швов, заклепочных соединений резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в швах, в основном металле вблизи заклепок и сварных швов);

р) следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения; прокладки, сварных соединений);

с) по устройствам "Радиус", "Квант", "Уровень", "Утро-3", СУУЗ и другим следить за исправностью в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

т) следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин); должен быть отвод ливневых вод по лотку;

у) по канализационной сети резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб, хлопушки, в тросе хлопушки; не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтом или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.

При обслуживании понтона нужно проверять:

а) горизонтальность поверхности понтона; герметичность коробов, наличие в них продукта;

б) нет ли отпотевания или нефтепродукта на центральной части понтона;

в) плотность прилегания затвора к стенке резервуара, трубам, УДУ и ПСР или центральной стойке;

г) надежность крепления и нет ли повреждений проводов для отвода статического электричества.

При обнаружении на понтоне нефтепродукта последний удаляют и выясняют причину неисправности. Если это нарушение вызвано заплескиванием нефтепродукта, то необходимо исключить возможность попадания воздушных пробок в подводящий к резервуару трубопровод.

При нарушении герметичности центральной части понтона или коробов резервуар необходимо освободить от нефтепродукта и отремонтировать.

При обслуживании вертикальных резервуаров повышенного давления должна быть обеспечена горизонтальность опорных столиков под анкерный болт. Анкерные болты не должны иметь искривлений, трещин, коррозионных каверн. Над гайкой должны быть свободные нитки резьбы. При обслуживании оборудования резервуаров должны быть обеспечены:

а) свободный подъем, опускание и плотное прилегание клапана-вентиля;

б) плотное прилегание всасывающего клапана;

в) чистота поверхности, полное сечение отверстий и целостность сетки фильтра;

г) плотность прилегания и целостность прокладки горловины резервуара.

При обслуживании подогревателей в резервуарах с подогревом нефтепродукта необходимо проверять:

а) исправность и герметичность змеевиковых пароподогревателей (обнаруженные при осмотре повреждения конструкции подогревателей немедленно устранить);

б) следить за исправностью средств электроподогрева в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

 

 

 

 

 

Приложение 5

(к п. 2.1.10)

 

ПЕРЕЧЕНЬ

ОСНОВНЫХ ПРОВЕРОК ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОНТОНА

И УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ

 

1. При визуальном осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить, нет ли нефтепродукта на поверхности ковра или затвора, разрывов ковра, зазора между затвором и стенкой резервуара.

При осмотре понтона внутри резервуара необходимо проверить:

герметичность швов ковра и нет ли разрывов в нем;

нет ли зазора между затвором и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине);

степень изношенности затвора (затвор считается изношенным, если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до тканевого материала);

герметичность коробов согласно Прил. 7 настоящих Правил;

не засорился ли перфорированный кожух, предназначенный для ручного отбора проб и измерений уровня;

нет ли обрыва и коррозии токоотвода заземления (измеряют сопротивление растеканию тока токоотводов).

2. При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может проводиться сифонами (шлангами), передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов типа ЭВ-200 и Г-600. Используемые передвижные насосные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение.

Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов (шлангов), эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями техники безопасности и настоящих Правил.

3. Сварные соединения освобожденных из-под нефти или нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответствии с Инструкцией по определению герметичности сварных соединений понтона (Прил. 7).

В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.

4. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефти или нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением эпоксидных составов.

5. Неисправные элементы затворов и системы заземления должны быть заменены.

 

Особенности обслуживания и ремонта синтетических понтонов

 

6. В настоящее время применяются при строительстве новых и дооснащении действующих резервуаров синтетические понтоны следующих модификаций: пенополиуретановые конструкции СКВ "Транснефтеавтоматика", полиэтиленовые из полиэтилена высокой плотности конструкции ЦНИЛ Госкомнефтепродукта РСФСР, пленочные из полиамидной пленки ПК-4 конструкции ВНИИ-СПТнефть, резинотканевые и др.

7. Монтаж синтетических понтонов начинается с подготовки резервуара, врезки люков-лазов, сооружения и соединения конструктивных элементов, обеспечивающих жесткость и плавучесть защитного покрытия (поплавков, коробов жесткости, настила и др.), соединения элементов, обеспечивающих электростатическую защиту понтона. После чего ведутся монтажные операции по перекрытию кольцевого пространства резервуара (разворачивание и подсоединение к коробам жесткости рулона полиэтилена, ковра из пленки ПК-4), технологические операции по напылению на арматуру жесткости компонентов пенополиуретана. Монтаж ведется согласно технической документации, проекту производства работ, разработанному проектными организациями.

При дооснащении полиэтиленовыми или пленочными понтонами резервуаров с центральной стойкой на ковре предусматривается монтажный шов, который должен быть сварен или склеен после монтажа по технологии организации-разработчика. После полной сборки понтона из пенополиуретана (ППУ) вся его поверхность с целью электростатической защиты покрывается латексом согласно технологической инструкции. После нанесения латекса ходить по понтону не разрешается.

8. Огневые работы в резервуаре выше отметки опорного устройства понтона (1800 мм) после монтажа неметаллического понтона должны вестись с принятием мер, исключающих попадание искр раскаленного металла на поверхность ковра.

9. После окончания монтажа представитель заказчика совместно с представителем монтажной организации должны проверить качество сборки и монтажа понтона. Если при изготовлении и монтаже понтона были допущены отступления от проекта и рекомендаций организации-разработчика, приемку следует проводить в присутствии представителя проектной организации.

10. Технологический режим (скорость подъема понтона, предельный уровень наполнения, максимальная температура хранимого нефтепродукта и т.д.) определяется соответствующими инструкциями организаций - разработчиков синтетических понтонов.

11. На резервуарах с синтетическими понтонами вблизи замерного люка и около уровнемера должна быть надпись "Залив выше ... см воспрещается".

12. При максимальном уровне наполнения должен быть обеспечен запас свободного пространства над понтоном 300 - 500 мм до выступающих частей кровли, балок и т.д. При заполнении до верхнего предельного уровня скорость наполнения должна быть заблаговременно (за 1 - 1,5 м) снижена до 150 - 200 куб. м/ч.

13. В период эксплуатации резервуаров с синтетическими понтонами для сокращения потерь паров нефтепродукта нецелесообразно опускать уровень нефтепродукта ниже 1,8 м.

14. Осмотр понтона из пенополиуретана (ППУ) должен предусматриваться в графике эксплуатации не реже одного раза в шесть месяцев.

15. Зачистка и промывка резервуаров с понтоном из ППУ должна проводиться с помощью моющего раствора типа МЛ-2. Применение острого пара запрещается.

16. При пропарке и промывке резервуаров с пленочными и полиэтиленовыми понтонами температура под понтоном должна быть не более 60 °С, а давление - не более 0,3 МПа.

17. Ремонт понтона из ППУ в случае необходимости осуществляется в резервуаре путем зачистки дефектных мест, напыления или заливки ППУ и подклеивания эластичного затвора. Передвижение по понтону из ППУ во время ремонта и обслуживания его допускается только по трапам шириной 650 мм и длиной не менее 2 м. Передвижение по понтону из ППУ, когда он находится в плавучем состоянии, не допускается.

18. При текущем и среднем ремонте полиэтиленового понтона устраняют локальные дефекты ковра, негерметичность коробов, соединяют отвод статического электричества и заземляющего устройства в случае их обрыва или полностью заменяют токоотвод в случае коррозии. При капитальном ремонте понтона выполняются работы по частичной или полной замене ковра, затвора, сетки для защиты от статического электричества.

19. При текущем ремонте пленочного понтона проводится заклеивание обнаруженных разрывов ковра (технология склейки разрывов ковра приведена ниже), установка дополнительных промежуточных поплавков. При капитальном ремонте выполняются работы по частичной или полной замене ковра, сетки, затвора, замене или установке дополнительных поплавков, частичной или полной замене монтажной опоры.

20. При проведении капитального ремонта резервуара, связанного с полной заменой кровли, верхних поясов, следует предусматривать меры предосторожности во избежание попадания искр, брызг сварки на синтетический материал понтона. При этом следует предусматривать либо временный демонтаж и сворачивание в рулон ковра, либо временное затопление водой понтона при выполнении огневых работ (наличии дренажных устройств в коробах).

21. Срок службы синтетических понтонов должен быть не менее 10 лет.

 

Технология склейки разрывов пленочного ковра при его ремонте

 

Разрыв ковра ликвидируется наложением заплаты из материала ковра (полиамидная пленка ПК-4), предварительно усаженного при температуре 60 °С по следующей технологии:

а) вырезать предварительно усаженную заплату размером больше разрыва на 40 - 50 мм на сторону;

б) зачистить место разрыва по размеру заплаты от пыли и грязи сухим тампоном и протереть ацетоном;

в) наклеить заплату на поверхность ковра при температуре не ниже 15 °С. Для этого на заплату и на склеиваемую поверхность ковра нанести кистью тонкий слой клея ПК-5 по одному разу на каждую из оклеиваемых поверхностей и выдержать (обычно 1 - 2 мин.) до "отлипа", то есть пока нанесенный клей не начнет тянуться в виде отдельных нитей. Только после этого заплату наложить на ковер. При наложении заплаты на склеиваемую поверхность ковра натяжение и складки недопустимы;

г) после склеивания заплату прогладить роликом;

д) склеивание ковра при температуре ниже 15 °С и высокой влажности окружающего воздуха проводить на переносной грелке, заполненной горячей водой температурой 50 - 60 °С;

е) при склеивании следует избегать попадания клея на несклеиваемую поверхность пленки.

 

 

 

 

 

Приложение 6

(к п. 2.1.11)

 

УКАЗАНИЯ

ПО ДЕГАЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРА С ПОНТОНОМ

 

1. Дегазация (очистка) резервуара осуществляется при положении понтона на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиляцией.

2. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатка нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком-указателем.

3. Резервуар необходимо пропарить, подавая пар одновременно под понтоном и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выполняться при одном открытом световом люке. В процессе пропарки пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены через отжатый участок затвора кольцевого зазора между стенками резервуара и понтоном, расположенного на противоположной стороне от люков, через которые подается пар. Длина отжатого участка затвора должна быть не менее 10 м. Отжатие затвора от стенки резервуара может быть осуществлено с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений. Во время пропарки внутри резервуара необходимо поддерживать температуру в пределах 60 - 70 °С, для синтетических - не более 60 °С. Пропарка должна проводиться до полного удаления паров нефти и нефтепродукта из резервуара. Если для подачи используются шланги, то они должны быть оснащены наконечниками из цветного металла. Паропровод и наконечники шлангов должны быть заземлены.

Примечание. Не допускается попадание струи пара на ковер и поплавки из синтетических материалов.

 

4. После окончания пропарки резервуар должен быть остужен до температуры не выше 30 °С с проветриванием при открытии всех люков. Далее резервуар должен быть промыт водой путем дополнения его до максимально допустимого уровня с последующим опорожнением или промыт водяной струей (при этом не допускается попадание воды на поверхность понтона).

5. При выполнении работ по пропарке и вентилированию резервуара с понтоном крышки открытых люков и патрубков должны быть прикреплены к своим фланцам одним или двумя болтами, затянутыми гайками.

6. Резервуар с понтоном, в котором имеются пирофорные отложения, необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках. Пар следует подавать одновременно под понтоном и над ним. При этом газовые пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены между собой, как указано в п. 3 настоящих Указаний. По окончании пропарки резервуар должен быть заполнен водой до верхнего уровня, после чего (для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений) уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5 - 1 м/ч. Удаление пирофорных отложений из резервуара должно проводиться в специально отведенное место. Пирофорные отложения до удаления из резервуара должны сохраняться во влажном состоянии. Пробы пирофорных отложений из резервуара должны отбираться по разрешению главного инженера или руководителя предприятия специально подготовленными людьми при обязательном присутствии представителя пожарной охраны предприятия и с соблюдением мер безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

 

 

 

 

 

Приложение 7

(к п. 2.1.16)

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ

 

Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином или вакуум-методом.

При проверке герметичности стыкового сварного соединения или нахлесточного соединения, выполненного с одной стороны сплошным швом, а с другой - прерывистым, контролируемая сторона соединения должна быть тщательно очищена от грязи, окалины и окрашена водной суспензией мела или каолина. После высыхания водной суспензии обратная сторона соединения (сварного шва) обильно смачивается керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин. На окрашенной водной суспензией мела или каолина поверхности сварного шва не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже 0 °С - в течение 24 ч.

Для проверки герметичности двусторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится под давлением 0,098 - 0,0196 МПа в зазор между листами через специально просверленное отверстие; после проведения испытания пространство между листами должно быть продуто сжатым воздухом, а отверстие заварено.

При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака, масла и пыли, смачивается индикаторным мыльным раствором, а при отрицательной температуре - раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разрежение в вакуум-камере должно составлять не менее 0,665 МПа для сварных соединений стальных листов толщиной 4 мм и не менее 0,079 МПа для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.

 

 

 

 

 

Приложение 8

(к п. 2.1.17)

 

УКАЗАНИЯ

ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПЛАВУЧЕСТИ

(РАБОТОСПОСОБНОСТИ) ЗАТОНУВШЕГО ПОНТОНА

 

Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно осуществляться в следующей последовательности:

измерить расстояние до поверхности затонувшего понтона через световые люки, при этом необходимо убедиться, что понтон находится на опорных стойках;

понизить уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре до верхней кромки борта понтона путем ее откачки через раздаточный патрубок технологическими насосами, при этом нефть или нефтепродукт из надпонтонного пространства будет поступать в раздаточный патрубок через затворы направляющих стенок и кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном, а также через направляющие стойки.

При откачке следует:

ограничить по возможности расход нефти или нефтепродукта;

установить запасную крышку люка-лаза в третьем поясе с приваренным к ней сливным патрубком диаметром 80 - 100 мм;

заполнить резервуар водой до уровня не ниже нижней образующей сливного патрубка запасной крышки люка в третьем поясе, подавая воду в подпонтонное пространство. Во избежание образования статического электричества следует закачивать воду со скоростью 1 м/с. Если при закачке воды понтон всплывает в плоскости раздела вода-нефть, то воду необходимо подавать с помощью шланга также сверху через люк-лаз на центральную часть понтона;

откачать нефть с поверхности воды через сливной патрубок запасной крышки люка-лаза в третьем поясе;

дегазировать резервуар путем полного заполнения его водой и последующего опорожнения или путем вентилирования через все открытые люки;

снизить уровень воды до верхней кромки борта понтона путем слива ее через сифонный кран;

установить сифонные линии (шланги) для слива воды из отсеков и центральной части понтона в резервуар (рабочий устанавливает сифонные линии изнутри резервуара через люк-лаз), после чего через сифонный кран полностью удалить воду из резервуара. Для ускорения удаления воды могут быть использованы также передвижные насосы и установлены дополнительные сифоны (шланги) через люки в первом и третьем поясах стенки. При установлении сифонных линий должны быть соблюдены требования безопасности, изложенные в настоящих Правилах;

проверить исправность всех элементов понтона и герметичность швов сварных соединений в соответствии с Прил. 7 настоящих Правил.

При отсутствии поврежденных элементов понтона резервуар можно эксплуатировать. При обнаружении повреждений элементов понтона и его негерметичности резервуар выводят из эксплуатации и ремонтируют.

 

 

 

 

 

Приложение 9

 

ЗАЧИСТКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

МЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ МОЕЧНОЙ УСТАНОВКОЙ УМ-1

 

1. Устройство и принцип действия

 

Для механизированной зачистки (выкачки остатков нефтепродукта, мойки, дегазации, обезвреживания от тетраэтилсвинца) горизонтальных резервуаров вместимостью до 50 куб. м из-под бензинов, дизельных топлив, масел на нефтебазах, АЗС и других объектах может быть применена установка моечная УМ-1.

Установка УМ-1 смонтирована на базе автомобиля-заправщика типа 746 или ПАЗС-3152.

На шасси УМ-1 укреплены ящики, в которые укладывается при транспортировании съемное оборудование (гидромонитор, эжектор, распылитель, резиновые рукава).

На площадке между кабиной автомобиля и цистерной установлены насос К-45/55, вентилятор и соединительная коробка. В выгородке сзади цистерны расположены поворотные патрубки воздуховода, термометр, указатель уровня жидкости и запорная арматура водяного и растворного баков.

На цистерне размещены два фильтра, воздухозаборная труба вентилятора, которая во время дегазации устанавливается вертикально; рассеивающая труба (при работе устанавливается на люк резервуара).

С правой стороны шасси на кронштейне установлен ящик с двумя пластинчатыми насосами и одним двигателем.

В задний торец цистерны врезан электроподогреватель.

Питание электродвигателей и электроподогревателя осуществляется от щита АЗС или нефтебазы по кабелю. Пульт управления во время зачистных работ снимается с УМ-1 и выносится из зоны, загазованной парами бензина.

Установкой УМ-1 проводится сокращенная и полная зачистка резервуаров из под бензинов, дизельного топлива и масел.

Сокращенная зачистка - это периодическая зачистка резервуаров согласно ГОСТ 1510-84, включающая следующие операции:

1) выкачку остатка нефтепродукта;

2) мойку гидромонитором струями воды под давлением: в холодное время года с температурой воздуха ниже +10 °С и для резервуаров из-под масел применяется горячая вода (40 - 50 °С), летом применяется вода без подогрева; мойка проводится по замкнутому циклу, т.е. с одновременной выкачкой промывочной воды и эмульсии эжектором; продолжительность мойки 1 - 2 ч, давление промывочной воды не менее 0,5 МПа;

3) выборку осадка, протирку "насухо" (продолжительность 10 - 15 мин.).

Полная зачистка - это зачистка перед ремонтом. Включает следующие операции:

1) выкачку остатка нефтепродукта;

2) мойку гидромонитором по замкнутому циклу (продолжительность мойки 1 - 2 ч);

3) дегазацию принудительным вентилированием в течение 4 ч;

    4) обезвреживание от ТЭС напылением раствора KMnO ;

                                                     4

5) мойку внутренней поверхности резервуара чистой водой с помощью распылителя. Продолжительность мойки 10 - 15 мин. (200 л). Одновременно проводится выкачка этой воды эжектором;

6) отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от днища) на содержание в нем углеводородов и ТЭС (продолжительность отбора проб 1 ч);

7) выборку осадка вручную (время выполнения операции 10 - 15 мин.).

Перед ведением огневых работ проводятся повторный отбор и анализ проб воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их ПДК после выборки осадка осуществляется дополнительное вентилирование в течение 1 - 2 ч.

 

2. Техническое обслуживание установки

моечной машины (УМ-1)

 

Эксплуатация автомобиля, насосов, двигателей, вентилятора, электроподогревателя, гидромонитора и эжектора осуществляется в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и паспорта на изделие УМ-1 166-00-00-00 ПС.

Периодически после мойки 3 - 4 резервуаров промывочная вода заменяется. Цистерна, фильтры, насосы и трубопроводы промываются от скопившейся грязи. Загрязненная вода и осадок отводятся на очистные сооружения или накопительные емкости нефтебаз. В процессе промывки УМ-1 ставится над колодцем производственной канализации, открывается нижний сливной патрубок, снимается крышка с люка цистерны. Цистерна промывается горячей водой из брандспойта, фильтр - горячей водой, а растворные бак, насос и трубопроводы - чистой водой (200 л) после каждого обезвреживания резервуара.

 

3. Транспортирование и правила хранения

 

УМ-1 может транспортироваться на железнодорожных платформах, палубных судах и на автомашинах.

Хранение установки допускается: летом - под навесом или на открытой площадке; зимой - в закрытом отапливаемом помещении; в состоянии консервации - на открытой площадке.

Перед движением автомобиля своим ходом все оборудование размещается по штатным местам и закрепляется.

Во время движения автомобиля дверки шкафа и ящиков должны быть плотно и надежно закрыты. Крышка горловины цистерны должна обеспечивать надежную герметичность, при этом должно быть исключено ее самопроизвольное открытие, а заземляющая цепь должна касаться земли или дорожного покрытия. Скорость движения 50 км/ч.

 

 

 

 

 

Нефтебаза                                             Утверждаю

_________________________

ЛПДС (ЛС)                                              Директор

_________________________

(наименование управления)                          (Начальник ЛПДС)

                                                ___________ (подпись)

 

                                   АКТ N

                    ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА N __________

                            К ЗАЧИСТНЫМ РАБОТАМ

 

"__" ________ 19__ г.      Нефтебаза (пс) _________________________________

___________________________________________________________________________

                          (наименование объекта)

 

    Комиссия в составе: главного инженера (директора) нефтебазы (пс)

___________________________________________________________________________

                         (фамилия, имя, отчество)

 

инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда)

___________________________________________________________________________

                         (фамилия, имя, отчество)

 

представителя товарного цеха нефтебазы (пс) _______________________________

                                                     (должность)

___________________________________________________________________________

                         (фамилия, имя, отчество)

 

в присутствии ответственного лица по зачистке _____________________________

___________________________________________________________________________

                   (должность, фамилия, имя, отчество)

 

составили настоящий акт в следующем:

_______ нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к выполнению

(дата)

 

зачистных работ зачистной бригадой ___________

_________________________________ из-под __________________________________

(наименование и номер резервуара)          (какой хранится нефтепродукт)

 

для _______________________________________________________________________

               (указать назначение и требуемую степень зачистки)

 

    При осмотре и проверке установлено, что  при  подготовке к  работам  по

зачистке __________________________________________________________________

                         (наименование и номер резервуара)

 

в соответствии с Правилами по технике безопасности и промышленной санитарии

при эксплуатации нефтебаз и  АЗС  и  Правилами  пожарной  безопасности  при

эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР выполнено следующее:

 

Мероприятие                    

Исполнение  

 

Освобождение ___________________________________________

                       (наименование резервуара)

от нефтепродукта _______________________________________

                      (указать способ освобождения

________________________________________________________

    и количество оставшегося нефтепродукта, куб. м,

________________________________________________________

          уровень, см; характеристику остатка)

Отсоединение ___________________________________________

                      (наименование резервуара)

 

от   всех   трубопроводов  путем   установки   заглушек  (кроме зачистного)

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

Открытие у ________________________________________________________________

                              (наименование резервуара)

 

всех люков и других отверстий после слива нефтепродукта и воды

Пропарка __________________________________________________________________

                              (наименование резервуара)

в течение ________________________________________________ мин. ___________

___________________________________________________________________________

                         (время и способ вентиляции)

Залив водой _______________________________________________________________

                               (наименование резервуара)

для освобождения от нефтяных паров ________________________________________

                                              (на какую высоту)

Мойка водой с препаратом ____________________________________ %

Температура воды ________________ °С, давление ____________ МПа

Продолжительность мойки _____________________ ч __________ мин.

Результат анализа воздуха в _______________________________________________

                                        (наименование резервуара)

на содержание:

 

Состав паров  

Концентрация  
газов, мг/л   

Дата и время 
отбора пробы 

Номер анализа и дата
выдачи справок  

Углеводородов   
Сероводорода    
Тетраэтилсвинца 

 

 

 

 

Подготовлены следующие средства для зачистных работ: ______________________

___________________________________________________________________________

        (указать, какие насосы, трубопроводы и другое оборудование)

___________________________________________________________________________

 

Подписи комиссии

 

    Главный инженер (директор) нефтебазы (пс) _____________________________

    Инженер по технике безопасности (инспектор охраны труда) ______________

___________________________________________________________________________

    Представитель товарного цеха __________________________________________

    Представитель пожарной охраны _________________________________________

 

Резервуар N _______________________________________________________________

                  (осмотрен и принят для производства зачистных работ)

 

Замечания по подготовке резервуара ________________________________________

                                           (наименование резервуара)

коммуникаций и других средств _____________________________________________

                                     (если есть, то указать, какие)

Работы будут осуществляться _______________________________________________

                                      (указать, какими средствами

___________________________________________________________________________

                           механизации и защиты)

 

Ответственный по зачистке резервуара ______________________________________

                                                    (подпись)

 

Примечание. Работы по дегазации резервуаров методом принудительной вентиляции согласно Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции могут быть проведены в том случае, когда предусмотренные ПТЭ нефтебаз заполнение водой и пароэжекция невозможны.

 

 

 

__________________________________  _______________________________________

  (наименование нефтебазы, ЛПДС)      (наименование подрядной организации)

 

                               НАРЯД-ДОПУСК

 

    1. Цех, объект, отделение, участок ____________________________________

___________________________________________________________________________

    2. Место проведения работ _____________________________________________

    3. Содержание выполняемых работ _______________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

    4. Объект подготовлен к производству работ. Ответственный за подготовку

резервуара и коммуникаций к ремонту

_______________________________________  ___________  ________

  (должность, фамилия, имя, отчество)     (подпись)    (дата)

 

    5. Объект принят к производству работ.

Непосредственный руководитель работ от подрядной организации

_______________________________________  ___________  ________

  (должность, фамилия, имя, отчество)     (подпись)    (дата)

 

    6. Меры безопасности производства работ

 

N
п/п

Перечень мероприятий,  
обеспечивающих безопасность
проведения работ     

Должность и Ф.И.О.
лиц, ответственных
за выполнение  
мероприятий   

Отметки о выполнении
мероприятий и подпись

 

 

 

 

 

    7. Инструктаж об основных опасных и вредных производственных факторах в

цехе по инструкции N ________ с рабочими и ИТР

подрядной организации провел ______________________________________________

____________________  ___________  ________

(должность, Ф.И.О.)    (подпись)    (дата)

 

    8. Инструктаж ремонтного персонала о мерах безопасности  при выполнении

работ провел ______________________________________________________________

                          (должность, фамилия непосредственного

___________________________________________________________________________

                    руководителя работ)      (подпись)

 

    9. Список лиц, прошедших инструктаж о мерах безопасности и допущенных к

выполнению работ:

 

Профессия      

Ф.И.О.          

Подпись      

 

 

 

 

С объемом и условиями работ ознакомлен ____________________________________

___________________________________________________________________________

(должность, фамилия непосредственного руководителя работ)     (подпись)

 

Наряд-допуск выдал начальник цеха _______________  __________

                                     (подпись)       (дата)

 

    10. Перечень специальных разрешений, прилагаемых к наряду-допуску:

    а)

    б)

    в)

Ежедневный допуск к работе

 

Дата

Результаты  
анализа на  
содержание   
вредных веществ
в воздухе   
рабочей зоны. 
Подпись    
ответственного
лица     

К работе допущены        

Работы    
закончены   

Время
(ч,
мин.)

Подпись         

начальника
цеха  
(мастера)

непосредственного
руководителя  
работ     

Время
(ч,
мин.)

Подпись 
начальника
цеха  
(мастера)

 

 

 

 

 

 

 

 

Работы  по  наряду  закончены   полностью,   персонал  выведен,  материалы,

инструменты и приспособления убраны, наряд закрыт.

 

_______ ч _______ мин.          число ____________ 19__ г.

 

   Начальник цеха (мастер) ______________________________

                                      (подпись)

   Непосредственный руководитель работ ___________________________

                                                (подпись)

   Энергетик __________________________

                     (подпись)

 

 

 

 

 

Приложение 10

(к п. 2.3.9)

 

Госкомнефтепродукт ____________                   Форма N ______________-НП

____________________ Управление                   Утверждена

____________________ нефтебаза                    Госкомнефтепродуктом СССР

АЗС __________________________                    "__" ___________ 19__ г.

                                                  N ______

 

                            СПРАВКА N _________

                       АНАЛИЗА ВОЗДУХА В РЕЗЕРВУАРЕ

 

"__" __________ 19__ г.                                в ________ ч _____ м

 

На нефтебазе в резервуарах N ______________________________________________

из-под ___________________ отобрана проба воздуха _________________________

__________________________________________________________________________,

               (метод отбора, наименование и номер прибора)

 

анализ которого показал содержание паров углеводородов: по норме

______________ мг/л, фактически ____________________ мг/л; сероводорода: по

норме _____________ мг/л, фактически _______________ мг/л; тетраэтилсвинца:

по норме _____________ мг/л, фактически ________________ мг/л

Справка выдана в __________ ч _____________ мин. "__" _____________ 19__ г.

 

    Начальник лаборатории _____________________

                                (подпись)

    Лаборант _____________________

                   (подпись)

 

 

 

 

 

Приложение 11

(к п. 2.3.9)

 

Госкомнефтепродукт ____________                   Форма N ____________ НП

____________________ Управление                   Утверждена

____________________ Нефтебаза                    Госкомнефтепродуктом СССР

(ЛПДС)                                            "__" ___________ 19__ г.

                                                  N ______

 

                                  ЖУРНАЛ

              УЧЕТА АНАЛИЗОВ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

        И ДРУГИХ ГАЗОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЯХ

 

Начат ______________ 19__ г.

Окончен ______________ 19__ г.

 

Номер  
выданной
справки,
отобранной
пробы и 
анализа 

Дата и
часы
отбора
пробы

Хранилище
(здание),
откуда 
отобрана
проба 

Место 
отбора 
пробы из
хранилища

Из-под какого
нефтепродукта

Результат анализа 
(концентрация паров,
мг/л)       

углево-
дородов

серово-
дорода

ТЭС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Номер  
выданной
справки,
отобранной
пробы и 
анализа 

Метод    
проведения
анализа, 
наименова-
ние и    
номер    
пробы    

Фамилия  
лаборанта,
отбиравше-
го пробу и
проводив-
шего     
анализ   

Роспись
лаборанта

Дата,
часы 
выдачи
справ-
ки   

Должность
и фамилия
получив-
шего    
справку 

Роспись
лица, 
полу- 
чившего
справку

При-
меча-
ние 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 12

(к п. 2.3.10)

 

Нефтебаза _________________________                     Утверждаю

          (наименование управления)

ЛПДС (ПС)                                                Директор

                                                     (начальник ЛПДС)

                                                  _______________ подпись

                                                  "__" __________ 19__ г.

 

                               АКТ N _______

               на выполненную зачистку резервуара N _______

 

"__" ___________ 19__ г.                  Нефтебаза (пс) __________________

___________________________________________________________________________

                          (наименование объекта)

 

Комиссия в составе представителя нефтебазы (пс) ___________________________

___________________________________________________________________________

  (наименование, номер нефтебазы, пс, должность, фамилия, имя, отчество)

___________________________________________________________________________

ответственных лиц по зачистке _____________________________________________

                                   (должность, фамилия, имя, отчество)

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

провели осмотр ____________________________________________________________

                             (наименование и номер резервуара)

после зачистки из-под _____________________________________________________

                                 (наименование нефтепродукта)

для заполнения ____________________________________________________________

                               (наименование нефтепродукта)

Качество выполненной зачистки _____________________________________________

                                                 (оценка)

соответствует требованиям ГОСТ 1510-84 ____________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

 

    Резервуар сдал _______________

                      (подпись)

    Резервуар принял _______________

                        (подпись)

 

 

 

 

 

Приложение 13

(к п. 2.3.10)

 

Нефтебаза _________________________                     Утверждаю

          (наименование управления)

ЛПДС (ЛС)                                                Директор

                                                     (начальник ЛПДС)

                                                 ________________ подпись

                                                 "__" ___________ 19__ г.

 

                                     АКТ

                         "__" ___________ 19__ г.

                 о готовности проведения ремонта резервуара

                         с ведением огневых работ

 

Основание _________________________________________________________________

                            (приказ, распоряжение и т.д.)

составлен комиссией:

председатель: главный инженер нефтебазы ___________________________________

                                              (фамилия, имя, отчество)

члены комиссии:

представитель товарно-транспортного цеха __________________________________

                                                     (должность,

___________________________________________________________________________

                          фамилия, имя, отчество)

представитель пожарной охраны _____________________________________________

                                   (должность, фамилия, имя, отчество)

представитель ремонтного цеха _____________________________________________

                                   (должность, фамилия, имя, отчество)

 

В период с ____________ по ___________ комиссия провела проверку готовности

___________________________________________________________________________

                         (наименование резервуара)

 

к производству нижеследующего ремонта с ведением огневых работ:

___________________________________________________________________________

              (перечислить работы, которые будут произведены)

 

В процессе подготовки _____________________________________________________

                                 (наименование, номер резервуара)

 

к производству ремонта с ведением огневых работ выполнено.

1. Резервуар зачищен ______________________________________________________

                           (указать качество зачистки; соответствие ее

___________________________________________________________________________

                           ведению огневых работ)

 

2. Соединены  все  трубопроводы  с  установкой  диэлектрической  прокладки;

поставлены металлические заглушки и  составлена схема их установки, которая

приложена к разрешению.

3. Произведен анализ воздуха для определения  возможности  ведения  огневых

работ внутри резервуара ___________________________________________________

___________________________________________________________________________

                      (наименование, номер резервуара)

 

после отглушения всех трубопроводов (см. справку лаборатории N __ от _____)

                                                                     (дата)

 

4. Все  задвижки  на соседних  резервуарах  и  трубопроводах,  водоспускные

краны, колодцы,  канализация  и узлы задвижек (во избежание загорания паров

нефтепродуктов)  прикрыты  войлоком    жаркое  время  войлок  смачивается

водой).

5. Подготовлены:  пожарный  инвентарь  и  средства  пожаротушения   (песок,

лопаты, кошма, огнетушители).

 

    Председатель комиссии _______________________

                                  (подпись)

    Члены комиссии:

    Представитель пожарной охраны ______________________

                                         (подпись)

    Представитель пожарно-транспортного цеха ____________________

                                                   (подпись)

    Представитель ремонтного цеха ____________________

                                       (подпись)

 

 

 

                                ЗАКЛЮЧЕНИЕ

                  ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА (ДИРЕКТОРА) НЕФТЕБАЗЫ

                                  (ЛПДС)

 

Разрешаю производство ремонта _____________________________________________

                                    (наименование и номер резервуара)

 

с ведением  огневых  работ   при   строгом   выполнении   Правил   пожарной

безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР и Правил

по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации нефтебаз.

Ответственным за выполнение ремонта с ведением огневых работ назначаю _____

___________________________________________________________________________

                        (должность, фамилия, имя, отчество)

 

К производству ремонта с ведением огневых работ допускаются рабочие:

___________________________________________________________________________

                  (должность, фамилия, имя, отчество)

 

Срок действия данного разрешения на огневые работы с "__" _________ 19__ г.

по "__" __________ 19__ г.

 

Главный инженер (директор) нефтебазы ______________________________________

                                                    (подпись)

___________________________________________________________________________

                      (наименование и номер нефтебазы)

"__" ___________ 19__ г.

 

Разрешение на производство ремонта с ведением  огневых  работ  получили и с

правилами пожарной безопасности и техники безопасности ознакомлены:

 

   Ответственный исполнитель ___________________

                                  (подпись)

   Рабочие __________________

               (подписи)

   "__" __________ 19__ г.

 

 

 

                                                          Утверждаю

                                                 __________________________

                                                 (руководитель предприятия)

                                                 __________________________

                                                   (подпись, расшифровка)

 

                                                 Дата утверждения _________

 

                                    АКТ

                           "__" ___________ 19__ г.

___________________________________________________________________________

     (город приемки резервуара в эксплуатацию после проведения ремонта)

 

    Составлен комиссией ___________________________________________________

председатель ______________________________________________________________

                            (должность, фамилии, имя, отчество)

члены комиссии ____________________________________________________________

                            (должность, фамилии, имя, отчество)

В резервуаре ______________________________________________________________

                   (характеристика резервуара: N, вместимость и др.)

 

произведен капитальный ремонт в объеме ____________________________________

___________________________________________________________________________

                  (перечень устраненных дефектов: замена

 

(согласно дефектной ведомости) ____________________________________________

                                     изношенных элементов резервуара,

___________________________________________________________________________

         ремонт сварных соединений, исправление осадки, устранение

___________________________________________________________________________

                негерметичности, ремонт оборудования и др.)

 

Качество ремонтных работ  (по результатам внешнего осмотра, рентгенографии,

испытаний, измерений и др.) _______________________________________________

                                       (оценка ремонтных работ)

 

Результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты ___ м.

Комиссия  считает  возможным  ввести  резервуар в эксплуатацию с предельным

уровнем наполнения ___ м.

 

   Председатель комиссии ___________________

                              (подпись)

   Члены комиссии ____________________

                       (подписи)

 

 

 

 

 

Приложение 14

(к п. 3.2)

 

Сертификат (форма)

(завод стальных конструкций)

 

                            СЕРТИФИКАТ N _____

                          НА СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ

 

                              ЗАКАЗ N ______

 

Заказчик __________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

1. Наименование объекта ___________________________________________________

2. Масса по чертежам КМД __________________________________________________

3. Дата начала изготовления _______________________________________________

4. Дата конца изготовления ________________________________________________

5. Организация, выполнившая рабочие чертежи КМ (индекс и N чертежей) ______

___________________________________________________________________________

6. Организация,  выполнившая   деталировочные   чертежи  КМД  (индекс  и  N

чертежей) _________________________________________________________________

7. Стальные конструкции изготовлены в соответствии с ______________________

___________________________________________________________________________

                      (указать нормативный документ)

8. Конструкции изготовлены из сталей марок ________________________________

___________________________________________________________________________

         (примененные материалы соответствуют требованиям проекта)

 

9. Для сварки применены:

 а) электроды _____________________________________________________________

 б) сварочная проволока ___________________________________________________

 в) флюс __________________________________________________________________

 г) защитные газы _________________________________________________________

10. Сварщики проверены согласно ___________________________________________

11. Сварные швы проверены _________________________________________________

___________________________________________________________________________

 

   Примечания:

   1. Сертификаты на сталь, электроды, сварочную проволоку, флюс,  защитные

газы, заклепки, болты,  материалы  для  грунтовки  хранятся  на  заводе 

мастерской).

   2. Протоколы   проверок   электросварщиков   хранятся    на   заводе 

мастерской).

 

   Приложения: 1. Схемы общих сборок конструкции

               2. ...

               3. ...

 

 

 

 

 

Приложение 15

(к п. 3.3)

 

Форма

 

                                  ПАСПОРТ

                 ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

 

Вместимость _______________________________________________________________

Марка __________________________________ N ________________________________

Дата составления паспорта _________________________________________________

Место установки (наименование предприятия) ________________________________

___________________________________________________________________________

Назначение резервуара _____________________________________________________

Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота) __________________

___________________________________________________________________________

Наименование  организации, выполнившей рабочие чертежи КМ, и номер чертежей

___________________________________________________________________________

Наименование завода - изготовителя стальных конструкций ___________________

___________________________________________________________________________

Наименование  строительно-монтажных организаций, участвовавших в возведении

резервуара:

1. ____________ 2. ____________ 3. ___________ и т.д.

   ____________    ____________    ___________

   ____________    ____________    ___________

Перечень установленного на резервуаре оборудования: _______________________

___________________________________________________________________________

Отклонение от проекта _____________________________________________________

Дата начала монтажа _______________________________________________________

Дата окончания монтажа ____________________________________________________

Дата  начала  и  окончания  каждого  промежуточного  и   общего   испытаний

резервуаров и результаты испытаний: _______________________________________

___________________________________________________________________________

Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию ________________________

___________________________________________________________________________

    Приложения:

    1. Рабочие чертежи ____________________________________________________

___________________________________________________________________________

    2. Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции ________

___________________________________________________________________________

    3. Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже ________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

    4. Акты приемки скрытых работ _________________________________________

___________________________________________________________________________

    5. Документы (сертификаты и др.),  удостоверяющие  качество электродов,

электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при  монтаже

___________________________________________________________________________

    6. Схемы геодезических  измерений  при  проверке  разбивочных   осей  и

установке конструкций _____________________________________________________

___________________________________________________________________________

    7. Журнал сварочных работ _____________________________________________

    8. Акты испытания резервуара __________________________________________

___________________________________________________________________________

    9. Описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших

сварку конструкций  при  монтаже,  с  указанием присвоенных им цифровых или

буквенных знаков __________________________________________________________

    10. Документы результатов испытаний сварных монтажных швов ____________

___________________________________________________________________________

    11. Заключение по  просвечиванию  сварных  монтажных  швов  проникающим

излучением со схемами расположения мест просвечивания _____________________

___________________________________________________________________________

    12. Акты приемки смонтированного оборудования

    Подписи  представителей  заказчика  и строительно-монтажных организаций

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

 

                         Эксплуатация резервуара

 

    13. Периодическая проверка осадки фундамента:

 

N
п/п

Дата 
проверки

Способ
проверки

Результат
проверки

Должность, фамилия и  
подпись лица, проводившего
проверку        

Место хранения
акта проверки
(N дела)  

 

 

 

 

 

 

 

    14. Проведение ремонтов фундамента:

 

N
п/п

Дата приемки
ремонта  

Описание
ремонта

Должность, фамилия лица,
руководившего ремонтом 

Место хранения акта
на проведенный ремонт

 

 

 

 

 

 

    15. Аварии резервуара:

 

N
п/п

Дата аварии 

Описание  
аварии   

Причина  
аварии  

Место хранения акта об 
аварии (N дела)    

 

 

 

 

 

 

    16. Ремонт резервуара:

 

N
п/п

Дата 
приемки
из  
ремонта

Характер
и вид 
ремонта

Что   
подвер-
галось
ремонту

Как   
проводился
ремонт 

Качество и
результаты
ремонта 

Должность,  
Ф.И.О.,     
подпись лица,
ответственно-
го за ремонт

Место  
хранения
акта на
ремонт 
(N дела)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 16

(к п. 4.3.25)

 

ЖУРНАЛ

РЕЗУЛЬТАТОВ РЕВИЗИЙ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ,

ПРОВЕРОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

 

N
п/п

Дата 
прове-
дения

Организация,
проверяющая
заземляющие
устройства

Объект

Место и
характе-
ристика
дефектов

Сведения
о реви-
зиях и 
работах
по уст-
ранению
дефектов

Дата 
устра-
нения
дефек-
тов  

Ответст-
венное 
лицо,  
долж-  
ность, 
Ф.И.О. 

Подпись
ответст-
венного
лица   

1

2  

3     

4  

5   

6   

7  

8   

9   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пояснения и указания по заполнению журнала:

1. Журнал является внутренним документом нефтебазы.

2. Журнал ведется в одном экземпляре, листы пронумеровываются и скрепляются печатью.

3. Число листов в журнале заверяется подписью ответственного лица.


 

Приложение 17

(к п. 4.4.12)

 

ЖУРНАЛ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ

СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА НЕФТЕБАЗЫ

 

1. Состояние заземляющего устройства по результатам профилактического осмотра и измерения

 

Номер
зазем-
лителя

Дата   
осмотра
и изме-
рения 

Результаты
осмотра  
заземляю-
щего     
устройства

Состояние
погоды  

Способ
изме-
рения

Результат
измерения,
Ом   

Заключение
о состоянии
устройства

Изменения,
внесенные в
устройство

до  
изме-
рения

после
изме-
рения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Состояние токоотводов в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

 

Номер   
токоотвода и
назначение

Дата 
осмотра

Состояние
токоотвода

Принятые меры        
по устранению замеченных  
недостатков         

Примечание

 

 

 

 

 

 

3. Состояние соединений в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра

 

Описание места
соединения 

Дата 
осмотра

Состояние
соединения

Принятые меры       
по устранению замеченных 
недостатков        

Примечание

 

 

 

 

 

 


 

Часть II. РУКОВОДСТВО ПО РЕМОНТУ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

1. ОБСЛЕДОВАНИЕ И КОМПЛЕКСНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ

МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

 

1.1. Общие положения

 

1.1.1. Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений.

1.1.2. Порядок и объем контроля технического состояния металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, находящихся в эксплуатации, должны устанавливаться согласно требованиям, приведенным в Руководстве по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров (Прил. 1, п. 40).

1.1.3. Достаточно полную оценку общего состояния резервуара можно дать при наличии данных, характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов, которые отрицательно влияют на нормальную работу.

1.1.4. Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 25 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

 

1.2. Порядок проведения и объем контроля

при обследовании и дефектоскопии

 

1.2.1. Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара.

1.2.2. Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

1.2.3. Частичное обследование включает:

ознакомление с технической документацией;

внешний осмотр резервуара;

измерение толщины поясов стенки резервуара;

измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

проверку состояния основания и отмостки;

составление технического заключения по результатам обследования.

1.2.4. Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ:

ознакомление с технической документацией;

внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши;

измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара;

контроль сварных соединений неразрушающими методами;

механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях, указанных в п. п. 1.3.42; 1.3.55;

химический анализ металла при необходимости (см. п. 1.3.64);

измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

проверку состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

проверку состояния основания и отмостки;

составление технического заключения.

Сроки проведения частичного и полного обследований приведены в табл. 2.1.1 части I Правил.

1.2.5. При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения:

данные по изготовлению и монтажу резервуара, название завода-изготовителя, номер проекта, дата изготовления и монтажа;

техническую характеристику резервуара (тип, высоту, диаметр, вместимость и т.п.);

сведения о металле (химический состав, механические свойства, толщину листов по сертификату);

характеристику проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись);

данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов.

1.2.6. При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др.;

местные деформации, вмятины, выпучины;

размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям;

состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

1.2.7. Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара должно проводиться соответствующими приборами согласно требованиям, приведенным в разделе 1.3 настоящих Правил.

1.2.8. Контроль за качеством сварных соединений и основного металла должен осуществляться как неразрушающими, так и разрушающими методами.

1.2.9. При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы:

гамма- или рентгенографирование;

ультразвуковой контроль;

измерение геометрических размеров;

травление различными растворами;

магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях).

1.2.10. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 и ГОСТ 14782-76 в объеме СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. п. 24, 28, 33).

1.2.11. При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла.

1.2.12. Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара.

1.2.13. При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

1.2.14. При обследовании отмостки определяется плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков.

1.2.15. Результаты контроля заносятся в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.

1.2.16. По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара и даются рекомендации по его ремонту.

 

1.3. Методы контроля

 

Внешний осмотр поверхности основного металла

1.3.1. Поверхность резервуара следует осматривать с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности:

окраек днища и нижняя часть первого пояса;

наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы);

верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль или подзорную трубу);

места переменного уровня нефтепродуктов;

кровля и перекрытие.

1.3.2. Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах.

1.3.3. Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий, ГОСТ 14637-79 (Прил. 1, п. 4).

1.3.4. Осматриваемая поверхность должна быть очищена от грязи и нефтепродуктов.

1.3.5. Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах как с наружной, так и с внутренней стороны. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и др.).

1.3.6. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

1.3.7. Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

равномерную коррозию (когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла);

местную (при охвате отдельных участков поверхности);

точечную, пятнистую, язвенную, в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозную, послойную.

1.3.8. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

1.3.9. По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым толщиномером.

1.3.10. Размещение патрубков на листах первого пояса или резервуара должно соответствовать требованиям СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. 33) или проектным данным.

 

Внешний осмотр соединений

 

1.3.11. Контроль сварных соединений посредством внешнего осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713-79, СНиП III-18-75 (Прил. 1, п. 13, 12, 33) и проекта на резервуар.

1.3.12. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.

1.3.13. Внешний осмотр, измерения геометрических размеров проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта, СНиП III-18-75 и стандартов; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, прожогов, незаверенных кратеров, непроваров, пористости и других технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

1.3.14. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требованиям проекта и стандартов с помощью шаблонов.

1.3.15. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.

1.3.16. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка должны быть расположены вразбежку. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.

1.3.17. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков, расположенных на первом, втором и третьем поясах, и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара.

Швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемораздаточными патрубками.

1.3.18. Внешний осмотр и измерение сварных соединений следует проводить в условиях достаточной освещенности контролируемого участка.

 

Измерение толщины металла элементов резервуара

 

1.3.19. Для определения толщины металла рекомендуется применять толщиномеры типа "Кварц-6", "Кварц-15", УТ-31МЦ и другие приборы, позволяющие измерять толщину в интервале 0,2 - 50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С.

1.3.20. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией.

1.3.21. Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх).

Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках.

1.3.22. Листы днища следует измерять по двум взаимно перпендикулярным направлениям; проводится не менее двух измерений на каждом листе.

1.3.23. Толщины листов кровли следует измерять по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

1.3.24. В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500 х 500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

1.3.25. При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается средняя арифметическая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от средней арифметической величины более чем на 10% в меньшую сторону.

1.3.26. При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина отдельного листа.

1.3.27. Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

1.3.28. Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши проводится на ковре, а также на коробах и ребрах жесткости.

1.3.29. При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки элементов резервуара заносится в паспорт с указанием координат места измерения, и при повторном обследовании измерение толщины выполняется в тех же точках.

 

Неразрушающие методы контроля сварных соединений

 

1.3.30. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82.

1.3.31. Перед контролем сварных соединений резервуар должен быть освобожден от продукта, зачищен и подготовлен к ведению огнеопасных работ.

1.3.32. Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища должны быть очищены от окалины, шлака и других загрязнений.

1.3.33. Сварные швы предварительно должны подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и других видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания.

1.3.34. При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением, применением ультразвука и т.д.), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены.

1.3.35. Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии, требования к снимку, его фотообработка и расшифровка, дефекты снимков и способы их устранения, ведение учета и регистрации снимков, а также нормы контроля и оценка качества сварных соединений определяются требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии (Прил. 1, п. 40).

1.3.36. Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам (например, шлаковые включения, трещины, газовые поры и т.д.). Методика ультразвукового контроля сварных соединений приведена в прил. 6 Руководства по обследованию и дефектоскопии.

1.3.37. При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

1.3.38. Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от 5 до 55 °С.

                                                          40

    1.3.39.  Поверхность  подготавливается  до  чистоты  R     механическим

                                                          z

способом в соответствии с требованиями ГОСТ 2789-73 (Прил. 1, п. 27).

В отдельных случаях при необходимости можно применять термический способ очистки поверхности с последующей доводкой до требуемой чистоты шлифовальной шкуркой.

1.3.40. Результаты контроля оформляются в соответствии с ГОСТ 14782-86 (Прил. 1, п. 28).

Если данные, полученные в результате ультразвукового и радиографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований.

 

Механические испытания металла и сварных соединений

 

1.3.41. Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений.

1.3.42. Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.

1.3.43. Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диаметром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом, чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки.

1.3.44. Центр вырезанного участка должен находиться на вертикальном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов.

1.3.45. На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку (номер резервуара, пояса и листа); при последующей механической обработке маркировку перенести на образец.

1.3.46. Каждая заготовка (или партия), вырезанная для определения механических свойств, должна иметь сопроводительный документ, в котором отмечается наименование организации, номер резервуара и место вырезки, дата вырезки, фамилия ответственного лица за вырезку и его должность.

1.3.47. Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла необходимо вырезать:

три образца для определения предела прочности, предела текучести и относительного удлинения;

три образца для испытания на ударную вязкость;

два образца на статический изгиб.

В случае необходимости испытания при отрицательных температурах для резервуаров, эксплуатируемых в районах Крайнего Севера, Урала, Сибири, следует вырезать дополнительно еще три образца и испытать на ударную вязкость.

1.3.48. Механические испытания необходимо выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84 и ГОСТ 9454-78 (Прил. 1, п. п. 23, 25).

1.3.49. При проверке прочностных и пластических характеристик основного металла путем вырезки и испытания отдельных образцов показатели механических свойств следует определять как среднее арифметическое результатов, полученных на заданном числе образцов (по каждому виду испытаний).

Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетворяет требованиям стандарта или технических условий, то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов, вырезанных из того же пояса.

1.3.50. По результатам механических испытаний основной металл бракуют, если его механические характеристики ниже минимально допустимого предела, указанного в стандартах или технических условиях на соответствующие марки стали.

1.3.51. Для определения механических свойств сварных соединений из каждой контрольной заготовки нужно вырезать:

три образца на статическое растяжение для определения предела прочности (размер плоских образцов 300 х 30 мм);

два образца для испытания на статический изгиб;

три образца для испытаний на ударную вязкость.

1.3.52. Механические испытания сварных соединений необходимо выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66.

1.3.53. По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются, если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла по стандартам или техническим условиям на соответствующие марки стали (угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120° - для углеродистых сталей; 80° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и менее; 60° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм).

1.3.54. Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть представлены в виде заключений (протоколов) и приложены к паспорту резервуара.