ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И
РЕМОНТА СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

СО 02-04-АКТНП-007-2006

СОГЛАСОВАНО

Старший вице-президент

ОАО «АК«Транснефтепродукт»

______________________ Макаров С.П.

«29» января 2007 г.

Предисловие

1 Разработан Государственным унитарным предприятием «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по договору 19-1-04-4/569 от 30.08.2004 г. с ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Разработчики:

от ГУП «ИПТЭР» Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Саттарова Д.М., Гималетдинов Г.М., Петрова Р.Г., Бегебо Г.М.

от ОАО «АК «Транснефтепродукт» Демченко Ю.В., Баклагин И.М, Черникин В.А., Крылов Ю.В.

Принимали участие в разработке Приложений А, Б, Л по вопросам антикоррозионных покрытий:

от Федерального государственного учреждения «Научно-исследовательский институт проблем хранения » ФГУ НИИПХ Яковлев В.С., Рогова А.Н., Семенов В.Н., Лихтерев С.Д., Бакирова Е.В.

2 ВНЕСЕН Открытым акционерным обществом «Акционерная компания «Транснефтепродукт»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт»

№ от______ 200 г.

4 Вводится взамен «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86 г.

Содержание

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Дата введения

Часть I. Правила технической эксплуатации резервуаров

1 Общие положения

1.1 Область применения

1.1.1 Действие настоящего стандарта «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» (далее Правила) распространяется на дочерние и зависимые общества ОАО «АК «Транснефтепродукт». Правила устанавливают:

- нормы и общие технические требования по эксплуатации, техническому обслуживанию, диагностированию и капитальному ремонту резервуаров перекачивающих станций магистральных нефтепродуктопроводов;

- меры по обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров, охраны труда при эксплуатации резервуаров;

- порядок оформления эксплуатационной документации на резервуары.

Требования настоящего Стандарта обязательны для дочерних организаций ОАО «АК Транснефтепродукт» и подрядных организаций, проводящих работы по зачистке, техническому диагностированию, капитальному ремонту и реконструкции резервуаров (далее ремонт).

1.1.2 Положения Правил распространяются на все эксплуатируемые, строящиеся и реконструируемые вертикальные стальные резервуары (типа РВС или РВСП) для нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при температуре плюс 20 °С не выше 93,1 кПа (700 мм. рт. ст.) объемом от 100 до 20000 м³, имеющиеся на объектах магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.1.3 Положения Правил не распространяются на резервуары высокого давления, изотермические резервуары для других жидких продуктов, резервуары для хранения агрессивных химических продуктов и продуктов с подогревом.

1.1.4 Правила разработаны в соответствии с Федеральными законами «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002 г. [1], «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.1997 г. [2], Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 г. № 401 [3], Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, и другими нормативно-техническими документами.

1.1.5 Терминология, употребляемая в технологических и эксплуатационных документах резервуаров, составляемых на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», должна соответствовать терминологии настоящих Правил.

1.1.6 Контроль и ответственность за выполнение настоящих Правил возлагаются на руководителей ОАО МНПП, их филиалов (ПО), структурных подразделений (ПС, НС).

1.2 Нормативные ссылки

В настоящих Правилах использованны следующие нормативные ссылки:

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 9.014-78 ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

ГОСТ 9.401-91 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием

ГОСТ 9.407-84* ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида

ГОСТ 9.409-88 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию нефтепродуктов

ГОСТ 9.907-83 ЕСЗКС. Металлы, сплавы, покрытия металлические. Методы удаления продуктов коррозии после коррозионных испытаний

ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.044-80 ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.005-75 ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.008-75 ССБТ. Производство покрытий металлических и неметаллических неорганических. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.009-76* ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.010-82 ССБТ. Тара производственная. Требования безопасности при эксплуатации

ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

ГОСТ Р 12.4.013-97 ССТБ. Очки защитные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.021-75 ССБТ. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 12.4.034-01 ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.045-87 Костюмы мужские для защиты от повышенных температур

ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.087-84 ССБТ. Строительство. Каски строительные. Технические условия

ГОСТ 12.4.124-83 ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2601-84 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленки при ударе

ГОСТ 5233-89 Материалы лакокрасочные. Метод определения твердости покрытия по маятниковому прибору

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5520-79 Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением

ГОСТ 6806-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе

ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7566-94 Металлопродукция. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 8420-74 Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9070-75 Вискозиметры для определения условной вязкости лакокрасочных материалов. Технические условия

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9980.1-86 Материалы лакокрасочные. Правила приемки

ГОСТ 10585-99 Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия

ГОСТ 11955-82 Битумы нефтяные дорожные жидкие. Технические условия

ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 14792-80 Детали и заготовки, вырезаемые кислородной и плазменно-дуговой резкой. Точность, качество поверхности реза

ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 18299-72 Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19007-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания

ГОСТ 19281-89 Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.5-78 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.6-81 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Взрывозащищенная оболочка». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.7-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 7. Защита вида е

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26887-86 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия

ГОСТ 27321-87 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия

ГОСТ 27372-87 Люльки для строительно-монтажных работ. Технические условия.

ГОСТ 27772-88 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытания

ГОСТ В 28569-90 Средства хранения и транспортирования светлых нефтепродуктов

ГОСТ 30662-99 Преобразователи ржавчины. Методы испытаний защитных свойств лакокрасочных покрытий

ГОСТ Р 50849-96 Пояса предохранительные строительные. Общие технические условия. Методы испытаний

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром

ГОСТ Р 51105-97 Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51694-2000 Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытия

ISO 2409:1992 Лаки и краски. Испытание методом решетчатого надреза

ISO 2808:1997 Лаки и краски. Определение толщины пленки

ISO 2812-1:1993 Лаки и краски. Определение устойчивости к воздействию жидкостей. Часть 1. Общие методы

ISO 3248:1975 Лаки и краски. Метод определения теплового воздействия

ISO 4624:1978 Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва

ISO 6270:1980 Лаки и краски. Определение влагостойкости системы (непрерывная конденсация)

ISO 8501-1:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности. Информационное дополнение к части 1. Фотографии типичных примеров внешних изменений, происходящих в стали в результате струйной очистки с помощью различных абразивных материалов

ISO 8501-2:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных материалов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 2. Степень подготовки стальных поверхностей с предварительным покрытием после его удаления на отдельных участках

ISO 8502-3:1992 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. Часть 3. Оценка запыленности стальных поверхностей, подготовленных для нанесения краски (метод липкой ленты)

ISO 9712:1992 Методы неразрушающего контроля. Аттестация персонала и выдача свидетельства

ISO 11507:1997 Лаки и краски. Воздействие искусственных атмосферных условий на покрытия. Воздействие флуоресцентного ультрафиолетового излучения и воды.

1.3 Определения

В первой части документа «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» применены следующие определения:

1.3.1 резервуар: Инженерная конструкция, предназначенная для хранения, приема, отпуска и учета нефтепродуктов.

1.3.2 резервуарный парк: Группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами - при подземных (заглубленных в грунт или полузаглубленных) резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

1.3.3 система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков: Включает эксплуатацию резервуаров, их техническое обслуживание, диагностирование, текущий и капитальный ремонты.

1.3.4 техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков: Комплекс операций по поддержанию работоспособности резервуаров и резервуарных парков без проведения ремонтных работ.

1.3.5 авария в резервуарном парке: Внезапный вылив или истечение нефтепродукта в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуара, его элементов, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- травматизмом со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших;

- воспламенением нефтепродукта или взрывом его паров;

- загрязнением любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

- объем утечки нефтепродукта составляет более 10 м³;

1.3.6 аварийная утечка в резервуаре: Истечение нефтепродукта объемом менее 10 м³ на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в п. 1.3.5, и требующее проведения ремонтных работ и других природоохранных мероприятий.

1.3.7 опасные условия эксплуатации: Обстоятельства, выявленные при эксплуатации резервуарного парка или при проведении обследований резервуаров и их оборудования, которые позволяют сделать объективный вывод о возможности возникновения аварий или аварийной утечки.

1.3.8 магистральный трубопровод - совокупность производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта и местных распределительных трубопроводов, предназначенная для транспортировки товарного продукта от мест приемки от производителя до мест сдачи потребителям или перевалки на другой вид транспорта.

1.3.9 схемы перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу:

«через резервуары» - при которой нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров перекачивающей станции, а перекачка на следующую станцию осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров и наоборот;

«с подключенными резервуарами» - при которой резервуары служат для компенсации неравномерности поступления нефтепродукта и откачки на последующую станцию;

1.3.10 противокоррозионная защита: Процессы и средства, применяемые для уменьшения или прекращения коррозии металла.

1.3.11 лакокрасочные материалы (ЛКМ) - материалы на основе синтетических смол, предназначенных для антикоррозионной защиты стальных поверхностей.

1.3.12 топливостойкость покрытия: Свойства пленки покрытия не изменять свои физико-химические показатели в процессе контакта с углеводородными топливами на внутренних поверхностях резервуаров, а также не оказывать отрицательного влияния на качество хранимого топлива.

1.3.13 подготовка металлической поверхности для противокоррозионной защиты (ПКЗ) - процесс очистки металла от продуктов коррозии, грязи, жировых загрязнений, старого покрытия.

1.3.14 молниезащита: Комплекс мероприятий и устройств для обеспечения безопасности людей, предохранения зданий, сооружений, оборудования и материалов от взрывов, пожаров, разрушений при воздействии молнии.

1.3.15 электростатическая искроопасность: Состояние объекта защиты, при котором имеется возможность возникновения в объекте или на его поверхности разрядов статического электричества, способных привести к воспламенению.

1.3.16 исполнительная документация: Комплект рабочих чертежей и текстовой документации на строительство (реконструкцию, ремонт) объекта, разработанный проектными и монтажными организациями, полностью соответствующих сдаваемому объекту с внесенными в них изменениями в процессе выполнения работ.

1.3.17 зачистка: Комплекс технологических операций по удалению из резервуара твердых, жидких и газообразных горючих вредных веществ.

1.3.18 дегазация: Снижение концентрации паров углеводородов или вредных примесей до безопасных значений.

1.3.19 предельно-допустимая пожарная нагрузка (ПДПН): Пожарная нагрузка, г/м², соответствующая максимально допустимой толщине пленки горючего вещества, которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

1.3.20 нижний (НКПР) и верхний (ВКПР) концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения): Минимальное и максимальное содержание горючего в смеси «горючее вещество-окисляемая среда», при которой возможно распространение пламени на любое расстояние от источника зажигания.

1.3.21 нижний НТПР (верхний ВТПР) температурный предел распространения пламени (воспламенения): Минимальная (максимальная) температура вещества, при которой его насыщенные пары образуют в конкретной окислительной среде концентрации, равные соответственно нижнему (верхнему) концентрационным пределам распространения пламени.

1.3.22 автоматическая установка охлаждения резервуара (АУО): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающий при обнаружении пожара автоматическую подачу воды для охлаждения резервуаров, находящихся в непосредственной близости от горящего резервуара.

1.3.23 автоматическая установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении возгорания автоматическую подачу в горящий резервуар пены низкой кратности.

1.3.24 автоматиче ская установка пожарной защиты резервуара (АУПЗ): Комплекс автоматических установок тушения пожара нефтепродукта в резервуаре и охлаждения соседних резервуаров.

1.3.25 автоматическая установка комбинированного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУКТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в верхний уровень резервуара на поверхность нефтепродукта (на внутреннюю стенку резервуара или в зону кольцевого уплотнения понтона) или (и) в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.26 автоматическая установка подслойного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУПТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.27 система автоматической пожарной защиты резервуарного парка (САПЗ): Комплекс автоматической пожарной сигнализации и автоматических установок пожарной защиты резервуаров, расположенных в резервуарном парке.

1.3.28 стационарная установка охлаждения резервуара (СУО): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи воды для охлаждения резервуара.

1.3.29 проект организации строительства (ПОС) - документ, определяющий порядок и последовательность проведения строительно-монтажных работ с минимальными затратами и в установленные сроки.

1.3.30 проект производства работы (Проект ПР) - основной технический документ, разрабатываемый на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) сооружения или конструкции в целом, или отдельных частей, на выполнение отдельных технически сложных строительных, монтажных, специальных работ, а также работ подготовительного периода.

1.3.31 стационарная установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (СУТ): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи пены низкой кратности для тушения пожара нефтепродукта в резервуаре.

Во второй части настоящих Правил, в Инструкции по ремонту резервуаров, применены следующие термины с соответствующими определениями:

1.3.32 мониторинг: Контроль технического состояния резервуара, выполняемый во время его эксплуатации службами эксплуатирующей и подрядными организациями.

1.3.33 техническое диагностирование(обследование): Комплекс мероприятий по определению технического состояния резервуара и установлению срока его безопасной эксплуатации до проведения следующей технической диагностики или капитального ремонта.

1.3.34 частичное техническое диагностирование (обследование) резервуара: Техническая диагностика резервуара с наружной стороны, проводящаяся без выведения его из эксплуатации.

1.3.35 полное техническое диагностирование резервуара: Техническая диагностика резервуара, требующая выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

1.3.36 дефект: Отклонение параметров (характеристик) конструкций резервуара или его элемента от требований нормативно-технической документации.

1.3.37 расчетный срок службы: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах, установленных по результатам технической диагностики, от момента его технической диагностики до проведения следующей технической диагностики или ремонта.

1.3.38 ресурс: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.

1.3.39 предельное состояние резервуара: Состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.

1.3.40 текущий ремонт резервуаров: Комплексные мероприятия и работы по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защите конструкций и устранению мелких дефектов.

1.3.41 средний ремонт: Выполнение ремонтных операций в локальных зонах. Средний ремонт в зависимости от объема работ и общего состояния резервуара может выполняться в рамках программы капитального или, в отдельных случаях, программы - текущего ремонта.

1.3.42 капитальный ремонт резервуара: Комплекс мероприятий по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с заменой или восстановлением элементов конструкций резервуара и оборудования, с выводом резервуара из эксплуатации и зачисткой.

1.3.43 реконструкция: Комплекс строительных работ и организационно-технических мероприятий, связанных с повышением технико-эксплуатационных показателей резервуара.

1.3.44 конструкция резервуара: Основные элементы резервуара (основание, фундамент, днище, стенка, крыша, понтон и т.п.)

1.3.45 элемент конструкции резервуара: Листы днища, стенки, кровли резервуара, усиливающие накладки, патрубки, люки, стойки, элементы несущей конструкции, оборудование и т.п.

1.3.46 дефектный участок элемента конструкции резервуара: Дефектный участок листа окраек, центральной части днища, стенки, настила кровли или элемента несущих конструкций кровли резервуара, патрубков и т.п.

1.3.47 выборочный ремонт: Ремонт отдельных элементов конструкций резервуара с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке.

1.3.48 замена элементов и конструкций резервуара: Частичная или полная замена днища, окраек днища, поясов стенки, кровли, центральной части понтона и т.п.

1.3.49 заварка: Метод ремонта, заключающийся в восстановлении толщины элемента конструкции резервуара в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.

1.3.50 шлифовка: Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.

1.3.51 равномерная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность металла.

1.3.52 местная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности.

1.3.53 язвенная, точечная или пятнистая коррозия: Коррозия в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

1.3.54 непровар: Отсутствие сплавления между свариваемыми элементами, металлом шва и основным металлом, между отдельными слоями шва.

1.3.55 подрез: Местное уменьшение толщины основного металла у границы шва.

1.3.56 прожоги: Дефекты в сварном шве, образованные в результате сквозного проплавления свариваемого металла и вытекание через это отверстие металла сварочной ванны.

1.3.57 шлаковые включения: Дефекты в виде вкрапливания шлака на поверхности сварного соединения.

1.3.58 наплывы: Натекание металла на поверхность основного металла без сплавления с ним.

1.3.59 поры: Дефект сварного шва в виде полости округлой формы, заполненной газом.

1.3.60 хлопун (вмятина): Локальная деформация поверхности конструкций резервуара.

1.3.61 пирофорные соединения: Соединения, которые самовозгораются вступая в контакт с кислородом.

1.4 Обозначения и сокращения

Принятые обозначения и сокращения:

ОАО - открытое акционерное общество;

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

РВСП - резервуар вертикальный стальной с понтоном;

СО - стандарт отрасли;

Филиалы ОАО:

ДАО - дочернее акционерное общество;

ПО - производственное отделение;

Подразделения ОАО:

ГПС - головная перекачивающая станция;

ЛПДС - линейная производственно - диспетчерская станция;

ПС, ППС - промежуточная перекачивающая станция;

НС - наливная станция;

АСУ ТП - автоматическая система управления технологическим процессом;

ГУГПС - Главное управление Государственной противопожарной службы;

КР - капитальный ремонт;

КМ - комплект монтажной документации (конструкции металлические);

КМД - рабочие (деталировочные) чертежи комплекта монтажной документации;

ЛКМ - лакокрасочные материалы;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

МЧС РФ - Министерство по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям России;

ПБ - пожарная безопасность;

ПДВК - предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПИР - проектно изыскательские работы;

ПОС - проект организации строительства;

ПРП - приемо-раздаточный патрубок;

ПРУ - приемо-раздаточное устройство;

ПКЗ - противокоррозионная защита;

ПТЭ - правила технической эксплуатации;

РП - резервуарный парк;

СДЗ - станция дренажной защиты;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СИЗОД - средства индивидуальной защиты органов дыхания;

СКЗ - станция катодной защиты;

ТОР - техническое обслуживание и ремонт;

ТР - текущий ремонт;

ТТС - товаротранспортная служба;

УЗК - ультразвуковой контроль;

ЦД - цветная дефектоскопия;

ЦДП - центральный диспетчерский пункт;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

1.5 Технические требования к резервуарам и резервуарным паркам

Общие технические требования к резервуарам, резервуарному оборудованию, территории резервуарного парка, системам защиты резервуаров, в том числе молниезащиты, защиты от статического электричества, защиты от коррозии представлены в Приложении А.

В Приложении Г представлены справочные материалы по характеристикам резервуаров и резервуарному оборудованию, характеристики пожаро - взрывоопасных свойств нефтепродукта, параметры стационарных установок подслойного и комбинированного пожаротушения, рекомендуемые топливостойкие покрытия, требования к антикоррозионным покрытиям.

2 Приемка резервуаров в эксплуатацию после строительства реконструкции и капитального ремонта

2.1 Технический надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте резервуаров

2.1.1 Требования к порядку проведения, процедурам и организации технического надзора на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов дочерних и зависимых обществ Компании (ОАО) за соблюдением проектных решений и обеспечению требуемого качества строительно-монтажных работ при строительстве и капитальном ремонте (реконструкции) резервуаров определяет СО 01-06-АКТНП-001-2005 [4].

2.1.2 Технический надзор за качеством строительно-монтажных работ производится обученными специалистами с применением инструментального контроля на протяжении всего периода строительно-монтажных работ.

2.1.3 Наряду с техническим надзором Заказчика на всех этапах строительно-монтажных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов предусматривается:

- производственный контроль Подрядчика;

- авторский надзор Проектанта;

- контроль со стороны государственных органов надзора.

2.1.4 Технический надзор осуществляет контроль за соблюдением требований нормативных документов, проектных решений и качества капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта резервуаров и включает следующие направления деятельности:

- анализ проектной документации, проектных решений;

- проверка на соответствие нормам, правилам, проектным решениям документации на оборудование и материалы, а также документального подтверждения качества материалов оборудования заводом-изготовителем;

- надзор за проведением входного контроля качества материалов, изделий, оборудования, поступающих для капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта, и обеспечением требуемых условий хранения;

- проверка готовности строительно-монтажных организаций к выполнению работ по реализации проекта;

- проверка соответствия процесса производства работ, качество работ и выявление отклонений от проекта, нормативных документов;

- осуществление приемки скрытых работ с оформлением соответствующей документации и разрешений (СНиП 3.01.03-84 [5], СНиП 3.02.01-87 [6]);

- проведение в рамках технического надзора сплошного или выборочного контроля качества работ подрядчика с использованием инструментальных и физических методов контроля;

- проведение испытаний материалов, используемых при капитальном строительстве, реконструкции и капитальном ремонте на соответствие техническим условиям, спецификациям, сертификатам изготовления;

- взаимодействие с разработчиком проекта, при необходимости внесение изменений в проект и согласование вносимых изменений с проектной организацией.

При производстве работ запрещается применение материалов конструкций, арматуры, оборудования, устройств и изделий, не имеющих паспортов, технических условий на изготовление, разрешений на изготовление и применение, не имеющих сертификатов соответствия, и сертификатов пожарной безопасности (на пожарно-техническое оборудование) в соответствии с требованиями нормативных документов.

2.1.5 Орган технического надзора несет ответственность:

- за проверку и подтверждение соответствия требованиям нормативной и проектной документации качества материалов, строительных конструкций, оборудования, монтажных узлов, поступающих на место производства строительно-монтажных работ (кроме проверки соответствия сертификационных параметров);

- за проверку и подтверждение готовности Подрядчика к реализации целей проекта (наличие лицензий, оснащенность квалифицированным персоналом, оснащенность техникой, соответствие производственной испытательной лаборатории (ПИЛ) установленным требованиям, укомплектованность участков строительно-монтажных работ проектной и другой нормативно-технической документацией);

- за несвоевременную остановку производства работ при обнаружении брака строительно-монтажных работ, применение материалов и оборудования не прошедших входной контроль, несоответствие производства проекту, действующей нормативно-технической документации;

- за непрерывный пооперационный надзор на объектах МНПП за качеством строительно-монтажных работ в процессе их производства на соответствие требованиям нормативных документов и проектной документации;

- за своевременное информирование Заказчика о качестве выполняемых работ;

- за проверку результатов работы ПИЛ Подрядчик с осуществлением дублирующего (в установленном порядке) инструментального контроля физическими методами;

- за приемку скрытых работ и контроль своевременного и правильного оформления исполнительной документации;

- за выдачу Подрядчику Предписаний на устранение выявленных несоответствий требованиям нормативных документов и проектной документации и последующий контроль устранения выявленных несоответствий;

- за подтверждение объемов и качества выполнения Подрядчиком работ, их соответствие требованиям нормативных и проектных документов;

- за обоснованность своего решения о прекращении или приостановке, по любым причинам, технического надзора за качеством строительно-монтажных работ и своевременное информирование об этом Заказчика;

- за обязательное представление информации территориальным органам Ростехнадзора по указанию Заказчика обо всех отклонениях проектной документации, допущенных на любом этапе строительно-монтажных работ на объектах МНПП.

Для реализации сложных проектов Заказчик вправе привлекать к проведению технического надзора несколько организаций с различными технологическими специализациями за качеством строительно-монтажных работ. При необходимости Заказчик организует в местах проведения работ специализированные участки технического надзора.

2.1.6 Приемку резервуара после завершения строительства (реконструкции) осуществляет приемочная комиссия, в состав которой входят представители заказчика, генерального подрядчика, субподрядных организаций, генерального проектировщика, органов государственного санэпиднадзора, органов Государственной противопожарной службы МЧС РФ, Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России, и других заинтересованных организаций в соответствии с их полномочиями.

В состав приемочной комиссии по приемке резервуара после ремонта входят представители ОАО, генерального подрядчика и субподрядчиков.

2.1.7 После комплексного опробования работы резервуара в технологическом режиме ПС (НС) службой эксплуатации составляется акт комплексного опробования. Приемочной комиссией после комплексного опробования в течение трех дней подписывается акт о приемке объекта в эксплуатацию.

Формы приемо-сдаточной документации представлены в Приложении Б.3.

2.2 Подготовка резервуара к гидроиспытаниям и сдача его в эксплуатацию

2.2.1 Оценка качества работ проводится визуально на соответствие выполненных работ проекту на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт и по результатам испытаний резервуара.

2.2.2 Резервуар должен подвергаться следующим видам испытаний:

- испытание на прочность стенки и основания;

- испытание на герметичность стенки, кровли и днища;

- испытание на герметичность понтона.

2.2.3 До начала испытаний резервуара Исполнитель должен предъявить Заказчику всю техническую документацию на резервуар и документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов: сертификаты на примененные материалы; акты приемки металлоконструкций в монтаж; акты об освидетельствовании скрытых работ и промежуточной приемки отдельных ответственных конструкций; журналы производства работ; материалы обследования и проверок в процессе выполнения работ надзорными органами; журнал пооперационного контроля; акты контроля качества смонтированных конструкций; журнал авторского надзора с приложением технических решений, оформленных в установленном порядке; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара (заключение на контроль УЗК или другими методами физического контроля сварных швов конструкций днища, стенки, уторного шва стенки с окрайками днища, коробов понтона, приемо-раздаточных патрубков и т.п.); акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; другая исполнительная документация в соответствии с действующими нормативными документами (Приложение Б, таблица Б.1).

2.2.4 Для резервуаров, покрытых с внутренней стороны защитным антикоррозионным покрытием, должны быть представлены технические характеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия и результаты испытаний на адгезию. Антикоррозионная защита должна соответствовать СНиП 2.03.11-85 [8].

Работы по антикоррозионной защите резервуара проводятся после проведения гидроиспытаний.

2.2.5 Испытания конструкций резервуара должны быть проведены в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 [11] ,СНиП 3.03.01-87 [9] и ВСН 311-89 [10].

Гидроиспытание резервуаров проводят после окончания всех работ по монтажу и контролю перед присоединением к резервуару технологических трубоповодов и после завершения работ по обвалованию.

2.2.6 При подготовке резервуара к испытанию проверяются его геометрическая форма и размеры, а также положение в плане и по высоте всех конструктивных элементов резервуара, выполняется нивелирование днища РВС с построением плана днища в горизонталях с целью определения соответствия уклона днища проектному и выявления деформируемых участков (хлопунов и вмятин).

2.2.7 Перед испытанием резервуара с понтоном в положении понтона на опорных стойках или кронштейнах проводят следующие замеры:

а) фактическое значение периметра понтона;

б) отклонения от вертикали направляющих, стоек понтона;

в) отклонений от вертикали наружной стенки коробов (бортика) понтона.

2.2.8 Подготовка резервуара к испытанию завершается комиссионной проверкой его внутреннего пространства, закрытием люков и составлением акта готовности резервуара к гидравлическим испытаниям (Приложение Б.3, форма Б.7).

2.2.9 Гидравлическое испытание проводится для окончательной проверки прочности конструкций основания, корпуса, днища резервуара и их возможных деформаций, работоспособности системы резервуар - технологическая обвязка с компенсирующими устройствами, а также с целью консолидации (уплотнения) грунтов естественного и искусственного оснований в период производства испытательных работ.

Гидравлические испытания резервуара должны проводиться в соответствии с индивидуальной программой испытаний, разработанной проектной организацией, Подрядчиком и согласованной с Заказчиком, для каждого конкретного резервуара.

2.2.10 До начала испытаний совместным приказом подрядчика и заказчика, с привлечением при необходимости специалистов других организаций, создается комиссия по проведению испытаний, назначается руководитель испытаний, определяются порядок проведения испытаний и меры безопасности.

На время испытания должны быть установлены предупредительные знаки, обозначающие границу опасной зоны на расстоянии от центра резервуара не менее двух диаметров резервуара. В опасной зоне нахождение людей, не связанных с испытаниями, не допускается.

2.2.11 Гидравлическое испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °С (без подогрева и утепления) наливом воды до проектного или до максимально допустимого уровня, определенного программой испытаний и выдержкой под нагрузкой не менее 24 часов для резервуаров объемом до 20000 м³ включительно. При испытаниях резервуаров при температуре ниже плюс 5 °С в программе испытаний, должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций резервуара, соблюдая меры безопасности, определенные программой испытаний.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня в случаях:

- при обнаружении дефекта в 1 поясе полностью;

- при обнаружении дефекта во 2-6 поясах на 1 пояс ниже расположения дефекта;

- при обнаружении дефекта в 7 поясе и выше до 5 пояса.

2.2.12 Резервуары со стационарной крышей без понтона должны быть испытаны также на герметичность созданием внутреннего избыточного давления и вакуума.

Испытания на внутреннее избыточное давление и вакуум обычно проводят в процессе гидравлического испытания. Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте производства работ нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 минут. Давление в газовом пространстве создается либо заполнением резервуара водой до уровня не менее 1 м при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха.

Герметичность сварных соединений кровли проверяют путем нанесения мыльного или другого индикаторного раствора.

Контроль давления и вакуума осуществляют U- образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

2.2.13 Резервуар считается выдержавшим испытания, если в течение испытуемого времени не появляются течи на поверхности стенки и по краям днища, уровень воды не снижается, падение давления не наблюдается. После окончания гидравлических испытаний в залитом до проектной отметки водой резервуаре производят замеры отклонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента), замеры отклонений понтона, плавающей крыши. Предельные отклонения не должны превышать значений, соответствующих требованиям СНиП 3.03.01-87 [9], ПБ 03-605-03 [11] (см. таблицу 4.2 настоящих Правил).

Мелкие дефекты (отпотины) в стенке, обнаруженные при испытании, подлежат устранению после опорожнения резервуара. В этих местах производятся необходимый ремонт с последующим вакуумконтролем.

Результаты испытаний оформляются актом.

2.2.14 Гидравлические испытания резервуара с понтоном проводят без уплотняющих затворов по периметру понтона и вокруг направляющих.

В процессе испытания резервуара с понтоном следует убедиться, что понтон свободно ходит на всю высоту и, что он герметичен. Появление влажного пятна на поверхности понтона должно рассматриваться как признак негерметичности.

Резервуар считается выдержавшим испытание, если в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появится течь, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки, а понтон плавно движется и его погружение не превышает 10 % проектного.

По мере подъема и опускания понтона, в процессе гидравлического испытания производят:

- осмотр внутренней поверхности стенки резервуара для выявления и последующей зачистки брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов, препятствующих работе уплотняющего затвора;

- измерение зазора между бортиком или коробом понтона и стенкой резервуара, которые должны удовлетворять требованиям конструкции уплотняющего затвора, и измерение зазоров между направляющими трубами и конструкциями в понтоне;

- нивелировку образующих стенки.

Работы, связанные с осмотром внутренней поверхности резервуара, необходимо проводить при нахождении понтона в устойчивом положении.

2.2.15 Для обеспечения аварийного слива воды во время гидравлического испытания, в случае образования течи в днище или стенке резервуара, узел оперативного переключения задвижек системы трубопроводов для заполнения и опорожнения резервуара водой следует располагать за пределами обвалования.

2.2.16 В процессе гидравлического испытания генподрядной организации необходимо выполнять геодезический контроль за осадкой основания и фундамента, деформацией отдельных конструктивных элементов резервуара.

Геодезическому контролю подлежат:

- окрайка днища;

- фундаментное кольцо в точках, прилегающих к контролируемым точкам окраек днища;

- днище резервуара после его опорожнения;

- фундаменты опорных конструкций запорной арматуры приемо-раздаточных технологических трубопроводов;

- фундамент шахтной лестницы;

- трубопроводы системы пожаротушения (кроме вертикальных участков).

Периодичность контрольных съемок деформаций окрайки днища, фундаментного кольца и фундаментов опорных конструкций запорной арматуры - не реже 1 раза в сутки, а остальных элементов - до заполнения водой и после слива воды из резервуара.

Точки нивелирования окраек днища и фундаментного кольца рекомендуется совмещать с вертикальными швами первого пояса стенки резервуара.

2.3 Градуировка резервуаров, коррекция днища

2.3.1 Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального транспорта нефтепродуктов, должна быть определена его вместимость и составлена градуировочная таблица.

Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров определяют согласно МИ 1823-87 [12], ГОСТ 8.570. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.

2.3.2 Основанием для проведения работ по поверке, то есть измерениям вместимости и градуировке резервуаров, является ввод в эксплуатацию после строительства, реконструкции и капитального ремонта, который мог повлиять на его вместимость, а также истечение срока действия градуировочных таблиц - межповерочного интервала.

2.3.3 Перед выполнением поверки резервуара объемным методом и измерений элементов внутри резервуара при геометрическом методе резервуар должен быть полностью опорожнен и зачищен от остатков нефтепродукта.

2.3.4 Результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установленной государственной метрологической службы.

2.3.5 К свидетельству о поверке прилагают:

- градуировочную таблицу;

- протокол поверки;

- эскиз резервуара;

- журнал обработки результатов измерений при поверке;

- акт измерения базовой высоты (прикладывается к градуировочной таблице ежегодно).

2.3.6 Протокол поверки, титульный лист и последняя страница градуировочной таблицы подписывают поверители. Подписи поверителей заверяют оттисками поверительного клейма, печати (штампа).

2.3.7 Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного учета нефтепродуктов, утверждает главный инженер ОАО. Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для учетных (коммерческих) операций, утверждает руководитель организации национальной (государственной) метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы.

2.3.8 При внесении в резервуары конструктивных изменений, изменении номенклатуры его внутреннего оборудования, габаритов или места установки, влияющих на его вместимость, необходимо оформить изменения к градуировочной таблице в установленном порядке.

2.3.9 Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, и опор понтона определяют по данным технической документации или по данным измерений геометрических параметров внутренних деталей с указанием их расположения по высоте от днища резервуара.

2.3.10 Для определения объема неровностей днища резервуара проводят измерения геодезических отметок днища в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 8.570.

2.3.11 Корректировка объема резервуара из-за неровностей днища осуществляется поправочным коэффициентом ежегодно.

2.3.12 Для резервуаров вместимостью менее 2000 м³ неровностью днища пренебрегают, за исходный уровень в этом случае принимают плоскость днища.

2.3.13 Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота - расстояние по вертикали от днища (базового столика) до верхнего края замерного люка в постоянной точке измерения. Базовую высоту резервуара следует измерять ежегодно в летнее время, а также после ремонта и зачистки. Результаты измерений должны быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной таблице. Значение базовой высоты в (мм) наносится несмываемой краской вблизи замерного люка.

2.4 Проектная и эксплуатационно-техническая документация на вводимые в эксплуатацию резервуары

2.4.1 Комплект технической документации на стальные вертикальные резервуары должен включать:

- проектно-сметную документацию на изготовление и монтаж резервуара;

- эксплуатационную документацию;

- документацию, оформляемую при капитальном ремонте (реконструкции) резервуара.

2.4.2 После завершения строительства, реконструкции вертикального стального резервуара в эксплуатирующую организацию должна быть передана следующая техническая документация:

- проектно-сметная документация с внесенными в процессе строительства изменениями и дополнениями;

- документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже. Согласованные отступления от проекта должны быть отражены монтажной организацией на чертежах КМД, предъявляемых при сдаче работ;

- данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивных осей и установке конструкций;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- сертификат качества на конструкции резервуара;

- рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

- проект производства работ (проект ПР);

- акт приемки металлоконструкций в монтаж;

- журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара;

- акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- заключение на 100 % контроль монтажных и заводских сварных швов днища;

- заключение на контроль монтажных швов коробов, патрубков и опорных стоек понтона;

- заключение на контроль качества физическими методами монтажных стыков стенки резервуара;

- заключение на контроль качества уторного шва стенки с окрайками днища;

- методика выполнения фактических контрольных замеров;

- журнал авторского надзора с приложением эскизов и других технических решений, принятых в процессе монтажа;

- паспорта-сертификаты, удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже;

- копии удостоверений о квалификации сварщиков, выполнявших сварку, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

- свидетельство по результатам производственной аттестации применяемой технологии сварки;

- акт на скрытые работы (по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей);

- акт на приемку основания резервуара под монтаж;

- акт на испытание сварных соединений днища резервуара;

- акт на испытание сварных соединений стенки резервуара;

- акт на испытание сварных соединений кровли резервуара на герметичность;

- акт на испытание герметичности сварного соединения стенки с днищем;

- ведомость, акты приемки и испытаний установленного резервуарного оборудования;

- журнал сварочных работ;

- акт испытания задвижек резервуара;

- схема и акт испытания системы заземления и молниезащиты резервуара;

- схема нивелирования основания резервуара, окраек днища резервуара, обвалования и каре резервуарного парка;

- акт испытания систем пожаротушения резервуара;

- акт проверки качества антикоррозионного покрытия резервуара;

- акты гидравлического испытания резервуара на прочность и герметичность;

- акт приемочной комиссии о приемке законченного строительством резервуара.

Для резервуара с понтоном должны быть дополнительно приложены:

- акт испытания сварных соединений центральной части понтона на герметичность;

- акт заводских испытаний коробов понтона на герметичность и акт испытания их после монтажа;

- акт проверки заземления понтона;

- сертификаты качества материалов, использованных для уплотняющего затвора;

- ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона, патрубков направляющих и наружного борта понтона.

На принимаемый в эксплуатацию законченный строительством резервуар составляются паспорт и градуировочная таблица. В паспорт и градуировочную таблицу резервуара после капитального ремонта вносятся соответствующие корректировки.

2.4.3 Ответственность за своевременное ведение и правильное оформление журналов, а также прилагаемой сдаточной документации несет Исполнитель работ. Все записи должны производиться разборчиво. Подчистки и исправления не допускаются.

Контроль правильности ведения и оформления сдаточной документации возлагается на ответственного представителя заказчика.

2.4.4 Полный перечень проектных и исполнительных документов приведен в Приложении Б.2, таблица Б.1.

Учитывая возможную разницу в структуре ОАО, ПО допускается перераспределение перечисленных документов между отделами и службами. При отсутствии указанного отдела (службы) его документация должна находиться у ответственного за соответствующее направление деятельности.

При отсутствии в структуре ОАО производственных отделений (ПО), документация данного структурного подразделения распределяется между ОАО и ЛПДС (ПС).

Формы заполнения основных документов приведены в Приложении Б.3, формы Б.1-Б.30.

2.4.5 На резервуар, находящийся в эксплуатации, должна быть в наличии следующая эксплуатационная документация (полный перечень документов представлен в таблице Б.1):

- паспорт резервуара;

- технологическая карта по эксплуатации резервуара;

- градуировочная таблица на резервуар;

- журнал технического обслуживания;

- журнал результатов ревизии устройств молниезащиты и проведения испытания заземляющих устройств;

- журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества;

- акты на замену оборудования;

- акты нивелирования основания, акты, протоколы нивелирования окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации резервуара;

- технологическая схема резервуарного парка;

- паспорта, инструкции организаций-изготовителей по эксплуатации резервуарного оборудования;

- исполнительная документация на выполненные ремонтные работы.

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером. В этом случае паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара, а при необходимости проведены обследование и дефектоскопия.

2.4.6 Перечень нормативно-технической документации по резервуарам, действующей в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт», представлен в Приложении Б.1.

3 Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков

3.1 Организация и проведение работ по техническому обслуживанию резервуаров

3.1.1 Для поддержания резервуаров и резервуарных парков в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны проводиться их своевременное, качественное техническое обслуживание, текущий и средний ремонты. Средний ремонт в зависимости от объема работ и общего состояния резервуара может выполняться в рамках программы капитального или, в отдельных случаях, программы - текущего ремонта.

Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по резервуарам, приборам и системам автоматики, телемеханики, а также трубопроводной обвязки резервуаров, системы пожаротушения резервуарного парка.

3.1.2 Персонал перекачивающих станций, наливных пунктов должен руководствоваться утвержденными в ОАО МНПП графиками технического обслуживания резервуаров и резервуарных парков, устанавливающими сроки технического обслуживания резервуара.

3.1.3 Ответственность за организацию, осуществление технического обслуживания резервуаров, оборудования, установленного на резервуаре и в резервуарном парке, возлагается на должностное лицо (специалиста), отвечающего в соответствии с должностным положением (инструкцией) за содержание и обслуживание резервуарных парков.

3.1.4 Обход и осмотр резервуаров и резервуарного парка должен осуществляться по графику с записью в журнале осмотров и ремонта резервуаров, отметкой об устранении обнаруженных недостатков:

ежедневно - обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями;

еженедельно - лицом, ответственным за эксплуатацию резервуарных парков;

ежемесячно - руководством перекачивающей станции, наливных пунктов;

ежеквартально, выборочно - выездной комиссией производственного контроля (КПК) филиалов ОАО;

один раз в год, выборочно - выездной комиссией производственного контроля ОАО МНПП

По результатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляется акт с отражением выявленных недостатков.

3.2 Ввод и вывод резервуаров из эксплуатации

Резервуары из эксплуатации выводятся на основании «Плана капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов ОАО МНПП», утверждаемых ОАО «АК «Транснефтепродукт», план-графика зачистки, обследования и нивелировки резервуаров и графика выполнения работ по капитальному ремонту резервуаров, утверждаемых ОАО, или в неплановом порядке, в том числе, аварийно.

Вывод и ввод резервуаров в эксплуатацию осуществляется в соответствии с порядком ввода и вывода резервуаров, представленным в Приложении А, раздел А.10.

В состав технологических операций по выводу резервуара из эксплуатации, проведению ремонта и последующему вводу в эксплуатацию входят:

- вывод резервуара из технологического режима работы;

- опорожнение и очистка резервуара, подготовка его к проведению технической диагностики;

- техническое диагностирование резервуара с составлением дефектной ведомости;

- разработка проектно-сметной документации на капитальный ремонт (реконструкцию) на основании дефектной ведомости, проведение экспертизы и согласование ее в органах государственного надзора;

- выполнение ремонтных работ;

- испытание резервуара;

- нанесение антикоррозионного покрытия;

- ввод в эксплуатацию.

Прием-передача резервуаров в капитальный ремонт (реконструкцию) оформляется актом. При передаче резервуара в ремонт (реконструкцию) исполнителю передается отчет по результатам диагностики, дефектная ведомость, техническое задание на разработку проектно-сметной документации на капитальный ремонт (реконструкцию) и акт готовности резервуара к огневым работам.

Приказом по ПС (НС) назначается ответственный за подготовку резервуара, разрешительной документации и за безопасное производство ремонтных работ и контроль за ведением исполнительной документации на каждом этапе работ; определяется порядок и режим работы подрядной организации, привлечение других специалистов к контролю качества производства ремонтных работ.

По окончании капитального ремонта резервуар принимается совместной (заказчика и подрядчика) приемочной комиссией с составлением акта (Приложение Б.3, форма Б.16). Акт утверждается техническим руководителем ОАО. Датой окончания ремонтных (строительных) работ считается дата утверждения акта приемочной комиссией.

3.3 Выполнение технологических операций

Технологическая карта эксплуатации резервуаров

3.3.1. До заполнения резервуаров и подключения их в технологический процесс транспортировки нефтепродукта должна быть составлена технологическая карта эксплуатации резервуаров.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров составляется на основе:

- требований нормативных и руководящих документов;

- данных о характеристиках резервуаров и их оборудования;

- технического состояния резервуаров;

- схем перекачки нефтепродукта, высотных отметок резервуаров и откачивающих агрегатов;

- свойств нефтепродукта;

- диаметра и протяженности трубопроводов технологической обвязки на участке «резервуары - насосная»;

- производительности трубопровода и количества резервуаров, подключаемых к данному трубопроводу;

- температуры воздуха и т.д.

В Приложении Б.3 приведены рекомендуемая форма (форма Б.18) технологической карты эксплуатации резервуаров и рекомендации по ее заполнению.

3.3.2 Технологическая карта эксплуатации резервуара должна отражать безопасные условия его работы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером филиала ОАО, переутверждается не реже чем через 2 года, пересматривается при изменении технологической схемы РП, условий эксплуатации.

3.3.3 Технологические карты должны находиться в подразделениях ОАО, ПО, ПС (НС) которые участвуют в эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, в операторных.

3.3.4 Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой (картами).

3.3.5 При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефтепродукта в приемораздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном -до всплытия понтона, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.

3.3.6 Для обеспечения электростатической безопасности скорость нефтепродукта в приемораздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов после затопления струи не должна превышать максимально допустимой величины, представленной в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Максимально допустимая скорость истечения нефтепродукта в резервуары для обеспечения электростатической безопасности

3.3.7 Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси.

Пропускную способность вентиляционных патрубков огнепреградителями огнепреградителями следует принимать по пропускной способности огнепреградителейогненепреградителей соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки нефтепродукта из резервуаров следует привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми условиями.

3.3.8 Заполнение резервуара с понтоном условно делится на два периода:

- первый период - от начала заполнения до всплытия понтона;

- второй период - от момента всплытия понтона до максимальной рабочей высоты налива.

Скорость подъема понтона в резервуаре от момента всплытия до окончания заполнения не должна превышать 2,5 м/час, если проектом не предусмотрена другая максимальная скорость.

3.3.9 Опорожнение резервуаров с понтоном условно делится на 2 периода:

- первый период - от начала опорожнения до посадки понтона на опоры. Опорожнение резервуара производится со скоростью, предусмотренной проектом;

- второй период - от посадки понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. При отсутствии вакуумных клапанов на понтоне производительность опорожнения во втором периоде, во избежание смятия днища понтона, не должна превышать суммарной пропускной способности огнепреградителей.

Эксплуатации резервуаров в проектномпроектном режиме соответствуют второй период заполнения и первый период опорожнения.

3.3.10 При приеме нефтепродукта последовательно в несколько резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефтепродукт, после этого закрыть задвижку резервуара, в который принимался нефтепродукт. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается в нештатной ситуации, при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности дистаеционного контроля изменения уровня в резервуаре.

3.3.11 В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики):

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление не более 2,3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум не более 0,4 кПа (40 мм вод. ст.).

На резервуарах с понтоном при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).

3.3.12 Максимально допустимый уровень нефтепродукта при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном - пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефтепродукта и прием его в течение времени передачи соответствующих распоряжений и отключения резервуара.

Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефтепродукта устанавливается по результатам технического диагностирования состояния резервуара.

3.3.13 Расчетным минимально допустимым уровнем нефтепродукта в резервуаре является минимальный уровень, при котором еще не наступает (предотвращается) кавитация в системе «резервуар - насос» и воронкообразование на свободной поверхности нефтепродукта в резервуаре.

Минимально допустимый рабочий уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть больше расчетного минимально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров.

В резервуарах, работающих в режиме «подключенных» устанавливается минимально допустимый технологический уровень нефтепродукта. Минимально допустимый технологический уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть больше минимально допустимого рабочего уровня на величину, необходимую для продолжения откачки нефтепродукта из резервуара технологической группы без изменения режима перекачки в течение времени, достаточном для выявления причин остановки перекачки на приемном участке нефтепродуктопровода, а также вывода этого участка нефтепродуктопровода на рабочий режим перекачки или ее остановки.

3.3.14 Минимально допустимый уровень нефтепродукта в резервуаре с понтоном устанавливается, исходя из условия нахождения понтона на плаву с учетом высоты стоек и глубины погружения понтона. Опускание понтона на стойки допускается только при выводе его из эксплуатации.

3.3.15 Максимальные рабочие уровни в резервуарах технологической группы, определяются исходя из условия обеспечения запаса свободной емкости, достаточной для приема дополнительного объема нефтепродукта при внеплановых прекращениях откачки.

3.3.16 Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при приемо-сдаточных операциях и хранении требуется:

- выделение для каждой марки нефтепродукта отдельных резервуаров (не менее двух);

- внедрение запорной арматуры с электроприводом для уменьшения смесеобразования;

- содержание в исправном состоянии оборудования резервуаров (запорной и дыхательной арматуры, пробоотборников и т.п.);

- своевременная зачистка резервуаров;

- проведение контроля за уровнем и удалением подтоварной воды в резервуарах и герметичностью запорной арматуры.

3.3.17 Для сокращения потерь нефтепродуктов необходимо:

- максимально заполнять резервуары, особенно для автобензинов, и осуществлять перекачку нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости;

- не допускать утечки нефтепродуктов при сбросе подтоварной воды из резервуара;

- поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

- содержать в исправном состоянии резервуарное оборудование;

- покрывать наружную поверхность резервуара светоотражающими светлыми покрытиями;

- проводить систематический контроль резервуарных задвижек, клапанов, фланцевых и муфтовых соединений.

Режимы эксплуатации резервуаров и схемы перекачки нефтепродуктов

3.3.18 Перекачивающие станции, оснащенные резервуарами, осуществляют перекачку нефтепродуктов по продуктопроводам в зависимости от схемы включения насосов и резервуаров:

«через резервуары»;

«с подключенными резервуарами»;

«из насоса в насос».

3.3.19 При перекачке по схеме «через резервуары» нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров перекачивающей станции. Подача на следующую ПС осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров.

При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта. При смене сортов нефтепродуктов качество подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510. Схема перекачки «через резервуары» применяется для учета перекачиваемого нефтепродукта, а при последовательной перекачке - для сохранения качества нефтепродукта.

3.3.20 При схеме перекачки «с подключенными резервуарами» резервуары служат компенсаторами неравномерности подачи нефтепродуктов предыдущей ПС и откачки на последующую перекачивающую станцию.

При перекачке по схеме «из насоса в насос» резервуары перекачивающих станций отключаются.

Учет массы нефтепродукта и отбор проб из резервуара

3.3.21 Учет массы нефтепродуктов в резервуарах осуществляется по результатам измерений:

- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

- плотности нефтепродукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

- объема - по градуировочной таблице с использованием результатов измерений уровня.

Отбор проб при приеме и сдаче нефтепродукта проводится после не менее 2-х часового отстоя нефтепродукта в резервуаре и удаления подтоварной воды.

3.3.22. Все средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм. Периодичность государственной поверки средств измерений устанавливается Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

3.3.23 Измерение уровня нефтепродукта в резервуарах должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств, обеспечивающих точность измерения в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Допускается измерять уровень нефтепродукта в резервуаре вручную измерительной металлической рулеткой с лотом (грузом), соответствующей ГОСТ 7502, с ценой деления шкалы 1 мм или другими средствами измерения, допущенными к применению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Определение уровня подтоварной воды производят лотом с помощью водочуствительной ленты, пасты или другими измерителями уровня подтоварной воды, сертифицированными Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

По измеренным уровням нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре и градуировочной таблице определяется объем нефтепродукта. Масса нефтепродукта рассчитывается умножением его объема на плотность.

3.3.24 Плотность нефтепродукта определяется по объединенной пробе. Измеренное значение плотности приводят к средней температуре нефтепродукта в резервуаре.

Для отбора проб в резервуарах должны применяться стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196, а в случае их отсутствия - ручные пробоотборники по ГОСТ 2517 для отбора точечных проб. Отбор точечных проб из резервуара и их количество производят в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517.

3.3.25 Среднюю температуру нефтепродукта в емкостях определяют путем измерения температуры при отборе проб в соответствии с ГОСТ 3900.

Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28498, ГОСТ 400.

3.3.26 При отборе точечных проб с целью определения температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник необходимо выдержать на заданном уровне до начала его заполнения не менее пяти минут. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтепродуктом, отобранной с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.

При отборе точечных проб температуру нефтепродукта в пробе определяют в течение от 1 до 3 минут после отбора пробы.

Отсчет по термометру берут с точностью до целого деления шкалы, при этом должны использоваться термометры с ценой деления не более 0,5 °С.

Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517.

3.3.27. При применении специализированных систем измерения количества нефтепродукта в резервуаре (типа “E№raf”, “Saab”, “Leo№ardo”) масса нефтепродуктов определяется автоматически по результатам измерения уровня, температуры и давления.

Эксплуатация резервуаров, резервуарных парков в осенне-зимний и весенне-летний периоды года

3.3.27. Подготовка резервуаров и резервуарных парков к работе в осенне-зимний и весенне-летний периоды года осуществляется в соответствии с планом мероприятий, подготавливаемым службами и руководством ПС(НС), ПО и утверждаемым главным инженером ОАО.

3.3.28. При подготовке резервуаров и резервуарных парков к работе в зимний период и при температуре воздуха ниже 0 °С необходимо:

- слить подтоварную воду из резервуаров;

- сифонные краны промыть нефтепродуктом и повернуть в нерабочее положение, при необходимости утеплить;

- провести техническое обслуживание запорной арматуры в объеме, предусмотренном инструкцией изготовителя; при необходимости осуществить замену смазки, регулировку конечных выключателей приводов, сдренировать воду, накопившуюся в кранах и шиберных задвижках;

- заменить антифриз в импульсных трубках приборов и масло в коробках концевых выключателей, уровнемерах и маслонаполненном электрооборудовании;

- выполнить предусмотренный инструкцией изготовителя объем ТОР всех измерительных приборов и датчиков, установленных на резервуаре, для обеспечения их надежной работы при отрицательных температурах;

- выполнить техническое обслуживание всех вентиляционных патрубков, дыхательной и предохранительной арматуры, снять огнепреградители, подверженные обледенению; предохранительный гидравлический клапан залить незамерзающей жидкостью, проверить в дыхательных клапанах плотность прилегания тарелки к седлу;

- проверить системы защиты резервуара (молниезащиты, средства защиты от статического электричества, защиты от коррозии, сигнализаторов предельных уровней);

- выполнить техобслуживание гидрантов, установленных вокруг обвалования резервуаров; при необходимости утеплить их и предусмотреть защиту от заносов снегом;

- проверить состояние теплоизоляции и обогревателей, предусмотренных проектом для трубопроводов водо- и пенотушения;

- проверить состояние сухотрубов системы пожаротушения, в том числе системы орошения резервуара; при необходимости выполнить продувку воздухом, очистить дренажные (спускные) вентили, отверстия;

- провести техобслуживание изолирующих фланцев, компенсаторов в соответствии с инструкцией изготовителей; при необходимости осуществить регулировку компенсаторов;

- очистить ливнеприемники (колодцы) внутри обвалования, выполнить ревизию хлопушек и других запорных устройств на выходе производственно-ливневой канализации за пределы обвалования резервуара; при необходимости осуществить промывку канализационных труб;

- очистить водопропускные устройства на водоотводных канавах, лотках вокруг обвалования резервуаров.

3.3.29 Необходимо проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.

3.3.30 В случае замерзания арматуры резервуаров применять водяной пар или горячую воду. Запрещается отогревать огнем.

3.3.31 При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации следует:

-выполнить ревизию дыхательных и предохранительных клапанов, установить кассеты огнепреградителей;

- подготовить ливнеотводящую сеть к пропуску вод; закрыть и уплотнить проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, проверить и подготовить к работе оборудование для откачки воды;

- проверить систему молниезащиты резервуаров.

При подготовке к весенне-летнему периоду резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления во время паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены, обвалования и ограждения восстановлены и при необходимости наращены, подготовлена к работе производственно- ливневая канализация и очистные сооружения.

3.4 Зачистка резервуаров

3.4.1 Резервуары согласно ГОСТ 1510 должны подвергаться периодической зачистке:

- не реже двух раз в год - для реактивных топлив (топлив для реактивных двигателей). Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не реже одного раза в год;

- не реже одного раза в два года - для автомобильных бензинов, дизельных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Степень чистоты должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Резервуары зачищают также при необходимости:

- смены сорта нефтепродуктов;

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

- очередных или внеочередных ремонтов, реконструкции, проведения комплексной дефектоскопии.

Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением ОАО.

3.4.2 В зависимости от назначения зачистки предъявляются различные требования к чистоте внутренней поверхности и газового пространства резервуара (таблица Д.5 приложения Д.7). Объем выполняемых работ при зачистке зависит от цели зачистки.

Периодическая зачистка резервуара по ГОСТ 1510, зачистка для смены вида нефтепродукта и нивелировки днища относятся к работам по техническому обслуживанию резервуара. Зачистка резервуара для полного технического обследования, подготовки его к огневым (ремонтным) работам относятся к работам по текущему или капитальному ремонту резервуара.

3.4.3 Организация и проведение работ по зачистке резервуаров должны осуществляться в соответствии с действующими в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт» нормативными документами СО 01-06-АКТНП-001-2005, СО 05-06-АКТНП-005-2005, СО 05-06-АКТНП-002-2006 [4, 55, 68].

На зачистку резервуара составляется проект производства работ, предусматривающий порядок проведения и технологию зачистных работ, который должен содержать следующие разделы:

- подготовка резервуара к проведению работ по зачистке;

- схемы обвязки и установки оборудования (размеры воздуховодов, газоотводных труб и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации);

- порядок вывода резервуара из эксплуатации под зачистку;

- порядок проведения зачистки;

- требования к качеству зачистки;

- требования к применяемой технике, оборудованию, инструменту, приспособлениям, схемы их размещения;

- мероприятия промышленной, пожарной, экологической безопасности и охраны труда при проведении зачистных работ.

Проект ПР утверждается главным инженером ОАО (ПО) и согласовывается пожарной охраной объекта.

3.4.4 Работы по зачистке резервуаров выполняются ремонтными подразделениями эксплуатирующей организации или специализированными предприятиями, имеющими право на проведение данных работ.

3.4.5 На период работ по зачистке резервуара приказом предприятия назначаются ответственные за подготовку и проведение зачистки резервуаров с целью:

- руководства и обеспечения безопасных условий труда, если зачистка выполняется эксплуатирующей организацией;

- контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте и решения организационных вопросов, при привлечении к зачистке специализированной организации.

3.4.6 К работам по зачистке резервуаров допускаются работники мужского пола, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, годные по состоянию здоровья к выполнению данных работ, прошедшие проверку знаний требований охраны труда, все виды инструктажей и знающие технологию зачистки.

3.4.7 К зачистке резервуаров приступают после оформления наряд-допуска на проведение газоопасных работ в соответствии с СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55].

3.4.8 Технологический процесс зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов включает следующие операции:

- подготовительные работы;

- удаление минимального технологического остатка;

- предварительная дегазация для приведения газовоздушной среды в резервуаре во взрывобезопасное состояние;

- мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

- дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

- удаление донных отложений;

- доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки;

- утилизация отложений.

3.4.9 Необходимость включения в технологический процесс той или иной операции определяется в подготовительном периоде зачистки с учетом конструкции резервуаров, физико-химических свойств нефтепродуктов, объема и свойств донных отложений, цели зачистки. Технология зачистки стальных резервуаров приведена в Приложении Д.

3.4.10 Резервуар, на котором выполняются очистные работы, должен быть отключен от действующих коммуникаций, обесточен, освобожден от нефтепродукта и отглушен заглушками с хвостовиком с установкой диэлектрических прокладок со стороны возможного поступления нефтепродукта (см. Приложение А.10).

Установка и снятие заглушек производится под руководством лица, ответственного за безопасную подготовку резервуара к зачистным работам.

Работы по установке заглушек производятся после отключения СКЗ и проверки герметичности технологических задвижек. Заглушки должны быть изготовлены из металла толщиной, не менее указанной в приложении А (таблица А.10.2), и иметь «хвостовики» с выбитым на них номером и величиной допустимого давления в трубопроводе. Места установки заглушки должны быть обозначены на схеме установки заглушек, прилагаемой к наряду-допуску, и зарегистрированы в «Журнале учета установки и снятия заглушки».

3.4.11 Приведение резервуара в безопасное состояние обеспечивается его дегазацией до содержания паров нефтепродуктов в газовом пространстве в соответствии с требованиями ВППБ 01-03-96 [13].

3.4.12 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью естественной или принудительной вентиляции, пропаркой или другими способами.

Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом пространстве более 2 г/м³ должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров углеводородов в резервуаре не более 2 г/м³.

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

Принудительная приточная вентиляция осуществляется подачей в резервуар воздуха или пара. При снижении концентрации паров нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре ниже 0,5 НКПР допускается принудительная вытяжная вентиляция.

При наличии пара дегазацию резервуара рекомендуется проводить пароэжекторами. Резервуары следует пропаривать при открытых световых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже плюс 78 °С (за исключением резервуаров с синтетическими понтонами).

При всех применяемых методах дегазации концентрация вредных веществ в атмосфере в обваловании и за его пределами не должна превышать максимальной предельно допустимой концентрации.

В процессе очистки резервуара ведется периодический контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве и в обваловании. Для приведения резервуара (технологического оборудования) в безопасное состояние при проведении огневых ремонтных работ, его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 , СО 05-06-АКТНП-002-006.

3.4.13 Применяемое при очистке электрооборудование должно отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

- обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

- быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

3.4.14 Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефтепродуктов.

3.4.15 Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора, органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

3.4.16 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме, представленной в Приложении Б.3.

3.5 Осмотры и техническое обслуживание

3.5.1 Общие технические требования к резервуарам, к территории резервуарных парков, конструкции резервуаров, эксплуатирующихся в ОАО «АК «Транснефтепродукт», технические характеристики резервуаров представлены в Приложении А (разделы А.1, А.2, А.3).

3.5.2 Осмотр и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться в соответствии с картами технического обслуживания. В Приложении В представлены рекомендуемые карты технического обслуживания и рекомендации по техническому обслуживанию резервуаров.

При осмотре резервуаров необходимо обратить внимание на:

- появление вмятин;

- утечки нефтепродукта, появление отпотин;

- появление дефектов по сварным швам и основному металлу (сварные вертикальные швы нижних поясов корпуса, швы приварки нижнего пояса к днищу, швы окрайки днища и прилегающие участки основного металла);

- целостность заземления.

За осадкой основания в резервуаре должно быть установлено систематическое наблюдение (контрольное нивелирование). Допустимые отклонения от горизонтальности наружного контура днища должны соответствовать требованиям настоящих Правил.

3.5.3 Особое внимание должно быть уделено:

- состоянию доступных обзору частей системы заземления и контактов между ними, наличию антикоррозионного покрытия, отсутствию обрывов. При уменьшении сечения элементов заземляющих устройств больше чем на 30% необходимо их заменить полностью или заменить дефектные места. Контактные соединения в местах сварки проверяются легким ударом обмедненного молотка на отсутствие дребезжащего звука;

- проверке наличия предупредительных надписей.

При температуре окружающего воздуха ниже минус 30 ºС при осмотре резервуара обратить особое внимание на состояние уторного сварного шва, горизонтальных и вертикальных швов стенки резервуара.

Визуальный осмотр поверхности понтона следует проводить в верхнем его положении через световые люки (таблица В.2, Приложение В).

3.5.4 При эксплуатации кранов и задвижек возможно накопление в них воды, осадков. При наличии дренажного устройства следует проводить их регулярный дренаж.

Обязательный дренаж арматуры следует проводить:

- перед наступлением осенне-зимнего периода года;

- после гидравлического испытания.

3.5.5 Техническое обслуживание трубопроводов обвязки резервуаров включает следующие работы:

- визуальную проверку состояния трубопроводов, фланцевых соединений, компенсаторов, запорной арматуры, включая электропривод. Стандартные шаровые краны и шиберные задвижки должны всегда находиться в полностью открытой или полностью закрытой позиции в зависимости от требований технологического процесса;

- визуальную проверку герметичности сальниковых уплотнений и фланцевых соединений. Для обеспечения герметичности два раза в год (весной и осенью) проводится проверка обтяжки всех фланцевых соединений;

- проверку состояния кабельных вводов в электродвигатель привода запорной арматуры, клеммные коробки, кнопки управления, состояния заземления.

3.5.6 Общие требования к средствам автоматики, телемеханики и КИП, системам защиты резервуаров, в том числе молниезащиты и защиты от статического электричества, защиты от коррозии и их техническое обслуживание представлены в Приложении А (разделы А.4, А.5, А.6, А.7, А.8).

Часть II. Правила диагностирования и ремонта резервуаров

4 Обследование и оценка технического состояния резервуаров

4.1 Организация и проведение работ по технической диагностике резервуаров

4.1.1 Общие положения

4.1.1.1 Раздел предусматривает требования к организации и проведению технической диагностики резервуаров, порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и объемах последующих обследований.

4.1.1.2 Техническая диагностика резервуаров включает в себя:

- мониторинг в процессе эксплуатации;

- частичное обследование;

- полное обследование.

4.1.1.3 При технической диагностике устанавливается следующий перечень работ:

- изучение технической документации и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

- выполнение контроля технического состояния конструкций и элементов резервуара;

- проведение проверочных расчетов конструкций резервуара;

- составление дефектной ведомости;

- формирование выводов по результатам технической диагностики.

4.1.1.4 Техническая диагностика подразделяется на очередную и внеочередную.

Работы по очередному частичному или полному обследованию резервуаров проводятся в соответствии с планом диагностики резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт», который должен быть составлен в соответствии с требованиями РД 08-95-95 [15] и настоящего документа.

Внеочередное полное обследование резервуара проводится в случае, если по результатам мониторинга и (или) частичного обследования выявлены недопустимые отклонения, если произошла аварийная утечка нефтепродукта или по особому распоряжению.

4.1.1.5 Технической диагностике в первую очередь подлежат резервуары:

- выработавшие срок службы, установленный по результатам последней технической диагностики;

- находящиеся в аварийном состоянии или выведенные из эксплуатации из-за обнаруженных дефектов;

- изготовленные из кипящих сталей;

- со сниженным по отношению к проектному уровнем взлива и с ограниченными сроками эксплуатации из-за обнаруженных дефектов конструкций и оборудования;

-находящиеся в эксплуатации более 20 лет.

4.1.2 Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объектам обследования

4.1.2.1 Организация работ по подготовке резервуара к техническому диагностированию и контролю технического состояния резервуаров возлагается на владельца резервуаров.

4.1.2.2 Работы по техническому диагностированию резервуаров должны выполняться организациями, для которых этот вид деятельности предусмотрен Уставом и имеются следующие разрешительные документы:

- разрешение (аккредитация) на проведение работ по технической диагностике резервуаров, полученное в установленном порядке;

- необходимые средства технической диагностики. Оборудование должно быть сертифицировано, аттестовано и поверено в установленном порядке;

- нормативно-техническую документацию по технической диагностике;

- обученных и аттестованных специалистов в соответствии требований ПБ 03-440-02 [16];

- лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности, когда договором на техническую диагностику (эксперное обследование) резервуара предусматривается экспертиза промышленной безопасности.

4.1.2.3 При выполнении работ по технической диагностике резервуаров специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы.

Лаборатории неразрушающего контроля организаций, выполняющих работы по технической диагностике резервуаров, должны быть аттестованы в соответствии с порядком, определенным ПБ 03-372-00 [17].

4.1.2.4 Техническое диагностирование резервуаров проводится на основании технического задания на проведение частичного (полного) обследования резервуара, утвержденного главным инженером ОАО. Если техническое диагностирование выполняется специализированной сторонней организацией, то техническое задание на обследование резервуара является приложением к договору на выполнение диагностических работ.

4.1.2.5 При полном техническом обследовании резервуар необходимо вывести из эксплуатации, опорожнить, очистить и дегазировать (СТО 0030-2004 [18]).

Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.

Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие диагностированию, должны быть очищены от загрязнений.

До начала работ по обследованию резервуара необходимо выполнить следующее:

- провести анализ газовоздушной смеси в резервуаре;

- составить акт о готовности резервуара к проведению технического диагностирования;

- получить наряд-допуск на проведение газоопасных работ;

- подготовить эскизы кровли, днища и развертки стенки;

- подготовить яркую краску и кисти для нанесения отметок дефектных участков;

- при отсутствии нумерации нанести на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами номера вертикальных стыков листов нижнего пояса (с нанесением их на схему);

- нанести точки нивелирования (с нанесением их на схему) на фундаментах приемо-раздаточных патрубков (буква Т с порядковым номером), на фундаменте лестницы (буква Л с порядковым номером).

4.1.2.6 На выполненные при техническом обследовании резервуара работы составляется первичная документация (акты, протоколы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют отчет и Заключение экспертизы промышленной безопасности, которые должны содержать выводы о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.

4.1.2.7 Начало и окончание работ по проведению технической диагностики резервуаров, сроки предоставления технического отчета и заключения о техническом состоянии резервуара устанавливаются техническим заданием на проведение диагностического обследования резервуара.

4.1.3 Виды и периодичность обследования

Целью диагностического обследования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

Система технического диагностирования резервуара включает в себя два уровня проведения работ:

- частичное техническое обследование без вывода резервуара из эксплуатации;

- полное техническое обследование. При полном техническом обследовании резервуар необходимо вывести из эксплуатации, опорожнить, очистить и дегазировать.

Периодичность выполнения полных и частичных технических обследований приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров

При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары, указанные в п. 4.1.1.5 настоящих Правил.

Техническое диагностирование резервуаров проводится по программе, согласованной с Заказчиком. Объем полного или частичного диагностирования зависит от технического состояния, срока и интенсивности эксплуатации резервуара. Программа диагностирования составляется подрядной организацией на основании технического задания.

4.1.3.1 Визуальный контроль в процессе эксплуатации

В процессе эксплуатации резервуара проводится систематический осмотр его состояния, выполняемый соответствующей службой владельца резервуара или эксплуатирующей организации в соответствии с картами технического обслуживания, представленными в Приложении В, и разделом 3.5 настоящих Правил.

4.1.3.2 Частичное обследование

Типовая программа частичного обследования, согласно РД 08-95-95 [15], предусматривает выполнение следующих работ:

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны;

- измерение толщины стенки, выступающих окрайков днища, и крыши резервуара;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- проверку состояния основания и отмостки;

- составление технического заключения по результатам обследования.

Дополнительная программа обследования может включать работы:

- акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;

- ультразвуковое или магнитное сканирование сварных швов стенки;

- инфракрасную спектроскопию;

- зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами;

- ультразвуковой контроль приемо-раздаточных патрубков; обследование системы компенсаторов ПРП;

- контроль состояния наружного антикоррозионного покрытия;

- работы по технической диагностике резервуаров с понтоном;

- проверка состояния затвора понтона;

- проверка наличия или отсутствия нефтепродуктов в коробах понтона;

- составление дефектной ведомости;

- выводы по результатам технической диагностики.

4.1.3.3 Полное обследование

Полная техническая диагностика РВС, РВСП проводится диагностической организацией по типовой программе, согласно РД 08-95-95 [15].

Полное обследование резервуаров проводится после вывода резервуаров из эксплуатации и включает в себя выполнение следующих работ:

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций и сборных соединений резервуара с наружной и внутренней сторон;

- измерение толщины стенки, крыши, понтона, окрайки и днища резервуара;

- измерение толщины патрубков и люков-лазов;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- измерение угловых деформаций вертикальных монтажных швов стенки резервуара;

- нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;

- нивелирование фундаментов приемораздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы;

- контроль сварных соединений стенки физическими методами;

- контроль герметичности сварных соединений днища;

- контроль состояния внешнего и внутреннего антикоррозионных покрытий;

- проверку состояния основания и отмостки;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- проверочные расчеты конструкций резервуара на прочность и устойчивость, включая оценку остаточного ресурса;

- контроль состояния технологических трубопроводов;

- работы по технической диагностике резервуаров с понтоном;

- проверка состояния элементов затвора понтона;

- измерение зазора между понтоном и стенкой резервуара;

- измерение толщины центральной части и коробов понтона;

- составление технического заключения по результатам обследования, включающего дефектную ведомость, рекомендации о необходимости проведения ремонта или заключение о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.

Дополнительная программа полного обследования, кроме перечисленных в 4.1.3.2, может включать следующие работы:

- химический анализ металла;

- механические испытания и металлографические исследования образцов сварных соединений и (или) основного металла;

- измерение толщины антикоррозионных покрытий.

4.1.4 Методы диагностирования состояния резервуарных конструкций

При проведении диагностирования резервуаров могут применяться как расчетные, так и инструментальные методы и методики, в том числе:

- радиографирование для выявления и определения размеров внутренних дефектов в сварных соединениях.

- цветная дефектоскопия - для выявления поверхностных дефектов, включая зарождающиеся или имеющиеся в конструкции микротрещины или коррозионные трещины;

- капиллярные методы для определения герметичности соединений;

- ультразвуковая дефектоскопия - для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях;

- ультразвуковая толщинометрия (ультразвуковое сканирование) - с целью определения степени коррозионных повреждений;

- акустико-эмиссионный метод диагностики - для выявления в корпусе дефектов, склонных к развитию при нагружении;

- метод определения прочности конструктивных элементов резервуара, а также выявления зон и оценки степени структурной неоднородности соединений по измерению твердости металла и сварных соединений переносным твердомером;

- стандартные методы определения механических свойств металла и сварных соединений резервуара на вырезанных из конструкции пробах.

4.1.4.1 Ознакомление с технической документацией и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуаров

Исполнителю работ передается комплект эксплуатационно-технической документации, включающий:

- технический проект на конструкции резервуара (проект КМ);

- рабочие чертежи конструкций резервуара (КМД);

- заводской сертификат качества на конструкции резервуара;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- акты контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- акт гидравлического испытания резервуара;

- акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум;

- акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара;

- акт выполнения теплоизоляции резервуара (если она предусмотрена проектом);

- акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования;

- акт приемки резервуаров в эксплуатацию;

- паспорт резервуара;

- данные о проведенных ранее технической диагностике, ремонте, реконструкции;

- журналы контроля в процессе эксплуатации;

- технологические карты с режимами эксплуатации.

По результатам ознакомления с документацией и сбора информации об эксплуатации, диагностике и ремонтах резервуара должен быть выполнен анализ конструктивных особенностей резервуара, анализ условной эксплуатации, определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых условиях, элементов резервуара. По результатам изучения документации определяются объемы диагностических работ, устанавливается состав работ по контролю технического состояния конструкций и элементов резервуара.

4.1.4.2 Визуально-измерительный контроль конструкций и сварных швов

Визуально-измерительный контроль (ВИК) сварных соединений и основного металла конструкций и элементов резервуара проводится на соответствие их требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87 [9], ПБ 03-605-03 [11], РД 03-606-03 [19] стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных соединений.

При проведении ВИК контролируемые основной металл и сварные соединения должны быть очищены от грязи и нефтепродуктов.

В соответствии с РД 03-606-03 [19] при визуальном контроле конструкций и сварных соединений проверяют:

- отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

- отсутствие (наличие) изменений формы элементов конструкций;

- отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

- отсутствие коррозионного и механического износа поверхностей.

При измерительном контроле состояния металла и сварных соединений определяют:

- размеры механических повреждений металла и сварных соединений;

- размеры деформированных участков металла и сварных соединений, в т.ч. длину, ширину и глубину вмятин и выпучин;

- фактическую толщину стенки металла (при возможности проведения прямых измерений);

- глубину коррозионных язв и размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину.

Внешний осмотр и измерения геометрических размеров проводятся измерительными шаблонами в условиях достаточной освещенности.

По результатам осмотра отмечают участки коррозионных и механических повреждений, места появления отпотин. Размеры всех выявленных дефектов подлежат измерению, а затем дефекты наносятся на эскизы с привязкой к элементам или сварным швам элементов конструкции резервуара. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа. Измерение толщин металла проводят ультразвуковым толщиномером.

При контроле узлов присоединения к резервуару заземления и средств ЭХЗ определяется наличие контакта кабеля со стенкой. В случае обнаружения отсутствия контакта, он должен быть восстановлен в соответствии с проектом до окончания проведения диагностики.

4.1.4.3 Измерение толщины металла элементов резервуара (ультразвуковая толщинометрия, ультразвуковое сканирование)

Для измерения толщины металла должны применяться ультразвуковые толщиномеры, позволяющие измерять толщину от 0,6 до 50,0 мм с точностью измерений не менее 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до плюс 40 °С. Для ультразвукового сканирования (УЗС) должны применяться УЗ толщиномеры, позволяющие измерять толщину от 1,5 до 30,0 мм с точностью измерений не менее 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до плюс 40 °С.

Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

Минимальные объемы проведения ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) элементов и конструкций резервуара приведены в 4.1.5.4. В случае обнаружения по результатам ВИК коррозионных повреждений, проводится дополнительная УЗТ в местах с наименьшей остаточной толщиной элемента.

Ультразвуковая толщинометрия стенки резервуара производится в следующем объеме:

- нижняя часть первого пояса на высоте 300 мм от уторного сварного шва (возможный уровень подтоварной воды) - сканирование горизонтального сечения резервуара датчиком с шириной захвата не менее 5 мм и регистрация рельефа контролируемого сечения; в случае обнаружения язвенных коррозионных повреждений листа: дополнительно - сканирование этого листа на высотах 250 мм и 350 мм;

- три нижних пояса кроме низа первого пояса и верхний пояс - не менее чем на четырех диаметрально противоположных образующих цилиндрической поверхности резервуара в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх);

- остальные пояса - не менее чем на одной образующей цилиндрической поверхности резервуара в трех точках по высоте каждого пояса (низ, середина, верх).

Толщину патрубков и люков-лазов, измеряют не менее чем в четырех точках, диаметрально противоположных.

Толщину воротников люков, патрубков - измеряют в не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках.

Толщину листов полотнища днища, кровли следует измерять по двум диаметрально противоположным направлениям - не менее чем три измерения на каждом листе. Дополнительно в зонах хлопунов проводится 3 измерения толщины.

Измерения листов окраек днища в зоне уторного узла проводят с шагом 1 метр.

Толщина листов понтона измеряется на центральной части, коробах - не менее чем в трех точках на каждом элементе.

Измерения настила крыши проводят по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям. Измерения проводятся в трех точках на каждом листе.

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.

При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайки или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина металла.

При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки резервуара заносится в паспорт с указанием координат мест измерения, и при повторном обследовании измерения толщины выполняется в тех же точках.

4.1.4.4 Физические методы контроля технического состояния элементов конструкций резервуара

Ультразвуковой контроль (УЗК) и гамма-рентгенография

Объем контроля сварных соединений физическими методами устанавливается в соответствии ПБ 03-605-03 [11] в зависимости от класса опасности резервуаров.

Для проведения УЗК должны использоваться дефектоскопы, которые по своим техническим характеристикам соответствуют требованиям ГОСТ 23667. Просвечивание сварных соединений должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512.

Используемая методика и оборудование должны обеспечить выявление недопустимых дефектов во всех сварных швах, подлежащих контролю, в том числе в местах перекрестий швов.

Если данные, полученные в результате ультразвукового и рентгенографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований.

Акустико-эмиссионный контроль (АЭК)

АЭ контроль резервуаров следует проводить в соответствии с ПБ 03-593-03 [20] и другими действующими на момент проведения технической диагностики нормативными документами.

АЭ диагностику днищ резервуаров рекомендуется применять на этапе частичных обследований (без вывода резервуара из эксплуатации) для оценки коррозионного состояния днищ и определения необходимости дополнительного обследования и последовательности вывода резервуаров в ремонт.

В случае, когда интерпретация АЭК источников затруднена, необходимо произвести УЗ контроль.

Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия

Для контроля наличия поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, не видимых невооруженным глазом, используют магнитографию или цветную дефектоскопию.

Магнитопорошковой или цветной дефектоскопии подлежат:

- места, где проводилось удаление технологических приспособлений;

- сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуаров после их термической обработки.

4.1.4.5 Контроль герметичности сварных соединений

Вакуумирование

Контролю вакуум - методом подвергают сварные соединения днищ, понтона. Для проведения течеискания пузырьковым вакуумным способом должны применяться вакуумные камеры, обеспечивающие создание вакуума не менее 0,08 МПа. Контроль проводится в соответствии с инструкцией по применению вакуумной камеры.

Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи, пыли и льда смачивают индикаторным раствором. Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Наличие несплошности определяется по появлению пузырей пенного индикатора.

Контроль давлением

Контроль герметичности сварных соединений настила крыш резервуаров проводится путем создания избыточного давления воздуха внутри резервуара до 0,0015…0,002 МПа и нанесения на сварные швы пенообразующей эмульсии.

Наличие несплошности определяется по появлению пузырей пенного индикатора.

Контроль герметичности сварных соединений приварки воротников патрубков к стенке проводится путем создания избыточного давления воздуха (от 0.004 до 0,04 МПа).

4.1.4.6 Измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара

измерение отклонений геометрических размеров стенки от номинальных размеров и нивелирование днища резервуара производится в соответствии с РД 08-95-95 [15] и ПБ 03-605-03 [11].

Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

Измерение вертикальности направляющих и опорных стоек понтона производится отвесом в двух плоскостях.

Неравномерность осадки основания определяется путем нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса).

Перед проведением работ на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами фиксируются номера вертикальных стыков листов нижнего пояса с нанесением их на схему. Рекомендуется нумеровать стыки по часовой стрелке, начиная от приемо-раздаточных патрубков.

Измерения целесообразно проводить дважды: при заполненном и пустом резервуаре, для определения мест наибольших деформаций и выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой. При этом необходимо обращать особое внимание на местные выпучины и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения.

Величины неравномерной осадки днища определяются с применением оптических и гидравлических нивелиров.

Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

4.1.4.7 Механические испытания металла и сварных соединений

Определение механических свойств и химического состава металла и сварных соединений производится для резервуаров со значительными коррозионными повреждениями, при появлении трещин, когда предполагается ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, находящихся в эксплуатации 20 и более лет.

Отбор и вырезка образцов выполняется в зонах интенсивных коррозионных повреждений стенки.

Механические испытания основного металла выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 1497, ГОСТ 9454, ПБ 03-605-03 [11]. Механические испытания сварных соединений выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 6996.

Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла и сварных соединений вырезают:

- три образца для определения предела прочности, предела текучести, относительного удлинения основного металла и три образца на статическое растяжение для определения предела прочности сварного соединения;

- по три образца для испытания на ударную вязкость;

- по два образца для испытания на статический изгиб.

Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть приложены к паспорту резервуара.

4.1.4.8 Металлографические и химические исследования

Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений.

Образцы для металлографических исследований отбирают из контрольных заготовок, используемых для определения механических свойств металла и сварных соединений.

Образцы для исследований сварных соединений должны включать все сечение шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла.

По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые должны быть приложены к отчету.

Химический анализ металла проводится с целью установления соответствия марки использованных металлов требованиям проекта на изготовление резервуара.

Определение химического состава стали, выполняется искровым или спектрографическим способом. Химический состав стали должен соответствовать ПБ 03-605-03 [11] и техническим условиям на соответствующие марки сталей.

4.1.4.9 Проверка состояния основания и отмостки

При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

- наличие пустот между днищем резервуара и основанием;

- погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара;

- наличие растительности на отмостке;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон не должен быть меньше 1:10.

4.1.4.10 Обследование понтона

При осмотре понтона необходимо проверить:

- горизонтальность понтона (перекос в одну сторону может свидетельствовать о негерметичности коробов и наличии в них нефтепродукта);

- плотность прилегания затворов к стенке резервуара и направляющим понтона;

- состояние сварных швов;

- отсутствие выпучин и вмятин;

- отклонение от вертикали опорных стоек, направляющих;

- состояние внутренней поверхности стенки резервуара (не должно быть каких-либо оплавлений, вырывов, остатков монтажных приспособлений);

- техническое состояние затвора, системы защиты от статического электричества.

4.1.4.11 Обследование приемо-раздаточных патрубков, системы компенсаторов

При проведении технической диагностики резервуара должен быть произведен ультразвуковой контроль всех сварных швов приемо-раздаточных патрубков и компенсаторов.

При контроле люков и патрубков на стенке необходимо проверить:

- соответствие размещения люков и патрубков на стенке резервуара требованиям проекта, действующим нормам и их общее состояние;

- расстояние между сварными швами патрубков, усиливающих листов и сварными швами стенки, которые должны соответствовать проекту и требованиям РД 08-95-95 [15]; и ПБ 03-605-03 [11];

- наличие усиливающих накладок (для патрубков диаметром более 50 мм) и контрольных отверстий в них;

- толщину патрубков - с помощью ультразвуковой толщинометрии.

При проведении визуально измерительного контроля люков и патрубков выявляются:

- трещины, протечки, отпотины;

- деформации стенки вокруг патрубков;

- утечки нефтепродукта через фланец.

При контроле компенсаторов определяется соответствие расчетных параметров компенсатора (геометрических перемещений, напряженного состояния) паспортным данным на компенсатор при максимальном и минимальном уровне взлива нефтепродукта.

4.1.4.12 Нивелирование фундаментов задвижек приемо-раздаточных патрубков, шахтных лестниц

Нивелирование фундаментов задвижек приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы производится в соответствии с ТД 23.115-96 [21].

При проведении нивелирования необходимо проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

4.1.4.13 Проверка состояния обвалования

При обследовании обвалования определяются его состояние и геометрические параметры.

Для измерения объема обвалования необходимо измерить длину и ширину каре, размеры земляного вала.

Высотные отметки гребня вала и дна каре определяются нивелированием. Расстояние между соседними точками измерения не должно превышать 10 м.

При контроле состояния обвалования необходимо проверить:

- отсутствие мест разрушения земляного вала или размыва его атмосферными осадками;

- наличие и состояние лестниц для перехода через вал;

- наличие и состояние постоянных переездов через вал;

- наличие растительности внутри обвалования и непосредственно на земляном валу.

Обвалование резервуаров должно отвечать требованиям СНиП 2.11.03-93 [22].

4.1.4.14 Проверочные расчеты конструкций резервуара

Проверочные расчеты конструкций резервуара на прочность и устойчивость выполняются в соответствии с ПБ 03-605-03 [11].

4.1.5 Оформление результатов обследований

По результатам диагностирования составляется технический отчет и экспертное заключение, которые являются неотъемлемой частью комплекта технической документации на резервуар.

В отчете приводятся данные из имеющейся технической документации, результаты технического диагностирования, характеризующие состояние отдельных элементов конструкций и резервуара в целом, дефектная ведомость с указанием координат дефектов на эскизах, заключение о состоянии резервуара.

Результаты технического диагностирования и расчетов резервуара включают:

- результаты визуального контроля;

- результаты измерений фактических толщин листов;

- результаты измерения геометрической формы корпуса резервуара;

- результаты диагностирования основания резервуара;

- результаты физических методов контроля сварных соединений;

- дефектная ведомость с указанием зон расположения дефектов;

- результаты механических испытаний, химического и металлографического анализов (при необходимости);

- результаты оценки склонности металла к хрупким разрушениям (при необходимости);

- результаты поверочных расчетов на прочность и устойчивость;

- результаты других расчетов, если на их основании принимаются решения о проведении ремонтных работ или изменении условий эксплуатации.

Заключение по результатам диагностирования технического состояния резервуара должно содержать:

- выводы и рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара;

- оценку ремонтопригодности резервуара;

- рекомендации по выполнению ремонтных работ, изменению режимов эксплуатации или выводу резервуара из эксплуатации.

Оформленный отчет утверждается в установленном порядке руководителем организации, выполнившей диагностирование.

На основании отчета о техническом состоянии резервуара оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара с регистрацией в органах Ростехнадзора.

В паспорт резервуара вносятся выводы по результатам диагностирования.

4.2 Оценка пригодности резервуара к эксплуатации

4.2.1 Общие положения

4.2.1.1 Алгоритм оценки технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:

- подтверждения проектных характеристик резервуаров;

- установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации;

- определения индивидуального остаточного ресурса резервуара и периодичности последующих освидетельствований в случае обнаружения дефектов или после исчерпания нормативного срока службы;

- разработки рекомендаций о возможностях и условиях дальнейшей эксплуатации сверх установленного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.

4.2.1.2 Оценка технического состояния резервуаров проводится на основании:

- результатов ознакомления с технической документацией;

- результатов внешнего осмотра резервуаров с внутренней и наружной сторон;

- результатов измерения толщины металла стенки, крыши, днища резервуара, патрубков и люков-лазов;

- результатов измерений отклонений образующих стенки от вертикали;

- результатов нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;

- результатов контроля сварных соединений стенки физическими методами;

- результатов контроля герметичности сварных соединений днища, понтона;

- результатов проверки состояния основания и отмостки;

- результатов проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (по необходимости);

- поверочного расчета на устойчивость и прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара.

Дефекты могут образовываться при изготовлении и монтаже резервуара (технологические дефекты) и в процессе эксплуатации резервуаров (эксплуатационные дефекты) на основном металле или сварном шве, оборудовании или элементах конструкции резервуара.

Классификация дефектов по местоположению, по виду и характеру (эксплуатационные и технологические) представлены в Приложении Г, рисунки Г.1, Г.2, Г.3.

4.2.1.3 Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий ГОСТ 14637.

Оценка состояния металлоконструкций проводится по результатам измерения фактической толщины стенки резервуара, а при необходимости, по результатам лабораторных исследований химического состава и механических свойств металла стенки. При скорости коррозии более 0,1 мм/год для снижения опасности коррозионных повреждений следует предусматривать антикоррозионную защиту металлоконструкций в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Химический состав металла и механические свойства сталей, примененных для изготовления конструкций, должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03 [11].

Сварные соединения конструктивных элементов резервуара по внешнему виду и по результатам неразрушающих методов контроля должны удовлетворять требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87 [9], стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

4.2.1.4 Все выявленные при техническом диагностировании данные, характеризующие состояние основного металла, сварных соединений, деформацию, коррозию, геометрическую форму, уклон корпуса и другое, должны быть сопоставлены с требованием проектов, действующих СНиП, ГОСТ и другой нормативно-технической документации. В случае выявления недопустимых отклонений от требований проектов и действующей нормативно-технической документации резервуар подлежит выводу из эксплуатации. Выявленные участки конструкций с недопустимыми дефектами в виде коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов, дефекты сварных соединений, недопустимые отклонения геометрической формы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующими испытаниями и проверкой.

4.2.1.5 В таблице Г.21 представлены параметры дефектов, при превышении которых резервуар подлежит ремонту.

При определении границ дефекта необходимо учитывать следующее:

1) Локальный дефект - это дефект потери металла диаметром не более 50 мм, расстояние от которого до ближайших дефектов или сварного шва превышает Н³50 мм, а также, если суммарные размеры локальных повреждений менее 50 мм на участке длиной 200 мм (рисунок 4.2).

2) Сплошные повреждения - это группа из двух и более коррозионных потерь металлов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно G £ 50 мм (рисунок 4.1).

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта менее 50 мм.

При превышении суммарных размеров локальных повреждений более 50 мм на участке длиной 200 мм в любом направлении зону коррозионных повреждений следует рассматривать как сплошную коррозию площадью S = L•B (рисунок 4.3).

4.2.1.6 При большом предполагаемом объеме работ, требующих из-за износа металлоконструкций смены листов стенки, днища, кровли и др., целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.

4.2.1.7 Главным условием возможности безопасной эксплуатации резервуара на расчетных параметрах является удовлетворение параметров его элементов, работающих под нагрузкой, условиям прочности и устойчивости согласно СНиП II-23-81 [23].

4.2.2 Оценка состояния кровли и понтона

4.2.2.1 Критерии оценки состояния кровли резервуара и понтона представлены в таблице Г.21.

В соответствии ПБ 03-605-03 [11] минимальная номинальная толщина элементов настила кровли должна соответствовать 4 мм.

Все соединения элементов и узлов крыши и понтонов должны быть герметичными.

При контроле технического состояния понтона, помимо коррозионных и механических повреждений, проверяется плотность прилегания затвора к стенке резервуара, зазоры между бортом плавающего покрытия и стенкой и между направляющими стойками и их патрубками, отклонения от вертикали опорных стоек, наличие под опорными стойками подкладных пластин.

Величина зазора между стенкой резервуара и понтоном и геометрических отклонений понтона не должна превышать значений, указанных в таблице Г.21.

Для резинотканевых элементов затвора допустимым считается износ от трения до обнажения тканевой основы.

При осмотре понтона из пенополиуретана проверяют плотность прилегания затвора, отсутствие деформации опорных стоек и лучей монтажно-эксплуатационной опоры, а также измеряют сопротивление заземляющего устройства понтона в соответствии с нормами [37] и эксплуатационной документацией. При необходимости из понтона вырезают образцы размером 30´30´30 мм и определяет плотность пенополиуретана, его бензопоглащение.

4.2.3 Оценка состояния стенок

4.2.3.1 Критерии оценки состояния стенки резервуара представлены в таблице Г.21.

При определении пригодности стенки резервуаров к дальнейшей эксплуатации основное внимание следует уделять:

- степени коррозионных повреждений;

- дефектам сварных соединений (наплывы, подрезы, непровары);

- наличию трещин и других дефектов;

- угловатости сварных соединений;

- геометрическим отклонениям стенки от проектной формы, таких как отклонения образующих от вертикали, вмятин (хлопунов), отклонений наружного контура днища резервуара от горизонтали.

4.2.3.2 Оценка пригодности стенки резервуара должна включать расчеты на прочность и устойчивость для условий предстоящей эксплуатации с учетом фактической толщины листов, фактической геометрической формы стенки и свойств материала. В расчетах должны учитываться все предстоящие условия нагружения и их комбинации, включая гидравлическое давление, избыточное давление и вакуум, ветровые нагрузки, сейсмические нагрузки, величина и характер осадки основания, нагрузки от патрубков и оборудования.

L – длина, B – ширина, G £ 50 мм, Н ³ 50 мм – расстояние между дефектами

Рисунок 4.1 - Сплошные коррозионные повреждения

d_1, d_2, d₃ – размер язв.

Рисунок 4.2 - Замер локальных коррозионных дефектов

L – длина, B – ширина, d – размер язвенной коррозии: d₂+d₃>50 мм на участке 200 мм; d₆+d₇≥50 мм на участке 200 мм и т.д.

Рисунок 4.3 – Зона язвенной коррозии площадью L•B

Оценка стенки резервуара на пригодность к эксплуатации должна учитывать детали и условия совместной работы колец жесткости и стенки. Коррозия этих конструктивных элементов или сварных швов их крепления к стенке резервуара может провести эти элементы к непригодности для расчетных условий эксплуатации. Критерием допустимости фактических размеров элементов и сварных швов является проверочный прочностной расчет и расчет устойчивости стенки.

Аналогично должна оцениваться допустимая степень коррозионного повреждения сварных соединений стенки.

Стенка резервуара с повреждениями и дефектами, а также их сочетаниями, должна рассчитываться индивидуально, с учетом их размеров и коэффициентов концентрации напряжений, чтобы определить, являются ли они допустимыми для продолжения эксплуатации резервуара или необходим ремонт или замена. При этом наряду с оценкой прочности стенки в зонах дефектов и повреждений, необходима проверка ее устойчивости.

4.2.3.3 Трещиноподобные дефекты, трещины, расслоения, механические повреждения, наплывы, а также щелевая коррозия и отдельные язвы вблизи сварных швов - должны быть обследованы на предмет точного установления их фактических размеров и границ расположения.

Допустимость выявленных дефектов определяется действующей нормативной документацией. Трещины в сварных швах или основном металле стенки недопустимы и должны устраняться.

4.2.3.4 Допустимость коррозионных повреждений, вызванных общей коррозией, определяется расчетом стенки резервуара на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП II-23-81 [23], ПБ 03-605-03 [11]. При расчетах на прочность за расчетную толщину листа принимается минимальная из всех измеренных на этом листе толщин, исключая язвенные повреждения.

Толщины отдельных листов стенки по результатам измерений в наиболее прокорродированных местах не должны быть меньше предельно допустимых толщин, определяемых расчетом на прочность и устойчивость.

4.2.3.5 В процессе эксплуатации изменение геометрической формы стенки резервуара чаще всего происходит из-за неравномерной осадки основания, под действием вакуума, переполнения, вибрации, а также некачественной подготовки основания. Отклонения от вертикали образующих стенки резервуара не должны превышать предельных значений, приведенных в таблице Г.21.

Предельные местные отклонения (выпучины, вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей, указаны в таблице Г.21.

Отклонения внутреннего диаметра стенки на уровне днища не должны превышать ± 40 мм для резервуаров с проектным диаметром до 12 м включительно; для резервуаров с большим диаметром отклонения на указанном уровне не должны превышать ± 60 мм. Допуск на величины диаметров, замеренных на высоте более 300 мм от днища, не должен превышать трехкратной величины допуска на уровне днища.

4.2.3.6 Должны быть обследованы все патрубки, усиливающие листы и сварные соединения. Тип и размеры усиливающих листов, расположение сварных швов и толщины элементов должны соответствовать проекту на резервуар или ПБ 03-605-03 [11].

4.2.3.7 При наличии отклонений, превышающих допустимые пределы (таблица Г.21), резервуар должен быть выведен на ремонт. Допускается эксплуатация такого резервуара до очередного капитального ремонта с ограничением эксплуатационных нагрузок по взливу, подтвержденным расчетом.

4.2.4 Оценка состояния днища

4.2.4.1 Основными причинами повреждения днища резервуара являются:

- коррозионные повреждения;

- образование трещин;

- повреждения днища опорными стойками понтона;

- неравномерная осадка основания, которая приводит к появлению впадин и хлопунов днища.

4.2.4.2. На днищах диаметром до 12 м при предельной площади хлопуна - 2 м² высота выпучин не должна превышать 150 мм.

На днищах диаметром свыше 12 м высота выпучин не должна превышать 150 мм при предельной площади хлопуна - 5 м² (таблица Г.21).

Хлопуны днища в местах измерения базовой высоты и измерения уровня нефтепродукта должны быть устранены.

4.2.4.3. Предельно допустимые отклонения наружного контура днища от горизонтали приведены в таблице Г.21.

4.2.4.4. В резервуарах, имеющих кольцо окраек, смещение в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа, при плотности прилегания к подкладным полосам с зазором не более 0,5 мм. Вмятины на окрайках в зоне расположения стенки не допускаются.

4.2.5 Оценка состояния основания и фундамента

4.2.5.1 Основные причины повреждений оснований и фундаментов:

- потеря несущей способности грунтов основания под окрайкой резервуара в результате постоянного их обводнения паводковыми и дождевыми водами, стекающими с крыши и стен резервуара;

- эрозия почвы, просадка, выпучивание и набухание грунтов основания;

- некачественно выполненная насыпь в основании резервуара;

- морозное разрушение бетона фундаментов;

- разрушение бетона фундаментов под воздействием, ливневых и подземных вод, резких перепадов температур воздуха;

- воздействие кислот и щелочей, химических составляющих воздуха на бетонные и железобетонные фундаменты.

4.2.5.2 Осадка фундаментов и деформаций оснований резервуара подразделяется на следующие основные виды:

- равномерная осадка;

- равномерный наклон основания;

- неравномерная осадка основания.

4.2.5.3 Чтобы не выйти за пределы допусков, определенных в таблице Г.21 основание резервуара должно удовлетворять следующим условиям:

- максимальная осадка основания (фундамента) не должна превышать 200 мм. При этом необходимо учесть, чтобы трубопроводы и прикрепленное оборудование имели возможность перемещения для компенсации напряжений в зоне врезки патрубков в стенку резервуара;

- относительная осадка наружного контура днища, равная отношению разности высотных отметок двух смежных точек к расстоянию между ними не должна превышать 0,005, согласно СНиП 3.02.01-87 [6];

- крен резервуаров с понтоном не должен превышать - 0,002, а для резервуаров со стационарной крышей - 0,004;

- в резервуарах с уклоном днища от центра или без уклона разность осадок основания центральной части и в зоне стенки не должна превышать 0,003 радиуса и не должна превышать 100 мм;

- в резервуарах с уклоном днища к центру предельно допустимая разность осадок составляет 0,002 радиуса и не должна превышать 50 мм.

5 Ремонт резервуаров

5.1 Общие положения

5.1.1 Мероприятия и работы по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защите конструкций и устранению повреждений относятся к текущему ремонту резервуара. Текущий ремонт выполняется силами дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефтепродукт», эксплуатирующих резервуары.

При текущем ремонте выполняются следующие работы:

- ремонт наружного защитного покрытия (окраски) стенки, стационарной крыши, окрайки днища;

- ремонт отмостки;

- ремонт заземления;

- замена кассет на огнепреградителях;

- подготовка оборудования к осенне-зимнему и весенне-летнему периодам;

- ремонт или замена оборудования резервуара (в т.ч. систем противопожарной защиты), которые могут быть выполнены без вывода резервуара из эксплуатации и его зачистки.

- ремонт запорной арматуры, компенсаторов, изолирующих фланцев, фланцевых и муфтовых соединений, не требующий специальной остановки технологического процесса или отключения участка трубопровода (набивка сальников задвижек, проверка обтяжки фланцевых соединений, крепление приводов и компенсаторов, чистка наружных поверхностей оборудования, устранение подтеков нефтепродукта, масла, уплотнение кабельных вводов в электродвигатели и электроаппаратуру, проверка защит электродвигателей и т.д.).

5.1.2 Капитальный ремонт (далее ремонт) резервуара осуществляется с целью восстановления его проектных показателей по полезной емкости, обеспечения его гарантированной безопасной эксплуатации на период до следующего ремонта.

Производство работ по ремонту резервуара осуществляется на основании рабочего проекта, выполненного проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию, согласованного в территориальном органе Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России и утвержденного главным инженером ОАО.

5.1.3 Ремонт резервуара должен производиться заменой элементов конструкций или ремонтом дефектных элементов конструкций резервуара, оборудования, арматуры на основании результатов их диагностики и разработанной ПСД. Все дефекты элементов резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть устранены с последующими контролем и испытанием резервуара в объеме, предусмотренном проектом производства работ.

Выбор методов ремонта элементов конструкций резервуара должен быть обоснован проектом на ремонт.

ПСД на ремонт резервуара включает в себя следующие разделы:

- пояснительная записка;

- рабочая документация (генеральный план, архитектурно-строительные и технические решения, конструктивные решения по ремонту металлоконструкций с обоснованием принятых технических решений, чертежи КМ, технологическое оборудование, системы пожаротушения, сигнализации, молниезащиты, электрохимзащиты, силовое оборудование, антикоррозионные покрытия, программа гидравлических испытаний и т.д.);

- проект организации строительства (ПОС), выполняемый в соответствии с требованиями СНиП 12-01-2004 [24];

- сметная документация;

- охрана окружающей среды и промышленная безопасность.

5.1.4 Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке, подготовке к диагностике и ремонту проводятся на основе проекта производства работ (проекта ПР), утвержденного главным инженером ОАО, и наряда-допуска, оформляемого на каждый вид и место выполняемых работ.

Разработку проекта ПР на капитальный ремонт резервуара обеспечивает подрядная организация.

Проект ПР согласно СНиП 12-01-2004 [24] включает следующие разделы:

- пояснительная записка, включающая основные сведения об объекте, характеристику района, условия осуществления ремонтных (монтажных) работ;

- график выполнения работ при капитальном ремонте;

- обустройство монтажной площадки: временные сооружения, места хранения строительных конструкций, оборудования и инвентаря, площадки укрупненной сборки металлоконструкций, стоянки и схему движения транспорта, пожарные проезды; места установки средств пожаротушения и предупредительных знаков коммуникаций: кабельные линии связи, электроснабжения, телемеханики, канализация и водопроводы, технологические трубопроводы и т.д.;

- материальное обеспечение капремонта;

- обеспечение строительной техникой (грузоподъемными и тяговыми механизмами);

- подготовительные работы, в том числе потребность в материальных, технических и трудовых ресурсах, сроки выполнения работ, решения по энергообеспечению, водо- и теплоснабжению;

- охрана труда и промышленная безопасность, в том числе безопасные условия труда, включая газоопасные работы;

- охрана окружающей среды;

- основные работы, в которых должны быть предусмотрены:

а) земляные работы;

б) технологическая последовательность монтажа и сварки металлоконструкций;

в) приспособления и такелажная оснастка для монтажа металлоконструкций резервуара;

г) оборудование, инструменты и материалы для производства монтажно-сварочных работ;

д) мероприятия, обеспечивающие требуемую точность сборки элементов;

е) прочность и устойчивость конструкций в процессе монтажа;

ж) степень укрупнения конструкций;

и) последовательность проведения прочностных испытаний резервуара;

к) нанесение антикоррозионного покрытия;

л) монтаж оборудования и восстановление каре резервуара;

- контроль качества работ, виды и объемы контроля, в том числе, требования к качеству сборочно-сварочных работ для каждой операции в процессе монтажа;

- организация труда.

В проекте ПР должны быть разработаны чертежи КМД на специальные приспособления, применяемые при ремонте резервуаров.

В проекте ПР должны быть разработаны операционные технологические карты (в соответствии с аттестованными технологиями сварки) на сварку различных элементов резервуаров, видов работ, карты пооперационного контроля качества работ. В технологических картах должны быть предусмотрены последовательность сварки и порядок выполнения каждого шва, обеспечивающие минимальные деформации и перемещения свариваемых элементов, режимы и указания по технологии сварки, условия обеспечения требуемого диапазона скоростей охлаждения сварных соединений резервуарных конструкций при сварке.

Не допускаются отклонения от проекта производства работ без согласования с организациями, разработавшими и утвердившими их.

5.1.5 Организация работ по капитальному ремонту резервуаров возлагается на службу капитального строительства (капитального ремонта).

В соответствии с СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55] приказом (распоряжением) ОАО (ПО) и подрядной организации:

- назначаются ответственные за безопасную подготовку и качественное производство ремонтных работ, и ведение исполнительной документации на каждом этапе работ, специалист технического надзора и, при необходимости, другие руководители и специалисты ОАО МНПП и структурных подразделений;

- определяются порядок, режим работы подрядной организации, ответственность руководителей подрядной организации, лица, ответственные за безопасное производство работ и проведение анализов газовоздушной среды; определяется порядок оперативного руководства при возникновении аварийной ситуации.

5.1.6 Работы по капитальному ремонту резервуара должны выполняться организациями, которые должны иметь:

- разрешение ( аккредитацию) на проведение работ по ремонту резервуаров, полученное в в установленном порядке;

- необходимые технические средства, оборудование должно быть сертифицировано, аттестовано и поверено в установленном порядке; примерный перечень инструментов, приспособлений, оборудования и механизмов для ремонта резервуаров приведен в Приложении Г.20;

- нормативно-техническую документацию;

- обученных и аттестованных специалистов по охране труда и промышленной безопасности.

Общая организация контроля за соблюдением проектных решений и качеством работ при капитальном ремонте резервуара возлагается на главного инженера ОАО (ПО).

5.1.7 Для устранения сквозных дефектов и коррозионных повреждений металлоконструкций и сварных соединений, имеющих небольшие размеры (до 5 мм) и расположенных на кровле, верхнем поясе стенки, понтоне, а также в отдельных случаях для исправления мелких локально расположенных коррозионных повреждений окрайки и днища стального резервуара с максимальной глубиной повреждения не более половины толщины листа, допускается до вывода резервуара в капитальный ремонт использование безогневого метода ремонта дефектов.

5.1.8 Устранения таких дефектов, как вырывы основного металла, царапины, остатки приварки монтажных приспособлений; подрезы, ослабления, поры, свищи в сварных швах; вмятины, выпучины, трещины, коррозионные повреждения основного металла и сварных соединений элементов, при замене дефектных участков конструкций днища, стенки, кровли, понтона обеспечивается выполнением сварочных работ.

5.2 Методы ремонта

5.2.1 Критерии выбора метода ремонта

5.2.1.1 Выбор метода ремонта резервуаров зависит от характера и размеров дефектов.

При ремонте стальных резервуаров используются следующие методы ремонта:

- выборочный ремонт дефектов на отдельных элементах и конструкциях резервуара;

- замена отдельных элементов и конструкций резервуара.

Выборочный ремонт дефектов включает:

- шлифовку; при шлифовке путем снятия металла должна остаточная толщина металла должна обеспечивать прочностные свойства и восстановлена плавная форма поверхности;

- наплавку, заварку дефектов, кроме дефектов основного металла конструкций резервуара, выполненных из стали 16Г2 АФ;

- замену дефектного участка отдельного элемента конструкции резервуара (вырезкой, вставкой).

Выборочный ремонт шлифовкой, наплавкой (заваркой) может выполняться в рамках текущего ремонта резервуара.

Замена отдельных элементов и конструкций резервуара в основном включает: частичную или полную замену днища, окраек днища, стенки, кровли, центральной части понтона; замену элементов коробов понтона, устранение неравномерной осадки наружного контура днища.

5.2.1.2 Поверхностные дефекты сварных соединений и основного металла элементов конструкции резервуара глубиной не более 0,1 t (где t-проектная толщина элемента конструкции) подлежат зачистке (шлифовке).

5.2.1.3 Ремонт поверхностных и локальных дефектов глубиной до 0,5 t, если площадь одного дефектного участка не более 100 см² (0,01 м²) при суммарной площади дефектных участков, приходящихся на один лист (элемент) конструкции не более 10 % его площади, осуществляется наплавкой (под листом подразумевается лист площадью не менее 9 м², ограниченный со всех сторон сварными соединениями). Расстояние между подготовленными к наплавке участками должно быть не менее 500 мм. Наплавленные валики должны быть с мелкой чешуйчатостью и иметь плавный переход к основному металлу. Наличие подрезов не допускается. Увеличение толщины стенки резервуара после наплавки не должно превышать 1 мм.

5.2.1.4 Ремонт дефектов глубиной более значений, приведенных в таблице 4.2 и площадью дефектного участка, приходящегося на один лист (элемент конструкции) не более 50 % его площади, производится заменой дефектного участка элемента конструкции.

5.2.1.5 Дефекты глубиной более значений, приведенных в таблице 4.2 и суммарной площадью дефектных участков более 50 % от площади листа или элемента конструкции резервуара, устраняются заменой листа или отдельного элемента конструкции.

5.2.1.6 Полная замена основных элементов резервуара (окрайки, днища, кровли, стенки) осуществляется в следующих случаях:

- при необходимости замены (в соответствии с 5.2.1.4 и 5.2.1.5) свыше 50 % дефектных листов окраек днища, центральной части днища, элементов несущих конструкций кровли производится их полная замена;

- при наличии свыше 50 % дефектных (подлежащих замене) листов настила кровли осуществляется полная замена настила кровли;

- при наличии более 50 % дефектных листов стенки определяется экономическая целесообразность выполнения ремонта.

5.2.1.7 Основанием при решении вопроса об отбраковке резервуара являются неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, недопустимое поражение элементов конструкции резервуара коррозией (5.2.1.6), недопустимый монтажный брак при строительстве, экономическая нецелесообразность восстановительного ремонта. Отбраковка (замена) резервуара производится на основании определенного по результатам технической диагностики объема работ на ремонт резервуара и сравнения затрат на ремонт и строительство нового резервуара.

5.2.2 Схемы замены дефектных участков

5.2.2.1 На рисунке 5.1 представлены схемы замены участков при капитальном ремонте (замене дефектного участка). Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами для элементов металлоконструкций резервуара представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами

5.2.2.2 При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов (дефектного участка, фрагмента листа) должны учитываться требования ПБ 03-605-03 [11] и настоящего документа:

- минимальные размеры нового элемента должны составлять 300 мм. Новый элемент может быть круглым, квадратным с закругленными углами или прямоугольным с закругленными углами за исключением случаев, когда заменяется целый лист стенки или его часть, равная ширине листа (рисунок 5.1);

- разбежка между остающимися и монтируемыми вертикальными швами должна быть не менее 250 мм;

- вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища;

- расстояния до вертикальных швов должны быть не менее 250 мм и 100 мм - до горизонтальных швов;

- расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее 250 мм до вертикальных швов и 100 мм - до горизонтальных швов.

Рисунок 5.1- Схемы замены участков элементов стенки (конструкции) и минимальные расстояния до сварных швов

5.2.2.3 В случае, если должен быть удален или заменен один или более целых листов стенки или сегменты полной высоты листа, должны быть удовлетворены минимальные требования по разбежке между монтируемыми и остающимися вертикальными сварными швами. При замене фрагмента стенки на полную высоту пояса перед наложением новых вертикальных швов существующие горизонтальные швы должны быть прорезаны минимум на 8 t в обе стороны от новых вертикальных швов с выполнением разделки кромок под последующую сварку.

Допускается дефектный участок стенки на полную высоту пояса заменять фрагментом большего размера (на 100 мм более отступая от горизонтального и на 250 мм более отступая от вертикального сварных швов).

5.2.2.4 Заменяемый элемент стенки перед установкой в стенку для сварки необходимо подвальцовывать по радиусу, указанному в ремонтной документации. Заменяемый участок должен быть больше границ коррозионного повреждения на 50 мм со всех сторон, более 500 мм в обе стороны от границ трещины на стенке и более 300 мм в обе стороны от границ трещины на окрайке.

Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от шлака, заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей.

Перед вырезкой дефектных участков элемента необходимо выполнить его закрепление, исключающее нарушение проектной геометрической формы. Участки сварных соединений и основного металла, подлежащие замене, удаляются вырезкой: абразивным кругом, газовой резкой.

5.2.2.5 Все трещины независимо от происхождения и расположения устраняются методом замены дефектного участка.

5.2.2.6 Запрещается установка на стенке резервуара заплат всех видов и других, нерегламентированных нормативными документами, конструктивных элементов. Все ранее установленные на стенках резервуаров заплаты при проведении капитального ремонта должны быть удалены. Накладные элементы, привариваемые к стенке резервуара внахлест, могут быть удалены путем сошлифовки абразивным инструментом, при условии, что толщина стенки в месте удаления элементов не должна быть меньше допускаемой величины из условия прочности и устойчивости, а место удаления должно быть проверено цветной дефектоскопией на предмет выявления трещин.

5.2.3 Применяемые соединения

При монтаже и ремонте резервуаров применяются соединения:

1) Вертикальные соединения стенки. Вертикальные соединения стенки должны быть стыковыми с полным проплавлением по толщине листов (рисунок 5.2).

Минимальные смещения между швами представлены в таблице 5.1.

Для резервуаров классов II и III при изготовлении стенки из рулонных полотнищ допускаются вертикальные заводские и монтажные стыковые соединения без смещения.

2) Горизонтальные соединения стенки. Горизонтальные соединения листов должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением (рисунок 5.3).

а) без разделки кромок; б) со скосом двух кромок; в) с двумя скосами кромок; г) с криволинейным скосом кромок

Рисунок 5.2 - Вертикальные стыковые соединения стенки

а) без разделки кромок; б) с криволинейным скосом одной кромки верхнего листа; в) с двумя скосами одной кромки верхнего листа

Рисунок 5.3 - Горизонтальные стыковые соединения стенки

Листы вышележащего пояса должны располагаться в пределах толщины листа нижележащего пояса. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается проектом.

Стыковые соединения на остающейся подкладке применяются для сварки кольцевых окраек, а также при полистовой сборке центральной части днища.

Нахлесточные соединения применяются для соединения между собой рулонируемых полотнищ днища, листов центральной части днища при их полистовой сборке, а также для соединения центральной части днища с кольцевыми окрайками (рисунки 5.4-5.6).

3) Соединение днища со стенкой.

Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. При толщине листов нижнего пояса стенки 20 мм и менее рекомендуется тавровое сварное соединение без разделки кромок (рисунок 5.7, а).

Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки более 20 мм должно применяться тавровое сварное соединение с разделкой кромок (рисунке 5.7, б).

4) Соединения листов крыши

Для соединения листов крыши применяются стыковые и нахлесточные соединения.

5.2.4 Ремонт дефектов электродуговой наплавкой

5.2.4.1 Ремонт дефектов стальных резервуаров электродуговой наплавкой применяется при ремонте металлоконструкций с толщиной стенки листов 6-14 мм.

5.2.4.2 К дефектам, ремонтируемым наплавкой относятся:

- локальные коррозионные повреждения;

- поверхностные дефекты (царапины, риски, вырывы металла);

- дефекты сварных швов (подрезы, чешуйчатость, шлаковые включения, нарушения непрерывности швов).

Ремонт дефектов металлоконструкций способом наплавки допускается производить при глубине дефектов (с учетом глубины механической обработки дефекта) не более 50 % от толщины листа и при поражении коррозией до 10 % от площади листа (5.2.1.3). Расстояние между подготовленными к наплавке участками должно быть не менее 500 мм.

Процесс наплавки заключается в нанесении на поверхность дефектного места слоя металла, обеспечивающего увеличение толщины металлоконструкции до проектной величины, и получении механических свойств наплавленного металла, соответствующих основному металлу.

5.2.4.3 При производстве ремонта различных видов дефектов наплавкой должны быть выполнены следующие требования:

- наплавка выполняется не менее чем в два слоя;

- при ремонте дефектов на стенке резервуара способом наплавки сварка вертикальных швов должна выполняться в направлении “снизу-вверх” на короткой дуге с поперечными колебаниями в направлении “снизу-вверх”;

- сварка между наложением валиков в слое и между слоями должна выполняться без длительных перерывов. А при температуре ниже плюс 5 °С перерыв между окончанием сварки первого слоя (валика) и началом сварки второго слоя (валика) не должен превышать минуты;

- при наплавке зажигание дуги следует производить на поверхности сварного шва. В случае обрыва дуги кратер и прилегающий к нему участок шва на длину не менее 30 мм следует очистить от шлака, видимых пор. При возобновлении сварки очищенный участок и кратер должны полностью перекрываться сварным швом;

- участки ремонта по окончании сварки должны быть накрыты теплоизолирующим материалом до полного остывания. Покрытие границ наплавленного участка должно быть на 50 см больше во все стороны;

- очистка от шлака производится после полного остывания и снятия теплоизолирующего пояса.

 

 

5.2.4.4 Все выявленные дефекты должны быть подвергнуты механической обработке с целью:

- полного удаления продуктов коррозии;

- придания формы, обеспечивающей равномерное и качественное выполнение наплавки.

5.2.4.5 Глубина механической обработки h при ремонте поверхностных дефектов должна быть не более 50 % от толщины стенки δ, но не менее чем на 1 мм глубже дна самой глубокой каверны h_д, т.е. h ≤ 0,5 δ; h- h_д ≥ 1 мм.

Схема обработки дефектного участка представлена на рисунке 5.8;

Если расстояние между отдельными дефектами до 50 мм, то они рассматриваются как один дефект и для них делается общая ванна для наплавки.

 

δ - толщина стенки резервуара; h_д - глубина дефекта; h - глубина механической обработки

Рисунок 5.8 - дефектный участок до (а) и после (б) механической обработки

Перед выполнением сварочных работ необходимо проконтролировать поверхность выборки ЦД или МПД на полноту удаления дефектов.

Дефектные листы, подготовленные к ремонту электродуговой наплавкой, должны быть просушены (при t = плюс 60…70 °C) при наличии влаги на элементах конструкции резервуара (конденсата, снега, инея и т.д.).

Наплавка подготовленного участка должна проводиться за один прием. Наплавленные валики должны быть с мелкой чешуйчатостью и иметь плавный переход к основному металлу. Наличие подрезов не допускается. Увеличение толщины стенки резервуара после наплавки не должно превышать 1 мм.

Для уменьшения внутренних напряжений и предотвращения образования трещин наплавка должна проводиться короткими участками. Длина наплавленного участка должна составлять 50…70 мм. Валики первого слоя должны перекрывать друг друга на величину 2…3 мм, валики второго слоя должны быть смещены относительно первого так, чтобы край валика второго слоя приходился на середину валика первого слоя. Если длина наплавляемого участка больше 70 мм, то следует применять многокаскадную наплавку. Схема наплавки представлена на рисунке 5.9.

 

Рисунок 5.9 - Схема наплавки

Все отремонтированные участки, отвечающие требованиям визуального контроля, должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами (радиографическому или ультразвуковому контролю).

5.2.4.6 При выполнении ремонта дефектных мест электродуговой наплавкой осуществляют пооперационный технологический контроль:

- проверяются качество подготовки дефектных мест к наплавке, качество очистки сварных швов и прилегающих к ним наружных поверхностей, качество проведения просушки подготовленных к наплавке участков, контролируется температура просушки;

- осуществляется контроль над обеспечением строгого соблюдения режимов сварки, последовательностью наложения слоев при ремонте, качеством зачистки швов в процессе и после ремонта. Соблюдение технологии должно проверяться согласно разработанным операционным технологическим картам. Геометрия швов должна отвечать требованиям нормативной документации. Качество сварных швов в месте наплавки оценивается по результатам осмотра наружной поверхности в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01-87 [9], РД 03-606-03 [19], РД 03-615-03 [27].

Сварные швы, измеренные по ГОСТ 3242, должны удовлетворять следующим требованиям:

- выпуклость шва должна быть высотой (2,0±1,0) мм и иметь плавный переход на основной металл;

- сварной шов должен перекрывать основной металл в каждую сторону на 2,0…3,5 мм;

- глубина подрезов облицовочного шва не должна превышать 0,5 мм;

- ремонтные участки, отвечающие требованиям визуального контроля, подвергаются контролю физическими методами.

5.3 Требования к выполнению сварочных работ при ремонте резервуара

5.3.1 При ремонте металлоконструкций резервуара применяются механизированная сварка под флюсом, в среде защитных газов, с применением порошковой проволоки, ручная дуговая сварка. Ручная дуговая сварка применяется при устранении дефектов методом наплавки, сварки патрубков, люков.

Механизированная сварка (полуавтоматами) может применяться при ремонте днищ, центральной части металлического понтона и швов, соединяющих центральную часть понтона с коробами, в соответствии с требованиями ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. При выполнении ремонтных работ на стенке резервуара (замена поясов стенки) рекомендуется механизированная сварка в среде защитных газов.

5.3.2 Технологии выполнения сварки и наплавки, используемые при ремонте и реконструкции оборудования и сооружений опасных производственных объектов, подлежат аттестации. Использование не аттестованных технологий при ремонте и реконструкции резервуаров не допускается.

Порядок применения технологий сварки (наплавки), используемых при ремонте и реконструкции, а также требования к проведению аттестации и оформлению их результатов устанавливает РД 03-615-03 [27].

5.3.3 При ремонте резервуаров применяются типы сварных соединений и сварных швов в соответствии с ГОСТ 2601, ГОСТ 5264, ГОСТ 8713, ГОСТ 14771. При монтаже резервуара применяются стыковые, угловые, нахлесточные и тавровые соединения, для образования которых применяются стыковые и угловые сварные швы.

Вертикальные и горизонтальные соединения стенки должны быть стыковыми и с полным проплавлением по толщине листа. Соединения стенки должны быть двусторонними. Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. Окрайки днища свариваются между собой односторонними стыковыми швами на остающейся подкладке. При монтаже центральной части днища полистовым методом применяются нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке. Соединения центральной части днища с кольцевыми окрайками выполняются внахлест. Нахлесточные и тавровые соединения используются для крепления к стенке верхнего уторного уголка и колец жесткости.

Способы, режимы и технология сварки резервуарных конструкций должны обеспечивать:

- требуемый уровень механических свойств сварных соединений, предусмотренный проектом. Сварные швы соединений должны соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости;

- необходимую однородность и сплошность металла сварных соединений. Металл шва и основной металл по химическому составу для улучшения коррозионной стойкости должны быть близки друг к другу;

- оптимальную скорость охлаждения выполняемых сварных соединений, которая зависит от марки стали, углеродного эквивалента, толщины металла, режима сварки (погонной энергии), конструкции сварного соединения, а также температуры окружающей среды;

- минимальный коэффициент концентрации напряжений;

- минимальную величину сварочных деформаций и перемещений свариваемых элементов.

5.3.4 Сварку следует выполнять сертифицированными сварочными материалами. Сварочные материалы (электроды, сварочные проволоки, флюсы, защитные газы) должны быть аттестованы для применения при сварке резервуаров в соответствии с действующей НТД. Порядок аттестации и виды испытаний сварочных материалов для каждого конкретного вида и марки определены технологическим регламентом. Сварочные материалы, прошедшие аттестацию, должны иметь «Свидетельство об аттестации».

Оборудование для резки, сварки и электрооборудование должны быть аттестованными и сертифицированными на соответствие требованиям безопасности и стандартов на оборудование, используемое для проведения сварочно-монтажных работ при ремонте резервуаров; находиться в исправном состоянии и удовлетворять требованиям электро - и пожаробезопасности при использовании их в резервуарном парке. Порядок применения сварочного оборудования, а также требования и условия проведения испытаний, освидетельствования (аттестации) и оформления их результатов устанавливает РД 03-614-03 [29].

5.3.5 Определение размеров ремонтируемых дефектов и их разметку следует производить в соответствии с разделами 4.2, 5.2.

5.3.6 С целью выявления деформаций и дефектов сварных швов, проверки геометрических размеров и допустимости выявленных дефектов проводят визуальный и измерительный контроль выполненных сварных соединений (конструкций, узлов). При этом необходимо контролировать:

- размеры поверхностных дефектов (поры, включения и др.), выявленных при визуальном осмотре;

- высоту и ширину шва, а также вогнутость и выпуклость обратной стороны шва в случае доступности обратной стороны шва для контроля;

- высоту (глубину) углублений между валиками (западания межваликовые) и чешуйчатости поверхности шва;

- подрезы (глубину и длину) основного металла;

- отсутствие непроваров с наружной и внутренней стороны шва;

- размеры катета углового шва;

- геометрическое положение осей или поверхностей сваренных деталей.

Требования к выполнению измерительного контроля сварных швов приведены в РД 03-606-03 [19].

5.3.7 Полученная поверхность реза перед выполнением сварочных работ должна быть обработана шлифовальным кругом на глубину не менее 2 мм. Поверхность свариваемых деталей должна быть зачищена до чистого металла на ширину 25…30 мм в каждую сторону от оси стыка.

5.3.8 При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных и монтажных приспособлений. Закрепление кромок свариваемых элементов должно выполняться преимущественно с помощью сборочных приспособлений, обеспечивающих проектные зазоры и совмещение кромок, вертикальность образующих поясов стенок, отсутствие недопустимой угловатости сварных швов. При необходимости постановки прихваток на минимально монтажных стыках стенки их располагают с противоположной стороны от части сечения шва, выполняемой первой. Размер прихваток должен быть необходимым. При выполнении зачистки корня шва такие прихватки удаляются.

5.3.9 Стыковые соединения окраек днища должны выполняться на остающейся технологической подкладке. Стальная подкладка должна быть только прихвачена к днищу. Приварка технологической подкладки по контуру недопустима. После обрезки части технологической подкладки, выступающий за окраек днища, торец шва зачистить абразивным материалом. Допуски на обработку кромок те же, что при резке металла.

Прихватки располагать у пересечения швов (в стыковых соединениях рекомендуется располагать прихватки с обратной стороны от первого шва или слоя). При ручной и автоматизированной дуговой сварке зажигать дугу на основном металле вне границ шва и выводить на него кратер шва запрещается.

Тщательно осматривать прихватки перед началом сварки с обязательной переплавкой их во время сварки первого шва.

Прихватки, выполненные в угловых и нахлесточных сварных соединениях, можно переплавлять только после шлифовки и визуального контроля качества.

5.3.10 Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264, ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. Виды разделки кромок и зазоры в конструкциях устанавливаются в соответствии с ГОСТ 5264, ГОСТ 8713, ГОСТ 14771.

5.3.11 Режимы дуговой сварки по аттестованным технологиям в соответствии с требованиями РД 03-615-03 [27] определяются в технологических картах проекта ПР в соответствии с паспортом на применяемые электроды. В технологических картах должны быть предусмотрены последовательность сварки и порядок выполнения каждого шва, обеспечивающих минимальные деформации и перемещения свариваемых элементов, режимы и указания по технике сварки, условия обеспечения требуемого диапазона скоростей охлаждения сварных соединений резервуарных конструкций при сварке.

5.3.12 Сварку металлоконструкций при отрицательных температурах проводят при следующих условиях:

- сварка металлоконструкций резервуара без предварительного подогрева должна проводиться при температуре окружающего воздуха не ниже указанных в СНиП 3.03.01-87 [9];

- предварительный подогрев металла проводить в зоне сварки на ширину не менее 50 мм по обе стороны от оси стыка или соединения, длина подогреваемого участка более 800…1000 мм;

- необходимо систематически контролировать температуру металла. При превышении расчетной скорости охлаждения металла шва допустимого значения для данной марки стали, необходимо организовать предварительный, сопутствующий или послесварочный подогрев свариваемых кромок. Требуемая температура и схема подогрева должны быть определены в проекте ПР. Температуру подогрева контролируют термокарандашами, пирометрами или контактными термометрами;

- свариваемые кромки необходимо просушивать от влаги;

- сборку конструкций проводить без ударов и чрезмерного натяжения собираемых элементов, холодная правка недопустима;

- режимы сварки устанавливать с увеличением сварочного тока на 15...20 %;

- сварку монтажных стыков проводить без перерыва. Недопустимо прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять несваренные участки шва. В случае вынужденного прекращения работ процесс сварки может быть возобновлен только после повторного подогрева металла в зоне стыка до температуры плюс 120…160 °С;

- при выполнении многослойных швов сварку в корне шва выполнять способом «двойного слоя», то есть не менее чем в два слоя участками длиной 170…220 мм;

- на рабочее место сварщику выдавать прокаленные электроды в количестве не более полусменной потребности;

- приварку и срезку монтажных приспособлений при температуре ниже минус 20 °С выполнять с подогревом металла до плюс 120...160 °С в радиусе 100…150 мм;

- приварку приспособлений выполнять электродами типа Э50А.

5.3.13 После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов несмываемой краской клеймом сварщика на поверхности листа на расстоянии от 40 до 60 мм от границы выполненного сварного шва (в одном месте при выполнении сварки одним сварщиком, при выполнении бригадой - в начале и в конце шва). Сварщик обязан проставлять присвоенный ему номер или знак рядом с выполненными им швами. Запрещается использовать сварку для проставления знаков (клейма).

5.3.14 Рабочее место сварщика, а также свариваемая поверхность конструкции резервуара должны быть защищены от дождя, снега и ветра. (Допустимая скорость ветра при выполнении наружных сварочных работ составляет 10м/с; скорость ветра принимается по данным метеослужб).

5.3.15 После окончания сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления должны быть удалены, сварные соединения и места сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла.

5.4 Ремонт дефектов сварных швов

5.4.1 Дефектный сварной шов должен быть вышлифован до полного удаления дефекта, прилегающие с обоих концов дефектного сварного шва участки (по 20 мм с обеих сторон) также должны быть вышлифованы и зачищены до металлического блеска. До зачистки должны быть удалены продукты коррозии, остатки антикоррозионного покрытия и другие загрязнения. Зачистку поверхности дефекта и прилегающего участка проводить шлифовальной машинкой.

Все прожоги поверхности основного металла сварочной дугой следует зачищать абразивным инструментом на глубину от 0,5 до 0,7 мм.

При удалении механизированной зачисткой (абразивным инструментом) дефектов сварных соединений, корня шва и прихваток, риски на поверхности металла необходимо направлять вдоль сварного соединения:

- при зачистке мест установки начальных и выводных планок - вдоль торцевых кромок свариваемых элементов конструкций;

- при удалении выпуклостей сварного шва - под углом 40°…50° к оси шва.

Вогнутости при обработке сварных соединений (углубление в основной металл) не должны превышать 3 % толщины свариваемого элемента, но не более 1 мм.

при удалении поверхностных дефектов с торца шва абразивным инструментом без последующей подварки допускается углубляться с уклоном не более 0,05 на свободной кромке в толщину металла на 0,02 ширины свариваемого элемента, но не более чем на 8 мм с каждой стороны. При этом суммарная вогнутость сечения (с учетом допустимого ослабления по толщине) не должна превышать 5 %. После обработки торцов швов необходимо притупить острые грани (СНиП 3.03.01-87 [9]).

Участки сварных соединений, подлежащие замене, удаляются вырезкой абразивным кругом или газовой резкой.

5.4.2 Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены следующими способами:

- перерывы швов и кратеры зачищены и заварены;

- непровары (выбраны) удалены на длину дефектного места и заварены вновь;

- подрезы основного металла зачищены и заварены путем наплавки в два слоя, лишний металл облицовочного слоя удалить шлифмашинкой до величины выпуклости (усиления) шва 1-3 мм.

На рис. 5.10, 5.11, 5.12, 5.13 приведены схемы ремонта дефектов сварных соединений.

Удаление вертикального шва вырезкой (сквозной пропил) производят участками длиной не более 1 м. При исправлении протяженных дефектов сварного шва (частичная выборка металла шва вышлифовкой) ремонт должен выполняться отдельными участками длиной не более 2 м.

5.4.3 При выполнении сварочных работ должны соблюдаться следующие требования:

- сварка стыковых швов окраек днища должна выполняться на остающейся технологической подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара;

- технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 мм, ширину - не менее 100 мм;

- вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с 2-х сторон, вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

сварные швы соединений должны быть герметичными, непроницаемыми и соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости, углу изгиба. Для улучшения коррозионной стойкости металл шва и основной металл по химическому составу должны быть близки друг к другу. Технологию сварки следует выбирать таким образом, чтобы избежать возникновения сварочных деформаций и перемещения элементов конструкций. Требования к выполнению сварочных работ представлены в разделе 5.3, при ремонте сварных швов наплавкой в разделе 5.2.4.

5.4.4 Ограничения на сварные соединения и швы:

- прихватки не рассчитываются на силовые воздействия;

- стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в таблице 5.2, могут выполняться так же, как и деталей одинаковой толщины. Конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине. При большей разности в толщине свариваемых деталей на детали, имеющей большую толщину, должен быть сделан скос под углом 15° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали. При этом конструкцию разделки кромок и размеры сварного шва следует выбирать по меньшей толщине;

Таблица 5.2 - Допускаемая разность толщин соединяемых деталей

- не допускается смещение свариваемых кромок более:

- 1,0 мм - для деталей толщиной t < 4…10 мм;

- 0,1 t - для деталей толщиной t < 10…40 мм (но не более 3 мм);

- максимальные катеты угловых сварных швов не должны превышать 1, 2 толщины более тонкой детали в соединении. Для деталей большей толщины катет углового шва определяется расчетным путем или конструктивно;

Ремонт дефекта типа нарушение геометрических размеров сварного шва

Ремонт дефектов типа: пора, скопление пор, шлаковое включение, свищ

Рисунок 5.10 - Методы ремонта сварных швов

А - длина участка язвенной коррозии;                                                                      b - ширина валика;

Б - длина зоны зачистки;                                                                                                м - шаг валика;

В - высота участка язвенной коррозии;                                                                     м/b - - 0,35…0,5

Г - высота зоны зачистки

Рисунок 5.11 - Схема ремонта дефекта типа язвенная коррозия методом наплавки

Дефекты типа подрез, непровар кромок

Рисунок 5.12 -Ремонт дефекта типа подрез, непровар кромок

Дефекты типа вырыв, оплавление, царапина, задир, забоина, кратер основного металла

Рисунок 5.13-Ремонт дефекта типа вырыв, оплавление, царапина, задир, забоина и др.

- заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык;

- нахлесточные соединения со сваркой с одной стороны допускаются при сварке днища и крыши из рулонных заготовок с величиной нахлеста не менее 30 мм. При полистовой сборке днищ и крыш допускаются сварные соединения листов встык на подкладке и нахлесточные соединения с величиной нахлеста 5 t, но не менее 30 мм.

5.5 Ремонт и замена элементов стенки резервуара

5.5.1 В соответствии с разделом 5.2 ремонт элементов стенки резервуара осуществляется выборочным ремонтом (шлифовкой, наплавкой или вырезкой) дефектных участков или заменой элементов или конструкций резервуара.

Критерии выбора метода ремонта представлены в п. 5.2.1.

Ремонт царапин, вырывов основного металла, локальных коррозионных повреждений, удаление остатков монтажных приспособлений, наружных и внутренних (технологических) дефектов сварных соединений (подрезов, ослаблений, свищей, шлаковых включений, нарушений непрерывности швов и т.п.) осуществляется электродуговой наплавкой.

Ремонт трещин производят методом замены дефектного участка.

При поражении металлоконструкций стенки резервуара коррозией, превышающей предельно допустимые величины таблицы 4.2, в зависимости от площади коррозионного повреждения, производят либо выборочный ремонт, либо частичную, либо полную замену поясов стенки резервуара.

При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов необходимо руководствоваться п.п. 5.2.2 и 5.2.3. Минимальные размеры вставки должны быть не менее 300 мм (таблица 5.1).

Недопустимую угловатость вертикальных сварных швов стенки, вмятины и выпучины на стенке устраняют путем замены дефектного участка (выборочный ремонт) или заменой листа (листов) стенки. Угловатость монтажных швов стенки, а также одиночные вмятины (выпучины) допускается исправлять установкой дополнительных элементов (ребер жесткости).

При выявлении, отклонений образующей стенки от вертикали, превышающих предельно допустимые величины, указанные в таблице 4.2, осуществляют ремонт резервуара методом замены отдельных листов стенки.

5.5.2 Перед началом вырезки участка необходимо обеспечить устойчивость стенки крупногабаритных резервуаров на время замены части стенки путем установки подпорных стоек. Для малогабаритных резервуаров требуется установить с внутренней и внешней стороны по два ребра жесткости по краям вырезаемого проема.

Подпорные стойки устанавливать из расчета, что стойка обеспечивает устойчивость стенки в пределах двух листов пояса стенки. Подпорные стойки следует устанавливать в области вертикальных швов стенки.

После завершения работы на участке стенки необходимо демонтировать стойку и установить ее на новом месте.

В тех случаях, когда на резервуаре имеет место совокупность дефектов геометрии стенки, днища, в первую очередь исправляются отклонения контура днища от горизонтали, после чего устраняются дефекты геометрии стенки.

5.5.3 Если в результате расчетов на прочность и устойчивость стенки выявляется недостаточная прочность стенки, то для обеспечения проектного максимального уровня взлива в резервуаре на стенку могут устанавливаться бандажи, снижающие напряжения от расчетных нагрузок и их сочетаний. Размеры и место установки бандажей определяются в проекте расчетным путем в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 [11].

5.5.4 В связи с увеличением нормативной снеговой нагрузки в СНиП 2.01.07-85 [30] возможна расчетная потеря устойчивости поясов стенки резервуара.

Если устойчивость каких-либо поясов стенки резервуара не обеспечена, в проекте на капитальный ремонт необходимо принять одно или несколько представленных ниже технических решений. Выбор технических решений необходимо производить с учетом наименьших затрат. При достижении устойчивости стенки резервуара одним из примененных технических решений следующие варианты не рассматриваются:

1) установка центральной стойки в резервуаре;

2) установка промежуточных колец жесткости на стенке резервуара;

3) замена поясов стенки резервуара.

5.6 Ремонт кровли резервуаров

5.6.1 Дефекты кровли ремонтируются методами наплавки, заменой дефектного участка вырезкой, полной или частичной замены кровли, специальными методами ремонта (п. 5.11).

5.6.2 Критерии выбора метода ремонта представлены в 5.2.1. При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов руководствоваться 5.2.2 и 5.2.3.

5.6.3 В целях обеспечения стока ливневых вод с поверхности стационарной крыши и отвода ливневых вод за пределы поверхности стенки резервуара следует предусматривать реконструкцию соединения стационарной крыши со стенкой резервуара при разработке проектов на капитальный ремонт резервуара.

5.6.4 Силовые конструкции крыши (балки, фермы, колонны и опорное кольцо) должны ремонтироваться и заменяться таким образом, чтобы под воздействием расчетных нагрузок напряжения не превышали уровня, определенного требованиями действующих правил и норм [11].

Для самонесущих бескаркасных крыш элементы соединения крыши со стенкой так же должны отвечать нормативным требованиям [11].

5.7 Ремонт понтонов

5.7.1 Ремонт понтонов должен проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соответствии с требованиями нормативых документов [11]. Конструктивные элементы понтонов, на которых обнаружены дефекты, должны быть отремонтированы или заменены. Ремонт незначительных дефектов понтонов допускается выполнять безогневыми способами.

5.7.2 Все соединения понтона, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, должны быть плотными и проверены на герметичность.

Замена или добавление основного или вспомогательного элемента затвора должны выполняться в соответствии с инструкцией изготовителя конструкций.

5.7.3 Ремонт понтонов из неметаллических материалов должен осуществляться в соответствии с рекомендациями изготовителя.

При появлении обдиров обкладочной резины и сквозных механических повреждений (порывов и пр.) в отдельных элементах уплотняющего затвора, дефектные элементы удаляют и заменяют новыми.

5.8 Ремонт днища

5.8.1 Выборочный ремонт днища

5.8.1.1 Дефекты днища ремонтируются методами наплавки, замены дефектного участка вырезкой, полной или частичной замены.

Критерии выбора метода ремонта представлены в 5.2.1. При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов, выполнении сварных соединений необходимо руководствоваться 5.2.2, 5.2.3, 5.3, 5.4. Ремонт наплавкой должен выполняться в соответствии с 5.2.4.

5.8.1.2 Критическими зонами для ремонта днища резервуара является зона окрайки в пределах 300 мм от стенки. В зонах окрайки запрещена установка заплаток и приварных накладок.

5.8.1.3 Днище, в котором выявлены недопустимые размеры хлопунов (вмятин) или складки, следует ремонтировать в соответствии с указаниями ремонтной документации одним из следующих способов:

- резкой по гребню конфигурации хлопунов и поджатие концов полотнища днища к основанию с последующей установкой накладок с закругленными углами (R≥50 мм) с перекрытием линии реза. Нахлест от края линии реза должен быть не менее 60 мм;

- в случае образования гофров или складок рекомендуется полная вырезка деформированного участка днища с заменой новыми листами, при этом листы свариваются встык на остающихся подкладках, или внахлест величиной не менее 30 мм.

Фиксирование хлопунов площадью более 3 м² путем засыпки пазух грунтовой смесью или цементным раствором не рекомендуется.

5.8.2. Замена днища резервуара

5.8.2.1 В случае сплошного коррозионного поражения листов днища выполняется его полная замена. Применяют полистовой способ замены днища и рулонированный (индустриальный).

При индустриальном способе ремонта с применением рулонированных заготовок листовых конструкций, изготавливаемых на заводах, сокращаются сроки ремонта и протяженность монтажных сварных швов.

При полистовом способе замены днища достигается более совершенная поверхность для нанесения антикоррозионного покрытия, что в свою очередь увеличит срок службы резервуара. Преимущество данного метода и в том, что последовательное наращивание укрупненных заготовок (полос) позволяет выполнить гидроизоляцию и тщательную подбивку по мере необходимости, что существенно снижает количество хлопунов.

5.8.2.2 При замене днища резервуара необходимо восстановить основание. Пустоты в основании должны быть заполнены песком, гравием или бетоном, должен быть выполнен гидроизолирующий слой.

Стенка резервуара должна быть прорезана ровным горизонтальным резом с минимальным расстоянием от шва соединения днища со стенкой. Края реза должны быть обработаны, чтобы удалить шлак и неровности, оставшиеся после операции резки.

5.8.2.3 Последовательность установки фрагментов днища и мероприятия по временной фиксации или усилению уторного узла должны быть разработаны в составе проекта производства работ.

5.8.2.4 При монтаже нового днища должны быть соблюдены требования настоящего документа, проектной документации и норм [11] к расположению и выполнению сварных соединений. Применяются чередующиеся нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке.

5.8.2.5 При необходимости замены листов первого пояса резервуара окраечные листы днища должны быть вырезаны и установлены новые листы. При этом должны быть соблюдены следующие требования:

- стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы и свариваются между собой на остающейся подкладке односторонними стыковыми швами;

- смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа при плотности прилегания к подкладкам с зазором не более 0,5 мм;

- стыки окраек днища должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от вертикальных сварных соединений первого пояса стенки;

- выступ листов окраек и подкладок от наружной поверхности стенки резервуара должен быть не менее 30 мм, но не более 60 мм. Края реза окраек и днища должны быть обработаны шлифовальным кругом;

- нахлест центральной части днища на кольцо окраек должен быть не менее 50 мм, но не более 100 мм;

- предельно-допустимые отклонения размеров и формы смонтированного кольца окраек не должны превышать значений, указанных в нормативных документах [11].

5.8.2.6 Под опоры понтона и их направляющие стойки должны быть установлены подкладные листы.

5.9 Ремонт патрубков стенки резервуара

5.9.1 Зоны врезок патрубков и люков, расположенных в нижних поясах резервуара, подвергаются воздействию усилий и изгибающих моментов от гидростатического нагружения, нагрузок от трубопроводов, осадок резервуара. Внешние нагрузки от присоединяемых трубопроводов рекомендуется минимизировать с помощью компенсационных устройств.

Конструкция патрубков стенки, их усиливающие листы, а также требования к сварным соединениям должны соответствовать требованиям норм [11].

5.9.2 Края отверстий, вырезанных в стенке резервуара для установки патрубков и люков, должны быть очищены и не иметь шероховатостей, превышающих 1 мм, а для конструкций возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С - 0,5 мм.

5.9.3 Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками (воротниками), располагаемыми по периметру отверстий. Допускается установка патрубков с условным проходом до 50 мм без усиливающих накладок.

Рекомендуется выбирать толщину накладки, равную толщине стенки. Рекомендуемые значения размеров патрубка и усиливающих накладок должны соответствовать нормируемым требованиям [11].

5.9.4 Прочность материала накладок должна быть такой же как у материала стенки. Усиливающие накладки должны быть снабжены контрольными отверстиями диаметром 10 мм, располагаемыми на горизонтальной оси патрубка или люка. В случае изготовления усиливающей накладки из двух частей, сваренных горизонтальным швом, контрольные отверстия (по одному в каждой части накладки) располагаются в средней части по высоте полунакладки.

5.9.5 Патрубки в стенку резервуаров должны ввариваться сплошным швом с полным проплавлением стенки. Расстояние до существующих сварных швов стенки должны соответствовать значениям 5.2.2.

5.9.6 Люки - лазы, предназначенные для проникновения внутрь резервуара при его монтаже, осмотре и проведении зачистки, ремонтных работах, должны иметь условный проход не менее 600 мм. Конструктивное исполнение и размеры (параметры) люков-лазов и овального люка-лаза 600´900 мм должны соответствовать установленным нормам [11].

5.10 Исправление осадки резервуара

5.10.1 Наиболее распространенными являются следующие виды осадок резервуара:

- равномерная по площади;

- равномерная по наружному контуру;

- неравномерная по площади;

- неравномерная по наружному контуру.

5.10.2 При ремонте равномерной по площади осадки производится искусственное закрепление грунтов, переврезка ПРП или установка дополнительных компенсаторов. При этом необходимо предусмотреть отвод ливневых вод от уторного шва резервуара.

5.10.3 При равномерной осадке по наружному контуру выполняют осесимметричный подъем домкратами, равномерно установленными по периметру резервуара. В проекте ремонта необходимо предусмотреть исследование свойств и меры по увеличению несущей способности грунтов оснований.

5.10.4 Неравномерная по площади осадка сводится к ремонту хлопунов либо к частичной замене металлоконструкций с одновременным ремонтом основания и гидрофобного слоя.

Для свайных фундаментов ремонт выполняется частичным удалением металлоконструкций и ремонтом оголовков свай либо несущих плит с последующим восстановлением удаленных элементов.

5.10.5 Неравномерная по наружному контуру осадка может быть исправлена подъемом при помощи домкратов опущенной части резервуара и стабилизации грунтов основания.

Неравномерная осадка окрайки резервуара может быть устранена устройством под окрайкой фундамента из монолитного железобетона.

5.10.6 Крен резервуара исправляется при помощи подъемных устройств с использованием гидродомкратов.

Подъемные устройства, независимо от конструкции, следует устанавливать равномерно по периметру резервуара, со смещением относительно вертикальных сварных швов стенки не менее 0,5 м. Запрещается устанавливать подъемное устройство возле монтажного сварного шва ближе, чем на 1 м. При исправлении крена суммарная грузоподъемность применяемых устройств должна составлять не менее 80 % от веса поднимаемого резервуара. Количество домкратов определяется расчетом в проекте на ремонт.

5.10.7 Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (по объему):

- песок крупностью 0,1… 2 мм - от 80 до 85 %;

- песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 40 до 20 %.

В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы по ГОСТ 11955, мазуты по ГОСТ 10585. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по объему смеси.

5.10.8 Для исправления геометрического положения малогабаритных резервуаров допускается приваривать ребра жесткости к стенке резервуара через подкладные пластины, под которые устанавливаются домкраты.

5.11 Безогневые способы ремонта

5.11.1 Область применения

В аварийных ситуациях, а также при необходимости устранения каких-либо локальных дефектов или повреждений допускается использование безогневого (холодного) метода ремонта, который может быть выполнен в срочном порядке без зачистки резервуара и без вывода его из эксплуатации (применение герметизирующих материалов или низкотемпературной индукционной пайки). Ремонт дефектных мест герметизирующими материалами не требует специального оборудования.

Холодные методы при ремонте резервуаров и металлических понтонов допускается применять для герметизации:

- газового пространства резервуара, кровля которого имеет небольшое число сквозных коррозионных повреждений;

- сварных соединений кровли.

Ремонт трещин, обширных коррозионных повреждений нижних поясов стенки, окраек и листов днища применением герметизирующих материалов не допускается.

Низкотемпературная индукционная пайка может применяться для герметизации сквозных дефектов, а также ликвидации локальных очагов коррозии при ремонте верхних поясов стенок, металлических понтонов, кровли резервуаров, а также трубопроводов без их зачистки.

Качество ремонта холодными методами зависит от соблюдения технологии производства работ, от качества подготовки поверхности дефектного участка, поддержания требуемого температурного режима в процессе ремонта.

Необходимо вести строгий пооперационный контроль всего технологического процесса ремонтных работ с применением специальных методов.

5.11.2 Ремонт с применением герметизирующих материалов

Герметизация дефектов элементов конструкций резервуаров осуществляется применением клеевых составов на основе эпоксидных смол, композитных материалов. Существуют составы «Компомит», «Маком-1», материалы фирмы «Диамант», «Амерон», двухкомпонентные пастообразные молекулярметаллы, которые после приготовления однородного замеса обладают высокой скоростью затвердевания (например, «Рапид»), и т.п. Все применяемые для герметизации дефектов материалы должны быть сертифицированы и согласованны в установленном порядке.

Для герметизации пор, трещин, ликвидации раковин, выбоин, сквозных дефектов на горизонтальных и вертикальных поверхностях применяют так же клеи-компаунды (например, марок «Анатерм»).

Устранение мелких трещин допускается осуществлять герметизирующими наклейками. Для увеличения прочности и эксплуатационной надежности ремонтных зон следует применять усиливающие накладки из стеклоткани, стали, или их сочетание.

Устранение дефектов на кровле и понтоне может осуществляться путем наложения металлических заплат на клей на основе эпоксидной смолы. Крупные дефектные места ремонтируют с помощью эпоксидных составов с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани.

Герметизирующие материалы должны иметь соответствующие сертификаты качества, в том числе на восстановление элементов конструкций резервуаров, контактирующих с нефтепродуктами.

Технология ремонта с использованием указанных материалов должна разрабатываться специализированными организациями с оформлением проектов на ремонт или соответствующих технологических карт.

Дефекты, устраненные холодными методами, должны быть ликвидированы огневыми методами при последующем капитальном ремонте.

Для обеспечения надежности отремонтированных с использованием композитных материалов конструкций необходимо высокое качество подготовки поверхности металла в зоне ремонта в соответствии с требованиями изготовителя клеевого состава. Основными требованиями по подготовке поверхности являются:

- дефектное место и прилегающий участок на расстоянии 40-80 мм перед наложением герметизирующих материалов тщательно зачистить от любых загрязнений и осушить. Зачистка дефектных участков возможна химическими методами с применением растворов для удаления продуктов коррозии в соответствии с ГОСТ 9.907 и требованиями предприятия-изготовителя;

- перед нанесением клеевого состава зачищенное место обезжирить растворителями, а алюминиевые поверхности - щелочным раствором;

- с целью улучшения адгезии «загрубить» поверхность (напильником, шлифшкуркой, наждаком, абразивным кругом).

Работы по ремонту с применением эпоксидных составов должны выполняться по наряду - допуску на газоопасные работы.

Ремонт мелких трещин холодными способами ремонта должен осуществляться после установки границ трещин засверловкой отверстий диаметрами 6-8 мм по концам трещин. Засверловку следует выполнять ручной дрелью. Во избежание образования искр место сверления должно постоянно охлаждаться.

При устранении дефекта с использованием армирующей ткани каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного места и ранее уложенного армирующего слоя на 20-30 мм.

Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя уплотняется для удаления воздушных пузырей между слоями и металлом. На верхний слой наносят слой эпоксидного клея с последующим лакокрасочным покрытием.

Отремонтированное дефектное место после окончания работ должно быть выдержано в течение 48 часов при температуре от 15 до 25 °С для отвердения, если иное не указано в инструкции по применению клеевого состава.

5.11.3 Ремонт резервуаров с использованием низкотемпературной индукционной пайки

Безопасность ремонтных работ с использованием низкотемпературной индукционной пайки должна быть обеспечена применением специальных низкотемпературных припоев, индукционного нагревателя, безискрового инструмента и аппаратуры во взрвывобезопасном исполнении.

При выполнении ремонтных работ индукционной пайкой с целью уточнения контуров и размеров скрытых дефектов необходимо обеспечить контрольный прогрев зоны металла вокруг ремонтируемого дефекта в радиусе не менее 100 мм.

Для пайки сквозных дефектов (трещин, коррозионных язв, свищей) в резервуарах, заполненных продуктом, необходимо выполнить предварительную герметизацию путем запрессовки в полость дефекта металлической заглушки с самофлюсующим покрытием, образующим в контакте с применяемым припоем сплав с более низкой температурой плавления, чем сам припой.

После герметизации сквозного дефекта необходимо произвести механическую обработку поверхности дефектного участка, обезжирить ее и нанести низкотемпературный паяльный флюс, после чего произвести индукционную пайку специальным низкотемпературным припоем.

Выполнение низкотемпературной индукционной пайки при ремонте резервуаров и трубопроводов должно проводиться в соответствии с разработанной технологической картой.

5.12 Устранение дефектов антикоррозионных покрытий

Дефекты антикоррозионных (внешних и внутренних) покрытий, обнаруженные при обследовании, подлежат устранению.

Дефектный участок покрытия следует удалить механическим способом, поверхность зачистить до металлического блеска, при необходимости обезжирить. Чистота поверхности на ремонтируемом участке должна быть восстановлена до удовлетворения требований к подготовке поверхности (Приложения А.6, Л). Поверхности, смежные с теми, на которые наносится покрытие, должны быть защищены от повреждений в процессе абразивной очистки.

Нанести лакокрасочные материалы по технологии, соответствующей технологии нанесения основного покрытия. Толщина покрытия в зоне ремонта должна соответствовать толщине основного покрытия.

Требования к материалам, технике и технологии нанесения покрытия, качеству оборудования и услуг, качеству нанесенного покрытия при устранении дефектов покрытия аналогичны требованиям для первичного нанесения покрытий.

После проведения частичной диагностики (с зачисткой сварных швов) нарушенное антикоррозионное покрытие следует восстановить. Восстановление нарушенных участков покрытия должно осуществляться теми же материалами и по той же технологии, что и основное покрытие.

После проведения антикоррозионных работ запрещается приварка любых элементов к конструкциям резервуара.

Качество покрытия контролируют проверкой толщины мокрого слоя и визуальным контролем сплошности на наличие неокрашенных участков; после высыхания контролируют визуально внешний вид, толщину сухой пленки, сплошность покрытия.

5.13 Прочие ремонты

5.13.1 Ремонт обвалования

При несоответствии геометрических размеров обвалования требованиям проекта производится дополнительная подсыпка дефектных участков до проектного уровня.

Качество выполненных работ (высотные отметки гребня вала и дна каре) определяются нивелированием не ниже III класса точности. Расстояние между соседними точками измерения не должно превышать 10 м.

При отсутствии в каре твердого покрытия выполнить пешеходные дорожки от перехода через обвалования до лестницы резервуара шириной не менее 0,75 м.

5.13.2 Ремонт отмостки

При выявлении в результате обследования резервуаров разрушений отмостки и несоответствия геометрических размеров отмостки требованиям проекта производится ремонт отмостки резервуаров.

Ремонт отмостки выполняется следующим образом: после удаления старой отмостки и подготовки поверхности в соответствии с проектными отметками кладется слой щебня толщиной 10 см, уплотняется ручными катками, готовится опалубка для заливки бетона и арматурная сетка с ячейками, толщина армированного бетона должна быть не менее 12 см.

Через 3 м по периметру резервуара выполняют температурные швы из доски толщиной 20...30 мм, с заполнением шва сверху на глубину 25 мм аэродромным полимерным герметиком холодного отвердения типа АПГХО (ТУ 5775.002-10613873-96). Ширина отмостки должна составлять не менее 1 м, уклон в сторону кольцевого бетонного лотка не меньше 1:10. Для обеспечения беспрепятственного стока воды вокруг резервуара устраивается бетонный лоток шириной по дну 0,3 м и глубиной не более 0,4 м с уклоном стенок 1:1,5. Лоток выполнять с уклоном не менее 0,005 к трапу производственно-дождевой канализации у сифонного крана РВС. В местах подхода к оборудованию, люкам-лазам и лестницам выполняются переходы с засыпкой лотка щебнем фракции 40...70 мм шириной 1 м по верху перехода.

Запрещается использование асфальта в качестве материала для устройства отмостки.

5.13.3 Ремонт технологических трубопроводов в каре

Ремонт дефектных участков технологических трубопроводов до коренных задвижек производится в следующей последовательности:

а) вырезка дефектного участка. Вырезку дефектной катушки производить с помощью оборудования для безогневой резки;

б) установка ПЗУ (пневмотических заглушающих устройств);

в) подготовка концов трубопроводов под монтаж и сварку;

г) подготовка новой катушки (вставки);

д) подгонка вставки по месту;

е) прихватка и сварка вставки в трубопровод;

ж) контроль сварных стыков;

з) гидроиспытание (как правило, испытание участка трубопровода на прочность и плотность проводится водой в соответствии с проектом и нормами; в исключительных случаях допускается испытание нефтепродуктом или воздухом и ввод в эксплуатацию отремонтированного участка трубопровода с последующим плановым переиспытанием данного участка водой на прочность и плотность).

При капитальном ремонте резервуара на приемо-раздаточных патрубках резервуаров при необходимости должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар.

Для подводящих трубопроводов Ду 400 мм и менее рекомендуется предусматривать трубную систему компенсации. Для подводящих трубопроводов Ду 500 мм и более - угловую систему компенсации с поворотными карданными (сильфонными) компенсаторами.

Компенсаторы относятся к неремонтируемым изделиям. В случае несоответствия компенсатора требованиям технических условий - компенсатор подлежит замене. Монтаж и эксплуатацию компенсаторов и суппортов производят в соответствии с инструкциями предприятиия-изготовителя.

Допустимые монтажные деформации компенсаторов должны быть в пределах норм на смещение и параллельность присоединительных поверхностей соединения трубопроводов, установленных техническими условиями.

Компенсатор после сборки должен быть подвергнут контролю и гидравлическому испытанию при давлении указанном в техническом условии изготовителя.

5.13.4 Ремонт технологического оборудования резервуаров

В процессе текущего ремонта проводятся замена и восстановление узлов и деталей, имеющих наиболее низкие показатели долговечности, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу оборудования до следующего планового ремонта. Текущий ремонт оборудования резервуаров предусматривает следующие виды работ:

- работы по техническому обслуживанию;

- проверку состояния заземления;

- вскрытие, чистку, частичную разборку, демонтаж (при необходимости);

- замену вышедших из строя элементов;

- проверку основных режимов работы в контрольных точках, регулировку.

При капитальном ремонте резервуаров необходимо заменять технологическое оборудование при его неудовлетворительном техническом состоянии, системы обнаружения и тушения пожара, контрольно-измерительные приборы и приборы системы автоматики в соответствии с техническим заданием.

В объем капитального ремонта, средств КИП и А, кроме работ, предусмотренных текущим ремонтом входят:

- полная разборка, чистка, наладка, регулировка узлов и деталей и испытание этих средств;

- замена дефектных узлов и деталей;

- возможная модернизация средств автоматики и АСУ;

- восстановление антикоррозионных покрытий.

Для увеличения полезной емкости резервуаров при разработке проектов на капитальный ремонт рекомендуется предусматривать следующие мероприятия:

- установку опорных стоек понтона с переменной высотой на резервуарах с понтоном;

- использование направляющих стоек понтона для установки приборов измерения уровня и отбора проб нефтепродуктов.

Присоединения конструктивных элементов к стенке резервуара должны удовлетворять требованиям норм [11].

6 Контроль качества ремонтных работ

6.1 Общие положения

6.1.1 Существуют следующие виды контроля качества выполняемых ремонтных работ: входной, операционный и приемочный.

При входном контроле проверяется наличие сопроводительных документов (паспортов, сертификатов, соответствие ТУ условиям договора на поставку и т.д.), по которым устанавливается возможность применения материалов, комплектующих деталей.

При операционном контроле во время выполнения или после завершения определенной технологической операции определяют соответствие технологических параметров проектной и технологической документации.

Приемочный контроль качества осуществляют на основании данных входного и операционного контроля, а также периодических (выборочных) и приемо-сдаточных испытаний.

6.1.2 Для обеспечения качества выполнения ремонтно-строительных работ необходимо осуществлять технический надзор в соответствии РД 08-296-99 [31], СО 01-06-АКТНП-001-2005 [4].

Оценка качества ремонтно-строительных работ по капитальному ремонту резервуаров должна производиться на основе оценок качества отдельных видов работ. При оценке качества ремонтно-строительных работ должно проверяться соблюдение технологических параметров, установленных в проекте ПР.

Технический надзор осуществляет:

- проверку соответствия выполненных работ проектным решениям;

- контроль за производством скрытых работ с составлением актов на скрытые работы;

- приемку отремонтированных конструкций.

Проверка соответствия выполненных ремонтно-строительных работ требованиям проекта, нормативных документов и стандартов должна осуществляться, в зависимости от характера контролируемых параметров и требований, инструментально (измерениями, испытаниями) и визуально. Необходимость сплошной или выборочной проверки, объем и способы контрольных измерений и испытаний следует определять, исходя из требований нормативных документов и стандартов на данный вид работ.

6.1.3 На применяемые для ремонта материалы исполнитель работ должен предъявлять сертификат соответствия или заключение специализированной лаборатории на соответствие материала требованиям проекта, нормативным документам и стандартам.

6.2 Контроль качества сварных соединений

6.2.1 При сооружении, ремонте и реконструкции резервуаров, применяются следующие виды контроля качества сварных соединений:

- механические испытания сварных соединений образцов-свидетелей для оценки механических свойств сварных соединений. Количество образцов для испытаний определяется по ГОСТ 6996;

- визуальный контроль всех сварных соединений резервуара;

- измерительный с помощью шаблонов, линеек, отвесов, геодезических приборов и т.д.;

- контроль герметичности (непроницаемости) сварных швов с использованием проб «мел-керосин», вакуумных камер, избыточного давления воздуха или цветной дефектоскопии;

- физические методы для выявления наличия внутренних дефектов: радиографическая или ультразвуковая дефектоскопия, а для контроля наличия поверхностных дефектов с малым раскрытием - магнитография или цветная дефектоскопия;

- гидравлические и пневматические прочностные испытания конструкций резервуара.

При ремонте резервуаров наряду с физическими методами контроля должны быть проведены механические испытания контрольных сварных соединений.

6.2.2 Методы и объемы контроля всех сварных соединений конструкций резервуара, нормативы для оценки дефектности сварных швов и последовательность работ должны быть указаны в проектной документации (в технологических картах проекта ПР на сварку и контроль качества). Контроль качества сварных швов следует проводить в соответствии с требованиями настоящего документа (таблицы 6.1., 6,2), рабочими чертежами проекта и разработанной технологией сварки.

6.2.3 Допускаемые отклонения размеров сечения швов сварных соединений от проектных не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264, ГОСТ 8713, ГОСТ 14771.

Все прожоги на поверхности основного металла сваркой должны быть зачищены абразивным кругом на глубину не менее 0,5 мм. Ослабление сечения при обработке сварных соединений не должно превышать 3 % толщины металла. Швы сварных соединений и конструкций по окончании сварки должны быть очищены от шлака, брызг и натеков металла. Приваренные сборочные приспособления необходимо удалять без применения ударных воздействий, а места их приварки зачищать до основного металла с удалением всех дефектов.

6.2.4 К недопустимым внешним дефектам сварных соединений относятся трещины любых видов и размеров, наплывы, грубая чешуйчатость, наружные поры, прожоги, свищи. Размеры дефектов сварных швов не должны превышать величин, указанных в СНиП 3.03.01-87 [9], ГОСТ 23055, РД 03-606-03 [19].

Таблица 6.1 - Объем контроля сварных соединений и металлоконструкций резервуаров при рулонной сборке

Таблица 6.2 - Объем контроля сварных соединений и металлоконструкций резервуаров при полистовой сборке

Таблица 6.3- Подрезы основного металла

6.2.5 По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

- иметь гладкую или равномерно-чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов), высота или глубина впадин не должна превышать 1 мм;

- металл шва должен иметь плавное сопряжение с основным металлом;

- наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, не иметь дефектов, выходящих за допустимые пределы;

- подрезы основного металла допускаются не более величин, указанных в таблице 6.3, длиной не более 10 % длины шва;

- выпуклость или вогнутость углового шва - не более 20 % величины катета шва;

- все кратеры должны быть заварены;

- смещение свариваемых кромок относительно друг друга для стыковых соединений одной толщины допускается не более 1 мм при толщине деталей до 10 мм; при толщине более10 мм - 10 % толщины, но не более 3 мм.

6.2.6 Контроль непроницаемости, герметичности швов сварных соединений следует, производить пузырьковым или капиллярным методом в соответствии с ГОСТ 3242 (под непроницаемостью следует понимать способность соединения не пропускать воду или другие жидкости; под герметичностью следует понимать способность соединения не пропускать газообразные вещества).

Контроль герметичности сварных швов с использованием материалов «мел-керосин» следует производить путем обильного смачивания швов керосином. На противоположной стороне шва, покрытого водной суспензией мела, не должны появляться пятна.

Продолжительность контроля капиллярным методом зависит от толщины металла, типа сварного соединения и температуры испытания. Заключение о наличии в сварном соединеии сквозных дефектов делается не ранее 1 ч после нанесения на шов индикатора сквозных и поверхностных дефектов.

При вакуумном способе контроля браковочным признаком служит появление пузырьков в нанесенном на сварное соединение мыльном или другом пенообразующем растворе.

6.2.7 Сварные соединения днищ резервуаров, центральных частей понтонов следует проверять на непроницаемость вакуумированием, а сварные соединения закрытых коробов понтонов - избыточным давлением.

Непроницаемость сварных соединений стенок резервуаров с днищем должна быть проверена методом керосиновой пробы или вакуумным методом.

Сварные соединения крыш резервуаров следует контролировать на герметичность вакуумом до гидравлического испытания или избыточным давлением в момент гидравлического испытания резервуаров.

6.2.8 Радиографический контроль (рентгено - или гамма-просвечивание) в соответствии с ПБ 03-605-03 [11] выполняется только после приемки сварных соединений по визуальному контролю.

Допускаемые виды и размеры внутренних дефектов в сварных соединениях при радиографическом контроле регламентируются ГОСТ 23055.

Контроль ультразвуковой дефектоскопией проводится в соответствии с ГОСТ 14782.

6.2.9 Для контроля наличия поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, не видимых невооруженным глазом, используют магнитографию или цветную дефектоскопию (таблица 6.1).

Магнитопорошковой или цветной дефектоскопии подлежат:

- места удаления технологических приспособлений;

- сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуаров после их термической обработки.

6.2.10 Механические испытания контрольных образцов проводят при наличии требований в проектной документации, чертежах КМ, к показателям прочности, пластичности и вязкости металла шва и зоны термического влияния сварного соединения.

6.2.11 Квалификационные требования к осуществлению контроля качества сварочных работ:

- квалификация дефектоскопистов при радиографическом контроле должна быть не ниже 2 -го уровня. Расшифровка рентгеновских пленок должна производиться специалистом с квалификацией не ниже 2-го уровня по ИСО 9712;

- квалификация дефектоскопистов при ультразвуковом контроле должна быть не ниже 2-го уровня по ИСО 9712.

6.3 Гидравлические испытания резервуара на прочность и герметичность

Гидравлические испытания вертикального стального резервуара (РВС, РВСП) проводятся после окончания ремонтных работ, за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли и верхних поясов, в соответствии с разделом 2.2.

По окончании строительно-монтажных работ на ремонтируемом резервуаре или в процессе его ремонта до начала проведения гидравлических испытаний проводится техническое диагностирование конструкций, подвергшихся ремонту.

До начала испытания резервуара должны быть получены заключения по контролю сварных швов днища, коробов, патрубков и опорных стоек понтона, заключение по контролю физическими методами стыков стенки резервуара, заключение по контролю уторного шва стенки с окрайками днища.

Гидравлические испытания, как правило, проводятся строительно-монтажной организацией, выполнявшей ремонт резервуара. До начала испытаний совместным приказом подрядчика и заказчика, с привлечением при необходимости специалистов других организаций, создается комиссия по проведению испытаний, назначается руководитель испытаний, определяются порядок проведения испытаний и меры безопасности.

Герметичность кровли резервуара при гидравлическом испытании проверяют заполнением водой на высоту 1 м. Все люки на корпусе и кровле закрывают заглушками. Указанное избыточное давление можно создавать компрессором.

Во время гидравлического испытания резервуары со стационарной крышей без понтона должны быть испытаны также на внутреннее избыточное давление и вакуум в соответствии с разделом 2.2.

Гидроиспытания резервуара производят до выполнения работ по антикоррозионной защите.

В процессе гидравлического испытания резервуаров необходимо выполнить геодезический контроль за осадкой основания и фундамента, деформаций отдельных элементов резервуара в объеме указанном в п. 2.2.14 настоящих Правил.

7 Требования безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков

7.1 Промышленная безопасность и охрана труда

7.1.1 Общие положения

7.1.1.1 Требования по промышленной безопасности и охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются Федеральными законами «Об основах охраны труда в РФ», «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, решениями и указаниями органов государственного надзора, Минпромэнерго России и ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Работники, принимаемые для выполнения работ по обслуживанию резервуаров и резервуарных парков, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебные комбинаты, учебно-тренировочные центры и т.д.).

Профессиональная подготовка персонала, повышение его квалификации, проверка знаний требований промышленной безопасности и охраны труда и инструктажи должны проводиться в соответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых актов по организации охраны труда и промышленной безопасности.

7.1.1.2 Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

7.1.1.3 Проверка состояния здоровья работника проводится до приема на работу, а также периодически в порядке, предусмотренном Министерством здравоохранения и социального развития Российской Федерации.

К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, отвечающие соответствующим квалификационным требованиям и не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах, прошедших проверку знаний требований охраны труда, все виды инструктажей.

7.1.1.4 При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

-токсичность нефтепродуктов и его паров;

- образование взрывоопасной среды;

- загазованность воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень статического электричества;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- выполнение работ на высоте;

- повышенная или пониженная подвижность воздуха;

- недостаточная освещенность на рабочем месте;

- воздействие на организм человека электрического тока;

- повышенная или пониженная влажность воздуха.

7.1.1.5 Персонал по обслуживанию резервуарных парков до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях.

7.1.1.6 Персонал по обслуживанию резервуаров обязан соблюдать требования настоящих Правил, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

В каждом структурном подразделении ОАО должны быть разработаны и утверждены главным инженером ОАО «Инструкция по охране труда при эксплуатации резервуарных парков» и производственные инструкции по эксплуатации резервуаров и его оборудования, учитывающие опасные и вредные факторы нефтепродуктов, хранящихся в резервуарном парке, особенности конструкции резервуаров и применяемого оборудования для резервуара.

Каждый работник, если он не может принять меры к устранению нарушений настоящих Правил, должен немедленно сообщить вышестоящему руководству обо всех замеченных нарушениях, представляющих опасность для людей, неисправностях электроустановок, механизмов, средств защиты и.т.д.

7.1.1.7 Дороги и проезды на территории резервуарного парка необходимо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега.

Возможность закрытия отдельных проездов и участков дорог для ремонта или по другим причинам должна согласовываться с пожарной охраной предприятия. На период ремонтных и других работ на дорогах должны быть оставлены проезды шириной не менее 3,5 м или устроены мостики через траншеи.

В местах прохода работников через трубопроводы следует оборудовать переходные площадки или мостики с перилами, которые должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

Территория резервуарного парка и площадки внутри обвалования должны периодически очищаться от земли, пропитанной нефтепродуктами, мусора, посторонних предметов. В летнее время трава должна быть скошена и вывезена в сыром виде.

На территории резервуарного парка запрещается курение и применение открытого огня (спичек, факелов, керосиновых фонарей и т.п.).

По территории резервуарного парка запрещается проезд автотранспорта, тракторов, спецтехники без искрогасителей.

Не допускается пребывание на территории резервуарных парков лиц, не имеющих непосредственного отношения к обслуживанию резервуаров, оборудования и к их ремонту.

7.1.1.8 Обвалование резервуаров должно содержаться в исправном состоянии.

При каких-либо работах на территории резервуарного парка не допускается нарушение целостности обвалования.

Запрещается переход через обвалование в неустановленных местах.

7.1.1.9 В темное время территория резервуарного парка должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности и пожарной безопасности.

Для местного освещения в темное время суток должны применяться переносные взрывобезопасные аккумуляторные светильники напряжением не более 12 В, включать и выключать которые следует за обвалованием или ограждением резервуарного парка.

7.1.1.10 Резервуарный парк должен быть оборудован аварийной пожарной сигнализацией, телефонной (радиотелефонной) связью с руководителем ПС (ЛПДС), ближайшей пожарной частью.

7.1.1.11 Если на территории парка трубопроводы смонтированы на высоте более чем на 0,5 м от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостки с перилами. Лестницы и переходные мостки должны быть изготовлены из просечно-вытяжной стали. В зимнее время переходные мостки очищаются от снега.

Не допускается использовать в работе неисправные лестницы и ограждения. Лестницы и их перила необходимо содержать в чистоте, очищать от грязи и снега. Очистка от снега металлических люков колодцев, резервуарных лестниц и крыши резервуара производить только деревянными лопатами. Запрещается загромождать лестницу, площадки и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования, лестницы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.044.

7.1.1.12 Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные таблички у входа в резервуарный парк, около резервуаров или у отдельно стоящего молниеотвода, прожекторной мачты.

7.1.2 Требования к безопасности и охране труда при выполнении технологических операций

7.1.2.1 При производстве работ в резервуарных парках должны выполняться требования инструкций по охране труда при проведении сливо-наливных операций в резервуарном парке, проведении огневых и газоопасных работ, при работе на высоте и требования других инструкций по профессиям и видам работ в резервуарном парке.

Работники, обслуживающие резервуарные парки, должны знать схему расположения трубопроводов и назначение всей запорной арматуры, чтобы в процессе эксплуатации, а также при аварии или пожаре быстро и безошибочно производить необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь технологический номер, соответствующий технологической схеме обозначаемый краской на стенке резервуара.

Состояние оборудования резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Техническое обслуживание и ремонт вентиляционных патрубков, огневых предохранителей, люков и др. оборудования необходимо проводить после прекращения сливо-наливных операций.

Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах, должны иметь технологический номер и указатель состояния («Открыто» и «Закрыто»).

При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек подключаемого резервуара. Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефтепродукта, связанные с отключением действующего и подключением нового резервуара, запрещаются.

В случае перелива нефтепродукта из резервуара необходимо немедленно прекратить заполнение отключением наливного насоса и, если резервуар не имеет переливного устройства, открыть задвижки на опорожнение перелитого резервуара в свободную емкость для понижения уровня нефтепродукта до максимального рабочего в соответствии с технологической картой.

7.1.2.2 При закачке нефтепродукта в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше плюс 20 °С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка с помощью стационарных или переносных газоанализаторов. Согласно ГН 2.2.5.1313-03 [32] ПДК для углеводородов С₁-С₁₀ в пересчете на С составляет 300 мг/м³. Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии 10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны.

При достижении предельно допустимой концентрации вредных веществ (ПДК) должны приниматься меры по выявлению и устранению источников повышенной загазованности.

Замер концентраций паров должен проводиться не реже 1 раза в смену - в каре резервуарных парков с резервуарами типа РВСП; 1 раза через 4 часа - в каре с резервуарами типа РВС.

Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

7.1.2.3 Технологические трубопроводы, сети теплоснабжения, канализации, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели, соответствующие генплану.

7.1.2.4 При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

В случаях ручного отбора проб и замера уровня нефтепродукта, спуска подтоварной воды, открытия замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны. При работе у открытых люков последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом. Запрещается заглядывать без противогазов в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами. Для безопасного спуска с резервуара и доставки проб нефтепродукта с места отбора в лабораторию обслуживающему персоналу следует переносить пробы в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

7.1.2.5 Не допускается выполнение работ на высоте в открытых местах при скорости ветра 15 м/сек и более, при гололеде, грозе или тумане, исключающих видимость в пределах фронта работ. При работах с конструкциями с большой парусностью работы по их монтажу (демонтажу) должны быть прекращены при скорости ветра 10 м/сек и более.

7.1.3 Требования безопасности и охраны труда при зачистке, подготовительных и ремонтных работах

7.1.3.1 Безопасность работ по зачистке резервуаров должна обеспечиваться строгим соблюдением регламента безопасной организации и проведения этих работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» [68].

7.1.3.2 Резервуар перед ремонтом должен быть выведен из работы, надежно отсоединен от всех трубопроводов с установкой заглушек, очищен от остатков нефтепродуктов, промыт, провентилирован. Готовность резервуара к ремонту подтверждается актом (Приложение Б.3).

Работы по ремонту резервуаров должны проводиться в светлое время суток. Запрещается проводить ремонтные работы во время грозы, а также при установлении предельных значений температуры наружного воздуха и скорости ветра для данного климатического района.

7.1.3.3 Работы по зачистке, дегазации, ремонту (далее ремонтные работы) выполняются по наряду-допуску (Приложение Б.3) на проведение соответствующих работ повышенной опасности (газоопасных, огневых, работах на высоте и др.), после соблюдения всех мер безопасности и удовлетворительных анализов воздушной среды внутри резервуара.

7.1.3.4 К ремонтным работам допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, годные по состоянию здоровья к выполнению данных работ, прошедшие проверку знаний требований охраны труда, все виды инструктажей.

7.1.3.5 Для защиты от опасных и вредных производственных факторов обслуживающий и ремонтный персонал, в зависимости от вида выполняемых работ, должен быть обеспечен соответствующими спецодеждой, изготовленной из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124, другими средствами индивидуальной защиты (изолирующими шланговыми противогазами, спасательными поясами и канатами и др.), необходимыми инструментами, приспособлениями, приборами. Для защиты глаз от пыли, брызг, едких веществ, отлетающих частиц, твердых частиц, работающие должны пользоваться защитными очками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.013. При производстве электрогазосварочных работ должны применяться соответствующие защитные маски и очки со светофильтром. Контроль за правильностью хранения, выдачи, ухода и пользования средствами индивидуальной защиты (СИЗ) возлагается на инженеров по охране труда и на непосредственных руководителей работ, в чьем подчинении находятся данные работники.

7.1.3.6 К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если температура не превышает допустимые санитарные нормы и концентрация паров нефтепродукта в воздухе рабочей зоны составляет - не более ПДК при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств для:

- паров углеводородов 100 мг/м³;

- не более 2,0 г/м³ при выполнении отдельных видов работ внутри резервуара персоналом в защитных средствах органов дыхания.

На весь период проведения ремонтных работ в резервуаре должен быть обеспечен анализ воздушной среды. Первичный контроль газовоздушной среды должен проводиться в присутствии лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры в присутствии ответственного за проведение работ.

Анализ газовоздушной среды должен проводиться перед началом работ, после каждого перерыва в работе и в течение всего времени выполнения работ с периодичностью, указанной в наряде-допуске, но не реже чем через 1 час, а также по первому требованию работающих.

При внезапном увеличении загазованности выше ПДК в зоне производства работ необходимо приостановить все виды работ и в первую очередь огнеопасные. Работникам надеть, имеющиеся средства индивидуальной защиты органов дыхания, и срочно покинуть опасную зону, сообщить о случившемся руководителю ремонтных работ.

7.1.3.7 На месте проведения ремонтных работ должна быть питьевая вода и медицинская аптечка с необходимыми медикаментами.

7.1.3.8 Инструменты, применяемые при ремонтных работах, должны быть изготовлены из материалов, не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции. Электрооборудование и электроинструмент должны быть во взрывозащищенном исполнении и надежно заземлены.

7.1.3.9 В процессе выполнения внутри резервуара огневых, ремонтных работ, работ по монтажу моечного оборудования, ручной зачистке и т.п. необходимо проводить принудительную вентиляцию газового пространства резервуара.

Для ориентировки обслуживающего персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел, указывающий направление ветра. Запрещается проводить вскрытие и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

При зачистке внутренних стен резервуара следует пользоваться шланговым противогазом для защиты органов дыхания. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнальными веревками, свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находиться в руках у наблюдающего.

При работах внутри резервуара наблюдающий периодически должен опрашивать работающего о самочувствии путем подергивания спасательной веревки или окриком, в случае необходимости наблюдающие должны вытащить работающего наружу. Рекомендующие сигналы следующие: два рывка - все в порядке; три рывка - немедленный выход. У люка резервуара должны находиться не менее двух человек, готовых в случае необходимости оказать помощь работающим в резервуаре. При применении шлангового противогаза рабочие, находящиеся снаружи резервуара, должны следить за тем, чтобы приемный шланг не имел изгибов и конец шланга располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте.

Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 15 минут, а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 минут согласно [67].

При работе внутри резервуара двух и более человек воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов.

7.1.3.10 Работы на высоте должны проводиться в строгом соответствии с Межотраслевыми правилами по охране труда при работе на высоте (ПОТ РМ-012-2000 [33]). К работам на высоте относятся работы, при выполнении которых работник находится на высоте 1,3 м и более от поверхности земли (днища резервуара).

Основным средством предохранения работников от падения с высоты во время работы является его страховка предохранительным поясом по ГОСТ Р 50849.

Для выполнения работ на высоте необходимо предусмотреть наличие исправных оградительных средств по ГОСТ 12.4.059 и защитных приспособлений по ГОСТ 26887, ГОСТ 27321, ГОСТ 27372. Приставные лестницы по конструкции должны соответствовать требованиям ГОСТ 26887. Металлические леса должны быть заземлены.

При работах на высоте для защиты головы все работники, находящиеся в этой зоне, должны обеспечиваться касками по ГОСТ 12.4.087.

Для подъема тяжелых деталей надлежит применять соответствующие грузоподъемные средства, своевременно проверенные согласно действующим правилам Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России.

7.1.3.11 К проведению работ с переносным электроинструментом допускаются лица, прошедшие обучение, проверку знаний и имеющие запись в квалификационном удостоверении о допуске к выполнению работ с переносным электроинструментом и групп по электробезопасности не ниже II.

Ответственный за проведение работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже, чем у подчиненного персонала и руководствоваться требованиями Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок.

При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться.

Переносной электроинструмент, светильники, ручные электрические машины должны быть подключены только через устройство защитного отключения (УЗО).

Запрещается оставлять без надзора электроинструмент, присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющим допуска к работе с ним.

Запрещается работа с электроинструментом:

- при повреждении штепсельного соединения, кабеля или его защитной трубки;

- при неисправности выключателя;

- при вытекании смазки из редуктора;

- при появлении дыма;

- при повышенном шуме, стуке, вибрации;

- при поломке или появлении трещин в корпусе, защитном экране;

- при исчезновении электрической связи между металлическими частями корпуса и нулевым защитным штырем питающей вилки.

7.1.3.12 Перед началом огневых работ должны быть установлены границы опасной зоны. Радиус опасной зоны определяется проектом производства работ (ППР).

Электросварочные работы должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.003 с учетом требований ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.1.004, РД 09-364-00 [34], СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55].

Сварочный трансформатор, ацетиленовый генератор, баллоны со сжиженным газом должны быть размещены вне резервуара, в котором производится сварка.

Газовые баллоны следует хранить и применять в соответствии с требованиями правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Одновременное производство электросварочных и газопламенных работ внутри резервуара не допускается.

Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.

7.1.3.13 На все время гидравлических испытаний резервуара устанавливается обозначенная предупредительными знаками граница опасной зоны в радиусе не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием. Все контрольно - измерительные приборы, задвижки, вентили временных трубопроводов для проведения испытаний должны быть расположены за пределами обвалования на расстоянии не менее двух диаметров резервуара и установлены в одном месте под навесом. В случаях неожиданного понижения температуры наружного воздуха ниже плюс 5 °С должно быть предусмотрено утепление контрольно - измерительных приборов, трубопроводов и запорной арматуры.

Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок и только по команде ответственного за проведение испытаний.

7.1.3.14 При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему первую (доврачебную) помощь, вызвать скорую медицинскую помощь или отправить пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение.

Сообщить о случившемся руководителю ремонтных работ и руководителю ЛПДС, ПС. Сохранить до расследования обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент происшествия, если это не угрожает жизни и здоровью окружающих.

7.1.4 Дополнительные требования безопасности при проведении работ по нанесению антикоррозионных покрытий резервуаров

7.1.4.1 При выполнении работ по нанесению антикоррозионных покрытий резервуаров должны соблюдаться требования по охране труда и пожарной безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.005, ГОСТ 12.3.002, ГОСТ 12.3.008, ГОСТ 12.3.016, а также ГН 2.2.5.1313-03 [32].

7.1.4.2 Работы по нанесению покрытий на внутренние части резервуаров следует проводить после оформления наряда - допуска на проведение газоопасных работ в соответствии СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55] и выполнения всех подготовительных мероприятий по безопасному производству данных работ, после проверки отсутствия загазованности внутри резервуара, а также при условии обеспечения рабочей зоны приточно-вытяжной вентиляцией с 15 до 20 - кратным обменом воздуха. Для создания безопасных условий труда в рабочей зоне допускается использовать местный отсос воздуха.

7.1.4.3 Противокоррозионные работы должны быть максимально механизированы.

Работники, выполняющие работы должны знать:

- опасные, вредные производственные факторы, связанные с выполняемыми работами, вредные вещества в составе применяемых материалов в воздухе рабочей зоны и характер их действия на организм человека и средства, обеспечивающие устранение опасных и снижение действия вредных производственных факторов на работающих;

- способы оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

При выполнении работ необходимо соблюдать:

- инструкцию по порядку выполнения работы и содержанию рабочего места;

- инструкции по охране труда и пожарной безопасности;

- правила личной гигиены.

Уровень опасных и вредных производственных факторов не должен превышать допустимых значений, предусмотренных ГОСТ 12.0.003.

При смешении компонентов ЛКМ на открытых площадках необходимо наличие противопожарных средств по ГОСТ 12.4.021.

7.1.4.4 Организация производственных, подсобных помещений и рабочих мест должна соответствовать требованиям строительных и санитарных норм проектирования.

7.1.4.5 Работающим со взрыво- и пожароопасными вредными веществами и их смесями в течение рабочей смены периодически предоставляются перерывы в работе, продолжительность которых составляет 10 минут каждый час.

7.1.4.6 Основные и вспомогательные компоненты ЛКМ следует хранить в складских помещениях, оборудованных принудительной вентиляцией и средствами противопожарной защиты и пожаротушения в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.009 и исправной, герметично закрытой таре согласно ГОСТ 12.3.010, имеющей соответствующую маркировку. Основные и вспомогательные компоненты ЛКМ на рабочей площадке должны находиться в минимально необходимых количествах, но не менее сменной нормы.

7.1.5 Требования безопасности при проведении поверки резервуаров

7.1.5.1 Поверка резервуаров должна проводиться в соответствии с ГОСТ 8.570.

7.1.5.2 Резервуары подлежат поверке:

первичной - проводят после строительства и гидравлических испытаний резервуара перед вводом в эксплуатацию;

периодической - проводят по истечению срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта и при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость.

7.1.5.3 К поверке резервуаров после оформления наряда-допуска в соответствии СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55] допускаются лица, прошедшие обучение и аттестованные в качестве поверителя в установленном порядке и прошедшие инструктаж по безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

7.1.5.4 Перед началом поверки резервуара проверяют:

- исправность лестниц и перил резервуара;

- наличие заземления резервуара, насосной и установки при объемном методе поверки.

7.1.5.5 На резервуарах, не имеющих ограждений в виде перил по всей окружности крыши, работы проводят с предохранительным поясом, прикрепленным к надежно установленным элементам металлических конструкций крыши резервуара.

7.1.5.6 Базовую высоту резервуара или уровень поверочной жидкости в нем измеряют через измерительный люк. Избыточное давление в газовом пространстве резервуара должно быть равно нулю. После измерения крышку измерительного люка плотно закрывают.

При измерении каретку перемещают по стенке резервуара плавно без ударов о стенку.

7.1.5.7 Поверитель, проводящий отсчеты по линейке, не должен стоять под кареткой во время движения ее по стенке.

7.1.5.8 Средства, применяемые при поверке резервуара объемным методом, должны быть во взрывозащищенном исполнении для группы взрывоопасных смесей категории IIВ-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.010 и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе.

7.1.5.9 Содержание вредных паров и газов в воздухе внутри резервуара не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005.

7.2 Пожарная безопасность

7.2.1 Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров

7.2.1.1 Обеспечение пожарной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров должны отвечать требованиям проектной документации, правил пожарной безопасности в Российской Федерации [35], на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт» [13]; и других нормативно-технических документов.

7.2.1.2 Установки пожаротушения, орошения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действиям. К узлам управления установками противопожарной защиты и местам подключения к ним передвижной пожарной техники должен быть обеспечен свободный доступ.

Оснащение резервуарных парков первичными средствами пожаротушения должно соответствовать [13]. Пожарные щиты и емкости для песка должны устанавливаться с наружной стороны обвалования. Техническое обслуживание огнетушителей должно соответствовать требованиям НПБ 166-97 «Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации».

7.2.1.3 Техническое содержание систем, установок и средств пожарной автоматики должно удовлетворять требованиям РД 009-01-96 [70].

7.2.1.4 Техническое обслуживание и планово - предупредительный ремонт систем, установок и средств пожарной автоматики должны удовлетворять требованиям РД 009-01-96 [70].

7.2.1.5 Электрооборудование, используемое в резервуарах и резервуарных парках, должно быть во взрывозащищенном исполнении согласно ГОСТ 12.1.018, ГОСТ 12997, ГОСТ 22782.0, ПУЭ [37].

При техническом обслуживании и ремонте резервуаров и резервуарного оборудования в опасных зонах необходимо пользоваться инструментом и приспособлениями, исключающими искрообразование.

7.2.1.6 Ежегодно перед наступлением грозового сезона необходимо выполнить визуальный осмотр и ревизию молниеприемников, болтовых и сварных соединений контуров, обращая внимание на места соединения токоведущих элементов. Омическое сопротивление должно проверяться не реже одного раза в год в период наибольшего просыхания грунта (летом).

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

7.2.1.7 При необходимости ручного замера уровня и отбора проб указанные операции следует производить, как правило, в светлое время суток. Выполнять их во время грозы запрещается.

Места ручного отбора проб и измерения уровня нефтепродукта в резервуарах должны иметь достаточное освещение. Допускается использовать для освещения переносные светильники во взрывозащищенном исполнении, включение-выключение которых должно производиться вне обвалования.

Ручной отбор проб нефтепродукта и измерение уровня с помощью рулетки с лотом через замерный люк резервуара допускается только после прекращения движения жидкости (когда нефтепродукт находится в спокойном состоянии), перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен.

Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.).

7.2.1.8 Крышка люка после отбора пробы и замера уровня нефтепродукта должна быть закрыта. Закрывать крышку следует осторожно, не допуская падения и удара ее о горловину люка.

7.2.1.9 Обтирать ленту рулетки следует хлопчатобумажной ветошью. Запрещается использовать для этой цели шерстяную и шелковую ветошь.

7.2.2 Пожарная безопасность при зачистке и ремонте резервуаров

7.2.2.1 До начала ремонта резервуара должны быть разработаны проект производства работ и мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность в процессе подготовки и проведения ремонта, согласованные с пожарной охраной и утвержденные в установленном порядке.

7.2.2.2 Перед началом и во время выполнения ремонтных работ должен проводиться анализ воздуха в рабочей зоне на содержание вредных веществ, которые не должны превышать установленной санитарной нормы. Отбор проб для анализа из резервуаров с понтоном должен производиться из нижней части резервуара под понтоном и верхней - над понтоном.

7.2.2.3 Освещение внутри резервуара должно осуществляться взрывобезопасными светильниками напряжением не выше 12 В.

7.2.2.5 Использованные, при зачистке резервуара обтирочные материалы следует собирать в металлические ящики с закрывающимися крышками и ежедневно после работы размещать в специальных местах, предусмотренных проектом нормативов образования отходов и лимитов на их размещение.

7.2.2.6 Качество очистки внутренней поверхности резервуара контролируется величиной остаточной пожарной нагрузки остатка нефтепродукта на внутренних поверхностях стенок и днища резервуара. Предельно-допустимая пожарная нагрузка (ПДПН) - пожарная нагрузка, г/м², соответствующая максимально допустимой толщине пленки горючего вещества (нефтепродукт, осадок нефтепродукта и т.п.), которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

7.2.2.7Руководитель ремонтных работ перед началом ремонтных работ совместно с ответственными за подготовку и производство ремонтных работ и представителем пожарной охраны объекта обязан проверить готовность резервуара к ремонту.

О готовности резервуара к ремонту составляется акт (Приложение Б.3).

7.2.2.8 При производстве ремонтных работ на территории резервуарного парка во взрывоопасных зонах необходимо пользоваться инструментом, изготовленным из материалов не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции, или в соответствующем взрывобезопасном исполнении.

7.2.2.9 Газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов по организации и безопасному проведению газоопасных работ, действующих на данном предприятии.

7.2.3 Подготовка рабочей зоны к проведению огневых работ

7.2.3.1 Огневые работы выполняются по наряду-допуску, в котором должен быть предусмотрен весь объем работ в течение указанного в нем срока.

В мероприятиях по безопасному производству огневых работ и в наряде - допуске должны быть отражены основные меры безопасности, состав бригады, а также должны быть их подписи о прохождении инструктажа по пожарной безопасности, и подписи сменного персонала ЛПДС, ПС (оператора товарного, дежурного прибориста, дежурного электрика) об ознакомлении с мероприятиями, указанными в наряде - допуске.

7.2.3.2 Ответственный за проведение огневых работ обязан:

- организовать выполнение мероприятий по безопасному проведению огневых работ, предусмотренных в наряде-допуске;

- провести инструктаж исполнителей огневых работ;

- проверить наличие удостоверений у исполнителей огневых работ (сварщики, резчики), исправность и комплектность инструмента и средств для проведения огневых работ;

- обеспечить место проведения огневых работ первичными средствами пожаротушения, а исполнителей - средствами индивидуальной защиты (противогазы, спасательные пояса, веревки и др.);

7.2.3.3 Исполнители огневых работ обязаны:

- иметь при себе квалификационное удостоверение;

- получить инструктаж по безопасному проведению огневых работ, расписаться в журнале и наряде-допуске;

- ознакомиться с объемом работ на месте предстоящего проведения огневых работ;

- приступить к огневым работам только по указанию лица, ответственного за проведение работ;

7.2.3.4 Пробы для проведения анализа газовоздушной среды необходимо отбирать в соответствии со «Схемой мест и точек отбора проб для анализа газовоздушной среды», которая является обязательным приложением к Наряду-допуску, и утверждается лицом, выдающим Наряд-допуск.

При контроле воздушной среды внутри резервуара пробы воздуха должны отбираться:

- в резервуарах со стационарной кровлей - у днища в месте проведения работ на высоте не более 0,3 м;

- в резервуарах с понтоном: в нижней части - под понтоном и в верхней части - над понтоном, а также с коробов понтона.

7.2.3.5 До начала проведения огневых работ во избежание загорания паров нефтепродуктов расположенные рядом с резервуаром лотки, колодцы, необходимо прикрыть войлоком и засыпать песком слоем толщиной не менее 20 см.

7.2.3.6 Сгораемые настилы и конструкции из горючих материалов, находящиеся в резервуаре, должны быть защищены от попадания на них искр экранами из негорючих материалов, асбестовым полотном, металлическими листами, пеной или другими негорючими материалами, а при необходимости политы водой.

7.2.3.7 При необходимости на месте проведения огневых работ должен быть выставлен пожарный пост из числа работников пожарной охраны объекта МНПП или из членов добровольной пожарной дружины.

7.2.3.8 На период подготовки и проведения на резервуаре огневых работ должны быть прекращены технологические операции по перекачке нефтепродуктов на нем и на соседних резервуарах, расположенных в одном обваловании.

7.2.4. Проведение огневых работ

7.2.4.1 Огневые работы на взрывоопасных технологических объектах и в производственных помещениях должны проводиться в светлое время суток (за исключением аварийных ситуаций) при наличии наряда-допуска. В случае выполнения сварочных работ в ночное время место проведения огневых работ необходимо обеспечить соответствующим освещением.

7.2.4.2 Ответственный за проведение огневых работ обязан:

- непосредственно руководить работами и контролировать работу исполнителей;

- обеспечить контроль за местами проведения временных огневых работ в течение 3-х часов после их окончания для выявления возможных очагов возгорания.

7.2.4.3 Ответственный за проведение огневых работ должен немедленно приостановить выполнение огневых работ в следующих случаях:

- отступления от требований проведения огневых работ;

- несоблюдения мер безопасности, предусмотренных нарядом-допуском на проведение огневых работ во взрывопожароопасных и пожароопасных объектах;

- повышения содержания горючих веществ в ремонтируемом резервуаре или в рабочей зоне.

7.2.4.4 Лицо, проводящее анализ воздушной среды должно быть в спецодежде и спецобуви, удовлетворяющей требованиям безопасности и иметь при себе квалификационное удостоверение, фильтрующий противогаз соответствующей марки, пользоваться только приборами во взрывозащищенном исполнении, включать и выключать которые следует за пределами опасной зоны.

7.2.4.5 Обязанности по отбору проб воздушной среды при проведении газоопасных и огневых работ возлагаются приказом по предприятию на лиц, прошедших специальное обучение и аттестацию в присутствии представителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России, получивших допуск к работам по отбору проб воздушной среды, знающие устройство и правила пользования средствами индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) и допущенные к работе в противогазах, а также знающие влияние вредных веществ на организм человека и умеющие оказывать первую доврачебную помощь.

7.2.4.6 Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, включенные в Государственный Реестр средств измерения, имеющие свидетельство на взрывозащиту и разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России на применение на подконтрольных ему объектах и прошедшие государственную поверку в территориальных органах Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Документом, удостоверяющим государственную поверку прибора, является Свидетельство, которое должно находиться вместе с прибором.

7.2.4.7 Результаты анализа газовоздушной среды заносятся в наряд - допуск и журнал контроля воздушной среды.

В случае повышения содержания горючих или токсичных веществ в опасной зоне или технологическом оборудовании, а также при появлении характерных признаков загазованности (запах паров нефтепродуктов, течь и т.п.) огневые работы должны быть немедленно прекращены, люди выведены из зоны, выявлены и устранены причины, приведшие к образованию паров нефтепродуктов.

7.2.4.8 Исполнители огневых работ обязаны:

- приступить к огневым работам только по указанию лица, ответственного за проведение работ;

- выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске;

- соблюдать меры безопасности, предусмотренные в наряде-допуске;

- в случае возникновения возгорания немедленно принять меры к его ликвидации и вызвать пожарное подразделение;

- после окончания огневых работ тщательно осмотреть место проведения работ для выявления возможных очагов возгорания.

7.2.4.9 Эксплуатация электрогазосварочного оборудования и оборудования с применением жидкого горючего в местах проведения огневых работ должна проводиться в соответствии с требованиями инструкций по их эксплуатации и требований Правил пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ-01-03) [35].

7.2.4.10 Электросварочные агрегаты и оборудование должны отвечать требованиям Правил эксплуатации электроустановок, дополнительно необходимо соблюдать следующие правила:

- сварочный генератор, трансформатор, включающая аппаратура (автомат, рубильник) не должны располагаться в местах возможного скопления горючих газов и паров или разлива горючей жидкости, а также на участках земли, пропитанной нефтепродуктом;

- в соединениях сварочного провода должны быть предусмотрены изолированные наконечники и болтовые соединения;

- перемещение сварочных проводов, находящихся под напряжением, запрещается;

- запрещается прокладка сварочных проводов по металлическим предметам без их надежной изоляции.

7.3 Охрана окружающей среды

7.3.1 Для организации работы в области охраны окружающей среды на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт» должны быть назначены ответственные лица.

При эксплуатации и ремонте резервуаров должны соблюдаться требования природоохранного законодательства.

7.3.2 Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

- максимально заполнять резервуар при проведении технологических операций;

- окрашивать наружную поверхность резервуаров светоотражающими эмалями и красками.

7.3.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу не должны превышать величины разрешенного выброса, выдаваемого на основании утвержденных нормативов предельно допустимых выбросов. Должен быть организован контроль за их соблюдением.

План-график контроля, включающий места отбора проб воздуха, периодичность и частоту отбора, необходимое число проб, методы анализа, согласовывается с территориальными органами охраны окружающей среды.

7.3.3 Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, запрещается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Сточные воды, а также размытый нефтешлам должны отводиться в специальные емкости или шламонакопители и проходит стадии очистки и отстоя в соответствии с проектом.

7.3.4 Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Приемные дождевые колодцы должны быть оборудованы запорными устройствами (хлопушами), нормальное положение которых - «закрытое». Колодцы канализационных сетей должны иметь нумерацию в соответствии со схемой канализационных сетей и генпланом.

7.3.5 В целях обеспечения пожарной безопасности при проведении зачистных работ весь период дегазации должен быть разбит на несколько этапов, в которых выброс вредных веществ в атмосферу производится при разных режимах, с контролем количества и скорости выбросов.

7.3.6 Отходы, образующиеся при эксплуатации, зачистке и ремонте резервуаров и технологического оборудования, в том числе твердый осадок отложений в резервуаре, не поддающийся размыву, подлежат:

- вывозу в места временного складирования, согласованные с органами экологического контроля;

- утилизации на имеющихся собственных установках (при их наличии);

- утилизации на установках других предприятий (при наличии договора);

- складированию на полигонах и в местах организованного хранения.

Объекты временного и длительного хранения отходов должны соответствовать санитарно-эпидемиологическим требованиям гигиенических норм в воздухе рабочей зоны ГН 2.2.5.1313-03 [32].

Учет движения отходов на предприятиях должен отражаться в специальных журналах по видам отходов, в которые должны заноситься сведения об образовании, размещении, использовании и утилизации отходов. Рекомендуемая форма ведения журнала учета образования и движения отходов приведена в Приложении Б.3.

Объемы отложений должны быть учтены в расчетах для получения ежегодных разрешений на размещение отходов.

Библиография

[1] Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 № 184-ФЗ.

[2] Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ.

[3] Положение о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 № 401.

[4] СО 01-06-АКТНП-001-2005. Система управления промышленной безопасностью и охраной труда. Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительно-монтажных работ на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М., 2005

[5] СНиП 3.01.03-84. Геодезические работы в строительстве.

[6] СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты.

[7] СНиП 3.01.04-87. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения.

[8] СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии.

[9] СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции.

[10] ВСН 311-89. Монтаж вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м³. - М.: Минмонтажспецстрой, 1981.

[11] ПБ 03-605-03. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. - М.: ПИО ОБТ, 2003.

[12] МИ 1823-87. Методические указания. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами.

[13] ВППБ 01-03-96. Правила пожарной безопасности для предприятий «АК «Транснефтепродукт». - М.: ВИПБ МВД РФ, 1996.

[14] ТОИ Р-112-16-95. Типовая инструкция по охране труда при зачистке резервуаров.

[15] РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. - М.: Госгортехнадзор, 1995.

[16] ПБ 03-440-02. Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля. - М., Госгортехнадзор России, 2002.

[17] ПБ 03-372-00. Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля. - М., Госгортехнадзор, 2000.

[18] СТО 0030-2004. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции. ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова». - М., 2004.

[19] РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. - М: Госгортехнадзор, 2003.

[20] ПБ 03-593-03. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов. - М.: Госгортехнадзор, 2003.

[21] ТД 23.115-96. Технология геодезического обследования стальных вертикальных резервуаров. - М.: ОАО ЦТД «Диаскан», 1996.

[22] СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

[23] СНиП II-23-81. Стальные конструкции.

[24] СНиП 12-01-2004. Организация строительства.

[25] Инструкция по разработке проектов производства работ по строительству нефтегазопродуктопроводов. - М.: Минтопэнерго, 1999.

[26] Методы ремонта элементов конструкций вертикальных стальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации. - Тюмень: НПП «Симплекс», 1997.

[27] РД 03-615-03. Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов. - М., 2003.

[28] СП 105-34-96. Свод правил по производству сварочных работ и контролю качества сварных соединений. - М.: РАО «Газпром», 1996.

[29] РД 03-614-03. Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов. - М., 2003.

[30] СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.

[31] РД 08-296-99. Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта, реконструкции на объектах магистральных трубопроводов. - М.: Госгортехнадзор РФ, 1999.

[32] ГН 2.2.5.1313-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

[33] ПОТ РМ-012-2000. Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте. - М.: ОАО «ИЦ обеспечение безопасности в промышленности», 2000.

[34] РД 09-364-00. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. - М., 2000.

[35] ППБ-01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. - М., 2003.

[36] НПБ 160-97. Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования.

[37] Правила устройства электроустановок (ПУЭ). С.-П.: Изд-во «ДЕАН», 2004.

[38] СО 03-06-АКТНП-006-2004. Нормы пожарной безопасности. Проектирование и эксплуатация систем пожаротушения нефтепродуктов в стальных вертикальных резервуарах системы ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М., 2004.

[39] СанПиН 2.1.7.1322. Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов.

[40] СО 03-04 АКТНП-014-2004. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов. - М., 2004.

[41] НПБ 88-2001. Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования. - М., 2001.

[42] СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.

[43] ПР 50.2.009-94. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения средств измерения.

[44] СО 01-05 АКТНП-003-2005. «ТОР» Положение по автоматизации и телемеханизации объектов системы трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М., 2005.

[45] СО 153-34.21-122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. - М., 2003.

[46] РД 34.21-122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.- М.: Энергоатомиздат, 2003 г.

[47] СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.

[48] СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий.

[49] РД 153-39.4-073-01.Типовой план ликвидаций возможных аварий на магистральных нефтепродуктопроводах. - М., 2001.

[50] РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. - М., 1999.

[51] ПБ 03-517-02. Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.

[52] ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998.

[53] Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Минхимпром СССР. - М., 1972.

[54] СНиП 3.05.07-85. Системы автоматизации.

[55] СО 05-06-АКТНП-005-2005 «Регламент организации безопасного проведения огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на линейных и технологических опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.

[56] СНиП 3.04.03-85. Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. Правила производства и приемки работ.

[57] РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. ЗАО «Нефтемонтаждиагностика». - Уфа, 1997.

[58] Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.02 г. № 7-ФЗ.

[59] Федеральный закон «Водный кодекс РФ» от 16.11.95 г. № 167-ФЗ.

[60] Земельный кодекс РФ от 25.11.01 г. № 136-ФЗ.

[61] Федеральный закон «О недрах» от 08.02.95 г. с изменениями от 10.02.99 г., 02.01.00 г., 14.05.01 г., 08.08.01 г., 29.05.02 г., 06.06.03 г.

[62]Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.99 г. № 96-ФЗ.

[63] Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.98 г. № 89-ФЗ.

[64] СО 02-04-АКТНП-010-2004 «Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов ОАО « АК «Транснефтепродукт»;

[65] РД 03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах», М, Госгортехнадзор РФ, 1999 г.

[66] СО 05-06-АКТНП-004-2005 «Регламент допуска сторонних организаций, оформления разрешительных документов и организации безопасной подготовки и проведения работ в охранной зоне магистрального нефтепродуктопровода или на технологических опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК«Транснефтепродукт».

[67] «Инструкция по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров», Минтруд России, приказ от 17.05.04 г.

[68] СО 05-06-АКТНП-002-2006 «Регламент безопасной организации и проведения работ по зачистке резервуаров от отложений на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводах системы ОАО «АК «Транснефтепродукт».

[69] «Система управления промышленной безопасностью и охраной труда на предприятиях ОАО «АК«Транснефтепродукт», приказ от 29.04.03 г. № 26.

[70] РД 009-01-96 «Установки пожарной автоматики. Правила технического содержания» - М., 1996 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(рекомендуемое)

А. Резервуары и резервуарные парки

А.1 Общие технические требования к резервуарам

А.1.1 Стальные резервуары, предназначенные для приема, отпуска, хранения, учета нефтепродуктов, различаются по:

- расположению относительно поверхности земли (наземные, подземные). Резервуары относятся к подземным (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом - подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре не менее чем на 0,2 м ниже низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара); к наземным, если указанные выше условия не выполняются;

- конструкции: стальные, преимущественно вертикальные цилиндрические со стационарной крышей, с понтоном или без понтона;

- способу изготовления: рулонные или полистовой сборки;

- номинальному объему: от 100 до 100 000 м³;

А.1.2 В зависимости от объема (вместимости) и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

- I- особо опасные резервуары: объемом 10000 м³ и более, а также объемом 5000 м³ и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

- II- резервуары повышенной опасности: объемом от 5000 до10 000 м³;

- III- опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м³.

Степень ответственности (опасности) резервуара учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемом контроля в рабочей документации КМ, коэффициентом надежности по назначению при расчетах на прочность и устойчивость: 1,1 - для I класса; 1,05 - для II класса; 1,0 - для III класса (ПБ 03-605-03) [11].

А.1.3 Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60 °С в зимнее время и до плюс 50 °С в летнее время при различной температуре нефтепродукта в резервуаре.

А.1.4 Резервуар для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510, характеристикам нефтепродукта, климатическим условиям эксплуатации, сейсмичности района, обеспечивать заданную величину потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

Условия эксплуатации резервуаров и их конструктивные особенности задаются заказчиком при проектировании. При отсутствии в задании на проектирование полных данных об условиях эксплуатации соответствующие требования включаются проектировщиком в соответствии с положениями СНиП 2.09.03-85 [48], согласовываются с заказчиком и отражаются в техническом задании на проектирование.

Расстановка резервуаров в составе резервуарного парка регламентируется СНиП 2.11.03-93 [22] и другими нормативными документами.

А.1.5 Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефтепродуктов разрешается проектировать резервуар с геометрическими размерами, отличными от рекомендованных в ПБ 03-605-03 [11] В таблице Г.1 (Приложение Г) приведены оптимальные для изготовления и монтажа параметры типоразмеров резервуаров, эксплуатируемых в ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Изготовление резервуаров всех классов может производиться по ранее действующим типовым проектам при условии их предварительного согласования с заинтересованными организациями в установленном порядке.

А.1.6 Для хранения автомобильных бензинов с целью сокращения потерь от испарения независимо от класса, категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары с понтонами.

А.1.7 Металлические резервуары, используемые для хранения нефтепродуктов, с внутренней и внешней стороны должны быть покрыты антикоррозионным покрытием. Способы защиты от коррозии в резервуаре для нефтепродуктов следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ 1510 и других норм.

В ранее смонтированных резервуарах, отработавших менее 20 лет и не имеющих защитных покрытий, при их капитальном ремонте с заменой днища и 1 пояса стенки следует предусматривать внутреннее антикоррозионное покрытие днища и I пояса стенки резервуара.

А.1.8 Каждый действующий резервуар в соответствии с проектом должен быть оснащен оборудованием. Выбор конкретных марок, типа оборудования и аппаратуры, расположение оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией с учетом эксплуатационных параметров резервуара и требований ГОСТ 15150 , ГОСТ 16350 и других действующих нормативных документов.

Все резервуары для нефтепродуктов должны быть оснащены системами молниезащиты и защиты от статического электричества, защитой от переливов, установками катодной защиты.

А.1.9 Для безопасной эксплуатации вертикальные стальные резервуары в зависимости от назначения оснащаются следующими устройствами и оборудованием:

- дыхательными клапанами;

- предохранительными клапанами;

-огнепреградителями (огневыми предохранителями);

- приборами контроля и сигнализации (уровнемеры, сигнализаторы уровня нефтепродуктов, пробоотборники, манометры для контроля давления в газовой среде);

- противопожарным оборудованием;

- приемо-раздаточными патрубками;

- зачистным патрубком;

- вентиляционным патрубком;

- люками - лазами;

- люком смотровым для резервуаров с понтоном;

- люком световым;

- люком замерным,

- лестницей,

- ограждения на крыше.

А.1.10 Для защиты резервуаров с понтонами от деформации и разрушения на крышах резервуаров устанавливаются вентиляционные патрубки с кассетами огнепреградителей, общая пропускная способность которых должна обеспечить безаварийную работу резервуаров при их заполнении и опорожнении во всех ситуациях, включая аварийные.

А.1.11 Для защиты технологических трубопроводов и дыхательной арматуры резервуаров от превышения допустимого давления на приемных трубопроводах или приемном коллекторе резервуарного парка установливаются предохранительные клапаны.

Для сброса нефтепродукта с предохранительных клапанов в составе резервуарного парка предусмотриваются емкости, объем которых должен обеспечить размещение расчетного объема сбрасываемого нефтепродукта. При отсутствии отдельных резервуаров расчетной вместимости для сброса нефте6продукта могут использоваться товарные резервуары с ограничением взлива, обеспечивающие прием сбрасываемого объема нефтепродукта. Количество, тип предохранительных клапанов, объем емкостей для сброса нефтепродукта определяется расчетом в соответствии с СО 03-04-АКТНП-014-2004 [40].

А.1.12 Резервуары должны быть оборудованы отсекающими стальными коренными задвижками. Запорная арматура в резервуарном парке должна быть быстродействующей с дистанционным управлением. На приемо-раздаточном патрубке резервуара должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар.

А.1.13 Для удаления подтоварной воды в резервуарах должна быть предусмотрена система дренирования.

А.1.14 Материал уплотнителей (затворов) понтонов врезервуарах РВСП должен выбираться с учетом свойств хранимого нефтепродукта и удовлетворять требованиям проекта с учетом морозоустойчивости и устойчивости к воспламенению.

А.1.15 По периметру отмостки резервуара должен быть водоотводной лоток, соединенный с производственно-дождевой канализацией.

А.1.16 Резервуарные парки рекомендуется оснащать датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК), срабатывающими при достижении заданных концентрации паров нефтепродукта в % от НКПР.

А.1.17 Устройства систем измерения уровня и отбора проб, датчики сигнализации должны обеспечивать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от продукта.

А.1.18 Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах различных типов, представлены в таблицах А.1.1, А.1.2, А.1.3.

Таблица А.1.1 - Оборудование и конструктивные элементы резервуаров

Таблица А.1.2 - Системы и оборудование на резервуарах типа РВС

Продолжение таблицы А.1.2

Таблица А.1.3 - Системы и оборудование на резервуарах типа РВСП

А.2 Территория резервуарных парков. Общие технические требования

А.2.1 Типы резервуаров для резервуарных парков нефтепродуктов следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ 1510. Компоновка резервуарных парков (расстояние между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров, расстояние между группами) должна быть выполнена, исходя из условия обеспечения безопасной их эксплуатации, в соответствии с проектом и требованиями НТД.

А.2.2 Территория резервуарного парка должна быть спланирована в соответствии с проектом строительства (реконструкции). Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям [22]. Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена замкнутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м³ и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м³ и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более. В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м³ или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем которых равен или менее 20000 м³. Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать: 1,3 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более; 0,8 м - для остальных резервуаров.

По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для проезда к площадкам подключения пожарной техники к противопожарному водоводу, пенопроводу и растворопроводу следует предусмотреть проезды с проезжей частью шириной как минимум 3,5 метра.

А.2.3 Дороги в резервуарных парках проектируются в соответствии с действующей НТД. Они должны обеспечивать доступ к оборудованию и возможность маневрирования передвижной пожарной и противоаварийной техники в случае возникновения чрезвычайных ситуаций. В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, должны быть предусмотрены проезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов резервуарного парка не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары.

При обустройстве территории резервуарных парков следует предусмотреть:

- площадки с твердым покрытием за пределами обвалования для установки пожарных установок, позволяющие подавать пену из-за обвалования;

- устройство пандуса для проезда через обвалование и площадку с твердым покрытием в районе ПРП для установки техники и оборудования.

А.2.4 Для перехода через обвалование или ограждающую стену резервуаров на противоположных сторонах ограждения или обсыпки необходимо предусматривать лестницы - переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров.

Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах должны быть предусмотрены пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м с твердым покрытием.

А.2.5 Внутри обвалования группы резервуаров инженерные коммуникации, в основном, укладываются подземно и обозначаются опознавательными знаками. Не допускается прокладка транзитных трубопроводов и размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемо-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения. Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, должны быть сварными. Для присоединения арматуры должны быть применены фланцевые соединения с прокладками из негорючих материалов.

А.2.6 При размещении резервуарных парков на площадках, имеющих более высокие геодезические отметки по сравнению с отметками территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, а также при размещении резервуарного парка у берегов рек на расстоянии 200 м и менее от уреза воды (при максимальном уровне) должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, исключающие возможность разлива нефтепродуктов на территорию предприятия, населенного пункта, на пути железных дорог или в водоем при аварии резервуаров.

А.2.7 В производственно-дождевую канализацию из резервуарного парка должны отводиться:

- производственные сточные воды, образующиеся при сбросе подтоварной воды из резервуаров;

- атмосферные воды, образующиеся в период дождей и таяния снега;

- воды, охлаждающие резервуары.

Дождеприемные колодцы через водоспуски с гидравлическими затворами должны быть подключены к сети производственно-дождевой канализации. В каждом гидравлическом затворе слой воды должен быть не менее 0,25 м. Исправность гидрозатвора и уровень воды в них необходимо проверять 1 раз в месяц. Приемные колодцы производственно-дождевой канализации, расположенные внутри обвалования, должны иметь хлопуши с тросовым управлением, выведенным за обвалование резервуара. Нормальное положение хлопуши «Закрыто». Исправность хлопуши необходимо проверять не реже 1 раза в квартал.

А.2.8 Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, согласно требованиям охраны труда, пожарной безопасности, и соответствовать [37], [42].

Освещение должно быть спроектировано таким образом, чтобы обеспечить полный обзор ограждений и всех сооружений. Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами взрывоопасной зоны и оборудованных подмостками и лестницами для обслуживания электрооборудования. Управление освещением предусмотреть от фотореле. Для местного освещения должны применяться переносные светильники напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении. Применять переносные светильники, не отвечающие требованиям взрывобезопасности, запрещается. Включать и выключать светильники следует за пределами взрывоопасной зоны.

Минимальная общая освещенность согласно [42] должна быть не менее:

- для резервуарного парка в целом                                                                  - 5 лк;

- в местах измерений уровня нефтепродукта в резервуаре и управления задвижками -10 лк;

- на лестницах и обслуживающих площадках                                                - 10 лк;

- в местах установки контрольно-измерительных приборов                        - 30 лк;

- в проездах:

а) вспомогательных                                                                                           - 0,5 лк;

б) главных                                                                                                          - от 1 до 3 лк.

А.2.9 С целью контроля и предотвращения не санкционированного доступа посторонних лиц на территорию ПС должна быть предусмотрена охрана объекта.

Система охраны должна включать:

- круглосуточную охрану объекта персоналом предприятия или работниками специализированной организации;

- охранное ограждение и сигнализацию;

- наружную систему аварийного оповещения при появлении опасных условий;

- систему оповещения руководства, местных административных органов и специализированных организаций при возникновении чрезвычайных ситуаций.

В соответствии с [22] резервуарные парки должны быть оборудованы электрической.

Ручные извещатели следует устанавливать на расстоянии не более 5 м от обвалования резервуарного парка или границы наружной установки.

А.2.10 К резервуарному парку, как к опасному производственному объекту, предъявляются следующие требования:

- для предотвращения возникновения источников возгорания необходимо соблюдать соответствующие технические требования по эксплуатации резервуаров, монтажу электрооборудования и систем автоматизации;

- электрооборудование и приборы КИП и А должны быть во взрывозащищенном исполнении с уровнем защиты, соответствующим классу взрывоопасной зоны и видом взрывозащиты, отвечающим категории и группе взрывоопасной среды;

пожарной сигнализацией с пожарными извещателями, при расстановке которых следует учитывать требования [41]. Ручные извещатели пожарной охраны для резервуарных парков следует предусматривать - по периметру обвалования не более чем 150 м при хранении нефтепродуктов с температурой вспышки 120 °С и не более 100 м для остальных нефтепродуктов.- работы на территории резервуарного парка должны выполняться с применением искробезопасных инструментов;

- с наружной стороны каждого производственного объекта в резервуарном парке должна быть выполнена надпись в соответствии [13, 37] с указанием класса зоны по взрывопожароопасности, категории и группы взрывоопасной смеси. Каждый резервуар, отраженный в технологической схеме резервуарного парка, должен иметь номер с логотипом компании, четко нанесенный на корпусе. Оформление надписей на резервуаре должно полностью соответствовать требованиям «Альбома фирменного стиля ОАО АК «Транснефтепродукт». Примеры оформления надписей на резервуарах и схемы расположения товарных знаков на стенке резервуара приведены на рисунках А.2.1, А.2.2;

- запорная арматура должна иметь указатели состояния: «Открыто» или «Закрыто», а также номер в соответствии с технологической схемой.

А.3 Конструкции резервуаров, эксплуатирующихся в ОАО «АК «Транснефтепродукт». Технические характеристики резервуаров и материалы

А.3.1 Резервуары со стационарной крышей (типа РВС) представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов с конусной кровлей (резервуары вместимостью до 5000 м³) , щитовой конической или сферической кровлей или купольной крышей. На рисунках А.3.1.А.3.3 представлены общий вид резервуаров и его основные элементы.

Несущая способность самонесущей конической крыши обеспечивается конической оболочкой настила. Каркасная коническая крыша, состоит из элементов каркаса и настила.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, поверх которой устраивается гидроизолирующий слой. Днища резервуаров могут быть плоскими или коническими с уклоном от центра или к центру (рекомендуемая величина уклона 1:100). За счет уклона обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Днища резервуаров объемом от 2000 м³ и более должны иметь центральную часть и утолщенные кольцевые окрайки.

Кольцо из листов окраек должно быть круговой формы с внешней стороны, внутренняя граница окраек может иметь форму правильного многоугольника с числом сторон, равным числу листов окрайки. Нормальная ширина окрайки должна обеспечивать расстояние между внутренней поверхностью стенки и швом привара центральной части днища не менее 300 мм.

Все листы центральной части днища резервуаров должны иметь номинальную толщину не менее 4 мм, исключая припуск на коррозию.

Толщина кольцевых окраек должна быть не менее величин, приведенных в ПБ 03-605-03 [11].

В резервуарах со стационарной крышей для сокращения потерь продукта от испарения применяются понтоны. Понтон изготавливается преимущественно из стали или алюминиевых сплавов.

Существуют следующие основные типы понтонов:

- мембранные с открытыми или закрытыми коробами, расположенными по периметру;

- двудечной конструкции из герметичных коробов, расположенных по всей площади понтона;

- поплавковые с герметичным настилом;

- многослойные с применением пенополиуретана с поверхностным покрытием.

А.3.2 В ОАО «АК «Транснефтепродукт» для хранения и перекачки нефтепродуктов эксплуатируются резервуары следующих конструкций:

- вертикальные стальные со стационарной крышей (РВС);

- вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном (РВСП);

Типы и габаритные размеры вертикальных стальных резервуаров приведены в таблице Г.1 (Приложение Г).

А.3.3 При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах, повышенной коррозионной стойкостью и возможностью рулонирования заготовок при рулонной сборке.

Для сооружения резервуаров применяется листовая сталь, качество и марка которой должны соответствовать проекту и требованиям норм, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков.

Наиболее распространенными марками сталей в эксплуатирующихся резервуарах являются Ст 3, Ст 3сп, 09Г2С. Для вновь сооружаемых резервуаров используется широкий ассортимент сталей, представленных в таблице Г.5, включая низколегированные стали.

Рисунок А.2.1 - Оформление вертикального стального резервуара

Рисунок А.2.2 - Расположение товарных знаков на стенке резервуара

Рисунок А.3.1 - Основные элементы резервуара со стационарной кровлей: корпус; щитовая кровля; центральная стойка; шахтная лестница; днище

Рисунок А.3.2 - Резервуар со сферической кровлей

Рисунок А.3.3 - Резервуар с понтоном

1-наружное кольцо жесткости понтона; 2-центральное кольцо; 3-днище понтона; 4-опорная стойка; 5-петлевой затвор

Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окрайки днища, несущих конструкций покрытия и колец жесткости, кровли резервуаров, понтона резервуаров рекомендуется применять марки сталей, предусмотренных проектной документации на резервуар.

А.3.4 Качество и марки сталей, применяемых при реконструкции и капитальном ремонте резервуаров, должны отвечать требованиям нормативных документов ПБ 03-605-03 [11], ГОСТ 27772, ГОСТ 14637 и должны подтверждаться сертификатами заводов - изготовителей.

Листовая сталь должна быть толщиной от 4 мм, шириной от 1500 до 3000 мм, длиной от 6000 до 12000 мм с обрезными кромками.

По точности изготовления листовой прокат должен применяться

- по толщине: ВТ - высокая, АТ - повышенная;

- по ширине: АШ - повышенная, БШ - нормальная;

- по плоскостности: ПО - особо высокая, ПВ - высокая.

Соответствующие предельные отклонения по толщине и ширине листов приводятся в таблицах Г.2, Г.3, Г.4 (Приложение Г).

Листовой прокат по качеству поверхности должен соответствовать требованиям ГОСТ 14637, ГОСТ 5520. Поверхность листового проката должна быть очищена от окалины и покрыта консервирующей смазкой.

Листовая сталь должна поставляться партиями после горячей прокатки, термической обработки (нормализации, закалки с отпуском), после контролируемой прокатки. Партию составляют листы одной марки стали, одной плавки - ковша, одной толщины, изготовленные по одинаковой технологии (включая один режим термической или упрочняющей обработки). Масса партии проката, поставляемая по ГОСТ 19281 и иным техническим условиям, не должна превышать 60 т, а по ГОСТ 14637 - 120 т.

Каждую партию проката сопровождают документом о качестве по ГОСТ 7566, где должны быть учтены дополнительные требования по ПБ 03-605-03 [11].

При сооружении, реконструкции и капитальном ремонте резервуара применяются только спокойные стали по ГОСТ 27772 (для низкоуглеродистых сталей - по ГОСТ 14637, для низколегированных сталей - по ГОСТ 19281).

Для вспомогательных конструкций (лестниц, площадок, ограждений) наряду с вышеперечисленными материалами возможно применение сталей С235 по ГОСТ 27772.

В таблицах Г.5, Г.6 (Приложение Г) приводятся рекомендуемые марки листовой стали, требования к химическому составу и механическим свойствам стали.

А.4 Средства автоматики, телемеханики и КИП. Общие технические требования

А.4.1 Оборудование резервуаров средствами КИП и А должно соответствовать проекту на резервуар. Оснащение резервуара более совершенными системами телемеханики, автоматики и КИП осуществляется в ходе капитального ремонта и реконструкции отдельного резервуара или резервуарного парка.

Вновь сооружаемые и реконструируемые резервуары для нефтепродуктов должны оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:

- местным или дистанционным приборами для измерения уровня нефтепродукта;

- средствами сигнализации минимального и максимального допустимых уровней нефтепродукта в резервуаре (возможно в составе системы измерения уровня);

- средствами сигнализации максимального аварийного уровня нефтепродукта в резервуаре;

- дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточного патрубка;

- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения систем пожаротушения;

- пробоотборником;

- сигнализатором верхнего положения понтона, который допускается совмещать с датчиком верхнего аварийного уровня.

Технические средства автоматики, телемеханики и КИП, устанавливаемые внутри и снаружи в резервуарах, должны иметь взрывозащищенное исполнение согласно ГОСТ 22782.5, ГОСТ 22782.6 или ГОСТ 22782.7.

А.4.2 Контрольно-измерительные системы и приборы резервуара должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями инструкций заводов - изготовителей.

Измерение уровня нефтепродукта в резервуарах, в том числе для учетных операций, должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств, обеспечивающих точность определения массы согласно ГОСТ Р 8.595. Средства измерений должны быть утверждены по ПР 50.2.009-94 [43] и внесены в Государственный реестр средств измерений в соответствии с действующими нормами и правилами по метрологии. Погрешность измерения уровня стационарными уровнемерами при применении их в инвентаризационных операциях не должны превышать величин, указанных в ГОСТ Р 8.595.

Отбор проб нефтепродукта из резервуара осуществляется стационарными пробоотборниками с перфорированной заборной трубкой в соответствии с ГОСТ 2517.

А.4.3 Каждый резервуар, независимо от наличия уровнемера, должен быть оборудован сигнализаторами аварийных уровней. Используются сигнализаторы уровня различных модификаций, основанных на поплавковом, емкостном, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля. Абсолютная погрешность сигнализаторов уровня не должна превышать ±10 мм. Максимально аварийный уровень нефтепродукта должен контролироваться сигнализаторами уровня, подающими сигнал на отключение насоса или закрытие электроприводных задвижек.

В резервуарах с понтоном следует устанавливать на равных расстояниях по окружности не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

А.4.4 Каждый резервуар с нефтепродуктом должен быть оборудован пожарными извещателями, устанавливаемыми на крыше по периметру стенки резервуара.

Пожарные извещатели предназначены для формирования сигнала при температуре контролируемой среды в резервуаре, превышающей пороговую температуру срабатывания, и рассчитанны на температуру окружающей среды от минус 50 °С до плюс 50 °С, относительной влажности 100 % при температуре плюс 25 °С.

К пожарным извещателям должен быть обеспечен свободный доступ, места их установки должны иметь достаточную освещенность.

А.4.5 Система автоматического пожаротушения резервуара должна отвечать требованиям [22] и [38].

А.4.6 Для обеспечения централизованного контроля и управления резервуарным парком из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов предназначена АСУ ТП РП.

А.4.7 Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры:

- уровень нефтепродукта в резервуарах;

- температура нефтепродукта в резервуарах (при необходимости).

- состояние средств локальной автоматики и каналов связи.

В МДП контролируются:

- параметры работы резервуаров;

- объем свободной емкости и нефтепродукта;

- положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка.

В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от:

- перелива нефтепродукта в резервуарах;

- повышенного давления в подводящих трубопроводах.

Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций.

При достижении в резервуаре максимального (аварийного) уровня нефтепродукта автоматическая защита от перелива должна обеспечивать переключение потока нефтепродукта в специально выделенную емкость и закрытие приемной задвижки.

Для автоматической защиты от перелива должен использоваться датчик максимального (аварийного) уровня, не связанный с измерителем текущего уровня. Настройка максимального (аварийного) уровня производится ниже предельного уровня, допустимого по конструкции резервуара на величину, соответствующую количеству нефтепродукта, который может поступить в резервуар за время закрытия задвижки, с учетом погрешности датчика. Предельный (допустимый) уровень определяется технической документацией на резервуар.

А.4.8 В системах автоматического управления резервуарными парками должна предусматриваться блокировка задвижек для предотвращения смешения разных нефтепродуктов, последовательно перекачиваемых по трубопроводу.

А.4.9 Автоматическая защита от превышения давления в трубопроводах подачи нефтепродукта в резервуарный парк может выполняться путем подключения к трубопроводу, в котором повысилось давление, специально выделенной емкости. Подключение емкости должно проводиться с использованием электроприводной задвижки, параллельно которой устанавливаются механические предохранительные клапаны.

А.4.10 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации.

При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться.

А.4.11 Техническое обслуживание и ремонт средств измерения уровня, температуры нефтепродукта и отбора проб в резервуаре проводится в соответствии с инструкциями изготовителей по эксплуатации этих средств и требованиями безопасности, действующими на данном предприятии. Техническое обслуживание и ремонт согласно СО 01-05 АКТНП-003-2005 [44] осуществляется специализированными предприятиями, имеющими лицензию на выполнение такого рода работ, либо обученными специалистами обслуживающего персонала АСУ ТП.

Средства измерений должны быть в исправном состоянии и поверены. При положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке и наносится оттиск поверительного клейма. Если средство измерения по результатам поверки признано непригодным к применению, оттиск поверительного клейма и (или) свидетельство о поверке аннулируются, и выписывается извещение о непригодности к применению с указанием основных причин.

При выявлении неисправностей приборов, устройств и систем необходимы срочное выполнение ремонтных и наладочных работ, замена приборов, устройств и т.д.

Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП РП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений.

А.4.12 При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика должна разрабатываться с учетом:

- свойств нефтепродукта (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.);

- диапазоны измеряемого параметра;

- внешних условий (наружная температура, плотность воздуха и т.п.);

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

А.4.13 Работоспособность средств и систем АСУ ТП РП обеспечивается наличием не снижаемых запасов материалов, запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП), определяемых эксплуатационной документацией и нормативными документами.

А.5 Системы защиты резервуаров и их обслуживание. Общие технические требования

А.5.1 Дыхательная арматура

А.5.1.1 Дыхательная арматура предназначена для герметизации газового пространства резервуаров с нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах. Дыхательная арматура устанавливается на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная арматура выполняется в виде дыхательных клапанов давления и вакуума и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

А.5.1.2 Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия). Порядок расчета пропускной способности определен в ПБ 03-605-03 [11].

А.5.1.3 Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму.

Предохранительный клапан настраивается на повышенное давление и пониженный вакуум (5-10 %) по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравлический клапан должен быть заполнен незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

Марки дыхательных и предохранительных клапанов, их технические характеристики приведены в таблицах Г.7, Г.9, Г.10 (Приложение Г).

А.5.1.4 Наиболее совершенными являются универсальные клапаны типа КДС. Клапаны работают, как в режиме дыхательных, так и предохранительных. При установке на резервуары дыхательных клапанов КДС, в качестве предохранительных, последние должны быть того же типоразмера, что и дыхательные, и настроены на те же рабочие параметры. По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготовлены в исполнении УХЛ, V категория размещения 1 по ГОСТ 15150.

А.5.1.5 Клапаны дыхательные механические со встроенным огнепреградителем типа КДМ предназначены для герметизации газового пространства резервуаров со светлыми нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны дыхательные механические типа КДМ изготавливаются в исполнении V категории размещения 1 по ГОСТ 15150.

А.5.1.6 Огневые предохранители (далее по тексту огнепреградители) устанавливаются под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 °С в осенне-зимний период огневые предохранители необходимо демонтировать.

Марки огневых предохранителей и их технические характеристики приведены в таблице Г.8 (Приложение Г).

А.5.2 Молниезащита. Общие технические требования

А.5.2.1 Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для нефтепродуктов (далее резервуары) должны быть защищены устройствами молниезащиты от прямых ударов молнии (непосредственного контакта с каналом молнии), вторичного проявления молнии (наведения электростатической и электромагнитной индукции) и заноса высокого потенциала через наземные (подземные) металлические коммуникации, которые создают опасность искрения внутри резервуаров. По устройству молниезащиты резервуары относятся к II -ой категории молниезащиты. Минимальный допустимый уровень надежности защиты резервуаров от прямых ударов молнии согласно СО 153-34.21-122-2003 [45], должен быть не ниже 0,95.

Устройства молниезащиты, должны быть выполнены в соответствии с проектами, отвечающими требованиям СО 03-04 АКТНП-014-2004 [40], СО 153-34.21-122-2003 [45], ПБ 03-605-03 [11], ПУЭ [37], РД 34.21-122-87 [46].

Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтепродуктом. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.

А.5.2.2 В зону защиты от прямых ударов молнии, кроме корпуса и крыши резервуара, согласно СО 153-34.21-122-2003 [45], ГОСТ Р 51330.9 должна входить - дыхательная арматура и пространство над ней, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

Для вертикальных стальных резервуаров, расположенных в группах, зона защиты должна определяться границами обвалования.

А.5.2.3 Молниезащита строящихся, реконструируемых резервуарных парков должна выполняться отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеприемниками. Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов. Опоры молниеприемников должны быть выполнены из стали или железобетона.

В качестве заземлителей защиты резервуаров от прямых ударов молнии должны применяться искусственные заземлители, проложенные в земле и, размещенные согласно требованиям СО 153-34.21-122-2003 [45]. Конструкция заземляющего устройства определяется проектом. Минимально допустимые размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле, представлены в таблице Г.19 (Приложение Г).

Нижний пояс стенки резервуара должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем через 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диаметрально расположенных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Расстояния между местом приварки токоотводов, заземлителей и горизонтальных и вертикальных сварных швов должны соответствовать таблице 5.1 настоящих Правил.

А.5.2.4 Защита от заноса высокого потенциала по внешним подземным коммуникациям должна выполняться путем их присоединения к заземляющему устройству. При отсутствии заземляющего устройства электроустановок или систем защиты от прямых ударов молнии на вводе в резервуар должен быть установлен искусственный заземлитель, состоящий из одного горизонтального или вертикального металлического электрода длиной не менее 5 м.

 Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) металлическим коммуникациям выполняется путем их присоединения на вводе в резервуар к заземляющему устройству защиты от прямых ударов молнии, а на ближайшей к вводу опоре коммуникации - к арматуре его железобетонного фундамента. При невозможности использования фундамента должен быть установлен искусственный заземлитель. С целью уравнивания потенциалов в резервуарных парках все металлические конструкции должны быть присоединены к общему контуру заземления для создания непрерывной электрической цепи. Все трубопроводы должны быть заземлены на вводах во взрывоопасные зоны и выводах из зон. Технологическое оборудование, установленное на заземленных, металлических площадках или основаниях, должно быть заземлено. Болтовые и сварные соединения, а также заземляющие проводники (кроме заземляющих проводников, проложенных в земле) должны быть защищены от коррозии покрытием краской или лаком. Переходное сопротивление болтовых соединений должно быть не более 0,05 Ом. Не допускается использовать установочные или крепежные болты для присоединения заземляющих проводников. Запрещается использование металлических и железобетонных конструкций резервуаров в качестве заземляющего проводника.

А.5.2.5 Для защиты от вторичных проявлений молнии и для обеспечения электростатической искробезопасности резервуаров все металлическое оборудование, аппаратура, резервуары, трубопроводы, содержащие нефтепродукты, а также трубопроводы систем пожаротушения и дыхательная арматура должны быть присоединены к общему контуру заземления. Для защиты от вторичных проявлений молнии должна предусматриваться установка металлических перемычек из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм² между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояние менее 0,1 м через каждые 20 м.

На резервуарах РВСП для защиты от вторичных проявлений молнии все токопроводящие части понтона должны быть электрически взаимосвязаны и соединены с внешней конструкцией резервуаров при помощи не менее двух равномерно распределенных гибких стальных перемычек.

А.5.2.6 Ввод линий электропередачи, сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой, или кабелями, проложенными в металлических трубах и коробах.

А.5.2.7 Каждый токоотвод стержневых и тросовых молниеотводов присоединяется к искусственному заземлителю, состоящему из 3-х и более вертикальных электродов длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Размеры сечений токоотводов и заземлителей должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03 [11].

А.5.2.8 При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график планово-предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств.

Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться один раз в год перед началом грозового сезона (при сухой погоде).

Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников, токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления заземляющих устройств отдельно стоящих молниеприемников. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений более чем в пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит ревизии (при необходимости ремонту).

Цель ревизии заключается в следующем:

- выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений;

- проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений);

- определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозионной защиты и усилению элементов, поврежденных коррозией.

На основании ревизии составляется акт осмотра с указанием обнаруженных дефектов и определяется необходимый объем ремонтных работ, которые должны быть завершены к началу грозового периода года. Результаты проверки молниезащитных устройств, проверочных испытаний заземляющих устройств, сведения о проведенных ремонтах необходимо заносить в журнал результатов ревизии устройств молниезащиты и проверочных испытаний заземляющих устройств.

А.5.2.9 Ответственность за исправное состояние и эксплуатацию устройств молниезащиты, своевременные замеры сопротивления заземляющих устройств несет лицо, ответственное за эксплуатацию электроустановок.

А.5.3 Система защиты резервуаров от статического электричества.

Общие технические требования

А.5.3.1 Выполнение требований по электростатической искробезопасности обеспечивается регламентированием показателей по ГОСТ 12.1.018 , применением средств защиты от статического электричества в соответствии с ГОСТ 12.4.124, требованиями и мероприятиями в соответствии с [53].

А.5.3.2 Заземляющие устройства защиты от статического электричества следует объединять с заземляющими устройствами электрооборудования и молниезащиты. В резервуарном парке заземляющие устройства (защитного заземления резервуаров, электрооборудования, молниезащиты и защиты от статического электричества) должны быть объединены в единый контур заземления.

Все аппараты, емкости, агрегаты, где возможно образование зарядов статического электричества, должны быть присоединены к контуру заземления при помощи отдельного ответвления, независимо от заземления соединенных с ними коммуникаций и конструкций.

Технологические трубопроводы и оборудование, расположенные в резервуарном парке и на резервуарах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух местах.

Наземную часть заземляющих устройств следует окрашивать масляной краской в соответствии с ПУЭ [37].

А.5.3.3 Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

А.5.3.4 Отвод статического электричества от понтонов резервуаров обеспечивается их присоединением к резервуару при помощи перемычки из гибкого медного изолированного провода сечением не менее 16 мм² в соответствии ГОСТ 12.1.018. Если понтон изготовлен из диэлектрика, защита должна осуществляться по специальному проекту.

А.5.3.5 Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродукта незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается. При применении поплавковых или буйковых уровнемеров их поплавки должны быть изготовлены из электропроводного материала и при любом положении иметь надежный контакт с заземлением.

Применение неэлектропроводных плавающих устройств и предметов, предназначенных для уменьшения потерь нефтепродукта от испарения, допускается только по согласованию со специализированной организацией, занимающейся защитой от статического электричества в данной отрасли.

А.5.3.6 Подача нефтепродукта в резервуары должна производиться ниже уровня находящегося в них остатка, чтобы не допускать ее разбрызгивания. Не допускается налив свободно падающей струей. Скорость истечения нефтепродукта при заполнении резервуара не должна превышать значений, представленных в таблице 3.1 п. 3.3.6 настоящих Правил.

А.5.3.7 В начале заполнения порожнего резервуара нефтепродукт должен подаваться со скоростью не более 1 м/c до момента затопления приемо-раздаточного патрубка в резервуаре без понтона и до всплытия понтона в резервуарах с понтоном.

При дальнейшем заполнении допустимые (обеспечивающие электростатическую безопасность) скорости движения нефтепродукта по трубопроводам и истечения его в резервуары под зеркало нефтепродукта не должны превышать величин, указанных в проекте.

А.5.3.8 Во избежание искрообразования ручной отбор проб и измерение уровня нефтепродукта через замерный люк выполнять не ранее чем через 10 минут после прекращения операции закачки (откачки).

При этом устройства для проведения измерений должны быть изготовлены из токопроводящих материалов с удельным объемным электрическим сопротивлением меньше 10⁵ Ом×м и заземлены, присоединением к заземляющему устройству в соответствии с ГОСТ 12.1.018.

А.5.3.9 Устройства защиты резервуаров от статического электричества должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала комплексного опробования резервуара, технологического оборудования и начала заполнения резервуара нефтепродуктом с оформлением текущей исполнительной документации.

На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. В первые два года эксплуатации необходимо следить за осадкой грунта над заземляющими устройствами. При осадке грунт нужно досыпать и тщательно утрамбовывать.

А.5.3.10 Обслуживание устройств защиты от статического электричества должно проводиться согласно графику ППР.

Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от статического электричества должно производиться не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта (летом - при наименьшей влажности грунта или зимой - при наибольшем промерзании грунта).

При текущем осмотре и ремонте защитных устройств необходимо проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами, выявить подлежащие замене или усилению элементы защитных устройств и определить необходимые мероприятия по защите от коррозии.

А.5.3.11 Результаты проверочных испытаний, осмотров и ремонтов защитных устройств должны заноситься в журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявления статического электричества. К журналу должны быть приложены исполнительные схемы системы молниезащиты и защиты от статического электричества и акты о выборочных вскрытиях и осмотрах заземляющих устройств.

А.5.3.12 Ответственность за исправное состояние устройств защиты резервуаров от статического электричества несет служба главного энергетика.

А.5.4 Система защиты резервуаров от коррозии. Общие технические требования

А.5.4.1 Способы защиты

Различают пассивный и активный способы защиты резервуаров от коррозии. К пассивным методам защиты относят нанесение антикоррозионных покрытий, к активному - применение электрохимической защиты.

Способы защиты резервуаров от коррозии зависят от степени агрессивного воздействия среды на их конструкции, от качества материалов и технических средств, применяемых для обеспечения защиты, а также от предстоящей защиты вновь строящегося или существующего резервуара.

Способы защиты резервуаров от коррозии определяются проектом на антикоррозионную защиту в соответствии со СНиП 2.03.11-85 [8].

Антикоррозионная защита:

- наружной поверхности корпуса, крыши резервуара и оборудования, установленного на них, а также наземных участков трубопроводов всех назначений осуществляется защитными антикоррозионными покрытиями;

- наружной поверхности днища резервуаров и подземных участков трубопроводов различного назначения, независимо от степени агрессивности грунта выполняется защитными антикоррозионными покрытиями и средствами электрохимической защиты (протекторами или станциями катодной защиты);

- внутренней поверхности резервуара, конструкций, оборудования и устройств осуществ-ляется защитными антикоррозионными покрытиями.

В качестве дополнительного способа защиты от коррозии внутренней поверхности днища и нижнего пояса резервуара, рекомендуется электрохимический способ защиты (протекторная защита), осуществляемый установкой протекторов-анодов из более электроотрицательных материалов по отношению к защищаемой поверхности. При выборе материала протектора для защиты внутренней поверхности стальных резервуаров следует руководствоваться ГОСТ 26251.

А.5.4.2 Электрохимическая защита. Общие технические требования

Электрохимзащиту резервуаров следует проектировать с определением на начальный и конечный периоды эксплуатации следующих параметров:

- для установки катодной защиты - силы защитного тока и напряжения на выходе катодных станций, а также сопротивления анодных заземлителей;

- для протекторных установок - силы защитного тока и сопротивления протекторов. В протекторной установке необходимый для защиты ток создается гальваническим элементом, в котором катодом является металлическая поверхность защищаемого сооружения, а анодом - более электроотрицательный металл (магний, цинк или алюминий).

Величины защитной плотности тока в зависимости от переходного сопротивления изоляции днища и удельного электрического сопротивления грунтов представлены в таблице А.5.1.

Средства и установки электрохимической защиты должны быть поставлены комплектно в соответствии с проектом. Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты, должны соответствовать спецификации проекта ЭХЗ, государственным стандартам или техническим условиям и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта. При пуске и опробовании средств и установок электрохимической защиты следует руководствоваться требованиями технического проекта и рабочих чертежей на ЭХЗ.

Таблица А.5.1 - Защитная плотность тока для изолированного стального сооружения

Части установок ЭХЗ, которые размещены под землей, разрешается засыпать грунтом только после того, как они освидетельствованы, получено письменное согласие на их засыпку от представителя заказчика и оформлен двусторонний акт на скрытые работы. Качество изоляции контактных соединений перед засыпкой грунтом должно быть проверено искровым дефектоскопом напряжением 20 кВ.

Система электрохимической защиты должна проектироваться с учетом непрерывного режима работы в течение ожидаемого срока службы и обеспечивать защиту от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой токами утечки.

Техническое обслуживание и ремонт установок ЭХЗ проводятся в соответствии с графиком техобслуживания. Техническое обслуживание средств ЭХЗ должно включать:

- контроль эффективности протекторной и катодной защиты;

- периодическую замену отдельных элементов (изношенных протекторов или отслуживших срок службы анодных заземлений), чистку контактных поверхностей, восстановление окраски;

- модернизацию средств ЭХЗ.

Контроль работы протекторной защиты наружной поверхности днища резервуара от почвенной коррозии необходимо проводить с помощью следующих электрических измерений:

- распределения потенциала «резервуар-грунт»;

- омического сопротивления цепи протекторных установок;

- силы тока протекторных установок.

Контроль работы протекторов, устанавливаемых на внутренней поверхности резервуара, заключается в периодических измерениях силы тока контрольных протекторов и групп протекторов.

Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности потенциалов «резервуар - электролит» и силы тока в цепи «протектор - резервуар». Разность потенциалов «резервуар - электролит» следует измерять предназначенными для подобных измерений приборами с помощью специального медносульфатного электрода сравнения. Защитный потенциал должен составлять не менее 0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения. Отсутствие тока указывает на неисправность контактной цепи или полное растворение протектора. Сработавшиеся протекторы заменяют новыми.

Система катодной защиты должна удовлетворять следующим критериям защиты:

- отрицательный потенциал (на катоде) при включенной системе катодной защиты должен составлять не менее 850 мВ относительно медно-сульфатного электрода, работающего в режиме насыщения;

- катодная поляризация должна достигать не менее 100 мВ между поверхностью сооружения и устойчивым электродом сравнения.

Контроль за работой установок катодной защиты проводится в соответствии с ГОСТ Р 51164.

Перерыв в действии каждой установки систем электрохимзащиты допускается при проведении регламентных и ремонтных работ не более одного раза в квартал (до 80 часов).

А.6 Антикоррозионные покрытия. Общие технические требования

Общие положения

Противокоррозионная защита (ПКЗ) резервуаров выполняется с целью обеспечения установленного (минимального) срока эксплуатации и его максимального продления.

Перед началом работ по нанесению антикоррозионного покрытия разрабатывается и утверждается проект производства работ.

В проекте производства работ по противокоррозионной защите должны быть освещены вопросы подготовки металлической поверхности резервуара под ПКП (наружного и внутреннего); нанесения покрытия (наружного и внутреннего); контроля качества работ; охраны труда и промсанитарии; промышленной и пожарной безопасности.

В проект производства работ ПКЗ должны быть включены:

- разрешение на проведение работ по противокоррозионной защите резервуаров;

- согласованный с Заказчиком календарный план производства работ;

- согласованный с Заказчиком перечень материалов и оборудования для проведения работ по ПКЗ внутренней и наружной поверхностей резервуара;

- генплан с нанесенными маршрутами движения, местами стоянки техники, местами складирования материалов, расстановкой подсобных помещений;

- сертификаты на используемое оборудование для проведения работ по ПКЗ внутренней и наружной поверхностей резервуара применительно к конструкции резервуара и типу используемого защитного материала;

- сертификаты на используемый абразивный материал, растворители, разбавители и другие материалы, применяемые для подготовки поверхности резервуара к проведению ПКЗ и для нанесения лакокрасочного покрытия на поверхность резервуара;

- сертификат соответствия, гигиенический сертификат и другая необходимая документация на используемый ЛКМ для проведения работ по ПКЗ внутренней и наружной поверхностей резервуара;

- план (операционная технологическая карта) проведения работ по ПКЗ внутренней и наружной поверхностей резервуара, с разработкой схемы поэтапного проведения работ;

- схема операционного контроля качества;

- меры по предотвращению возможных аварий и пожара.

Общие требования и рекомендуемые материалы

ПКЗ для вновь сооружаемых резервуаров должна обеспечивать защиту внутренней и наружной поверхностей металлоконструкций резервуара на срок не менее 10 лет. ПКЗ резервуаров должна разрабатываться согласно требованиям [8], [56] и других действующих нормативных документов, а также с учетом конструктивных особенностей резервуара.

Для обеспечения установленного срока эксплуатации резервуара защитные покрытия на наружную поверхность кровли и стенки. Для защиты от коррозии внутренней и наружной поверхностей вертикальных стальных резервуаров используются покрытия, имеющие сертификаты и разрешительные документы, перечисленные ранее. Рекомендуемые отечественные должны наноситься на внутреннюю поверхность днища, стенки и кровли резервуара, а также материалы представлены в таблицах Г.13, Г.14, покрытия зарубежных фирм - в таблице Г.15 (Приложение Г).

Требования к внутренним противокоррозионным покрытиям

Внутреннее ПКП должно обеспечивать защиту резервуаров от коррозионного разрушения в процессе эксплуатации, обладать стойкостью к воздействию нефтепродуктов, подтоварной воды.

Основные требования к показателям свойств для внутренних ПКП представлены в таблице Г.16 (Приложение Г).

Для защиты от коррозии внутренних поверхностей стальных резервуаров чаще всего используются лакокрасочные материалы (ЛКМ).

Все основные и вспомогательные материалы, используемые для работ по ПКЗ, должны отвечать требованиям соответствующих стандартов или ТУ, утвержденных в установленном порядке.

Топливостойкие покрытия для внутренней поверхности стального резервуара должны отвечать следующим требованиям:

- покрытие должно формироваться при естественных температурах;

- не влиять на качество хранящихся в нем нефтепродуктов;

- обладать необходимым и требуемым набором физико-механических свойств, указанных в таблице А.6.1;

- покрытие должно быть технологично в работе;

- выдерживать заданный сезонный перепад температур;

- покрытие должно иметь токсикологический паспорт (гигиенический сертификат);

- должно быть экономически оправданным по стоимости и сроку эксплуатации;

- при необходимости обладать бактерицидными свойствами.

Для стальных вертикальных резервуаров, предназначенных для хранения светлых нефтепродуктов, рекомендуется комбинированная защита: днище и часть нижнего пояса стенки - окраска по металлу, очищенному до «металлического блеска»; остальные пояса стенки и кровля - по технологии «окрашивание по ржавчине» (по металлу, очищенному до слоя плотносцепленной ржавчины толщиной не более 50 мкм).

ПКЗ внутренних поверхностей стальных резервуаров должна обеспечивать их безаварийную работу на гарантийный срок не менее 10 лет при качественном выполнении ПКЗ и правильной эксплуатации покрытия.

Таблица А.6.1 - Требования к физико-механическим характеристикам топливостойких покрытий для внутренней поверхности резервуара

При эксплуатации резервуаров с окрашенной внутренней поверхностью необходим периодический контроль состояния изоляционного защитного покрытия.

Рекомендации по противокоррозионной защите внутренних поверхностей вертикальных стальных резервуаров и технические характеристики топливостойких покрытий приведены в Приложении Л.

Требования к наружным противокоррозионным покрытиям

Наружное лакокрасочное покрытие резервуара должно обладать:

- атмосферо- и светостойкостью;

- высокими физико-механическими и декоративными свойствами, включая низкое грязеудержание;

- стойкостью к обливу нефтепродуктом;

- способностью к тепло- и светоотражению;

- технологичностью при низких температурах.

Кроме того, следует использовать технологию нанесения покрытия для проведения работ на заполненных резервуарах.

Трубопроводы, арматура и оборудование резервуара должны окрашиваться в строгом соответствии с техническими условиями и нормативно-техническими документами.

Основные требования к показателям свойств для наружных противокоррозионных покрытий представлены в таблице Г.17 (Приложение Г).

Общие требования к подготовке поверхностей

Перед нанесением покрытий защищаемые поверхности должны быть подвергнуты обработке:

- наружные - абразивной очистке на опорожненном резервуаре или - механической очистке на заполненном резервуаре;

- внутренние - абразивной (см. Приложение Л) на поверхности днища и нижнего пояса, а на всей остальной - механической до толщины слоя плотносцепленной ржавчины не более 50 мкм.

Абразивную очистку поверхности производят дробеструйным или дробеметным способом согласно ГОСТ 9.402. При ремонтных работах или обработке небольших участков, возможен механический способ очистки с помощью ручного механизированного инструмента или проволочных щеток.

На поверхностях металлоконструкций, подготовленных к выполнению работ по ПКЗ, должны отсутствовать:

- остатки шлака, сварочные брызги, наплывы, неровности сварных швов;

- следы газовой резки;

- острые кромки радиусом менее 3,0 мм на внутренней и 1,5 мм на наружной поверхностях корпуса резервуара;

- вспомогательные элементы, использованные при сборке, монтаже, транспортировании, подъемных работах и следы, оставшиеся от приварки этих элементов;

- химические загрязнения (остатки флюса, составы, использовавшиеся при дефектоскопии сварных швов), которые находятся на поверхности сварных швов и рядом с ними;

- жировые, механические и другие загрязнения.

Сварные швы должны иметь плавный переход к основному металлу без подрезов и наплывов. Все элементы металлоконструкций внутри резервуара, привариваемые к стенке, днищу или крыше, должны быть обварены по контуру для исключения образования зазоров и щелей.

Шероховатость должна соответствовать техническим требованиям на применяемый лакокрасочный материал. Минимальный показатель шероховатости - 30 мкм.

Все поверхности должны быть очищены, обеспылены, обезжирены в соответствии с ГОСТ 9.402 (по международному стандарту ИСО 8501-1).

Степень обеспыливания контролируют по количеству и размеру частиц пыли путем сравнения с эталоном по ИСО 8502-3.

Для удаления грязи и жировых загрязнений использовать соответствующий растворитель, либо 2-3 %-ный водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ). Для топливных резервуаров это: составы МЛ-51 (ТУ 84-228-76-72), МЛ-52 (ТУ 84-348-73), пенообразователь ПО-1Д (ТУ 38-10799-76) и другие.

В таблице А.6.2 представлена классификация поверхности по степени обезжиривания.

Таблица А.6.2 - Классификация поверхности по степени обезжиривания

Для характеристики очищенной от окислов железа поверхности установлено 4 степени очистки, которые приведены в таблице А.6.3.

Подготовленная внутренняя металлическая поверхность резервуара должна иметь: степень обезжиренности - 1.

Поверхности днища и нижнего пояса оболочки требуемого размера по высоте следует очищать до степени 2, что соответствует степени Sа 2 1/2 по международному стандарту ИСO 8501-1.

Все остальные элементы конструкции резервуара очищают до степени 4, что соответствует степени St 2 по стандарту ИСO 8501-1.

Интервал между абразивной очисткой поверхности и нанесением покрытия должен быть по возможности минимальным при влажности воздуха не более 75 %. При этом атмосфера, окружающая обработанную поверхность, не должна содержать агрессивных газов, паров и пыли.

Таблица А.6.3 - Классификация поверхности по степени очистки

Требования к процессу нанесения противокоррозионного покрытия

Технологический процесс получения защитного покрытия заключается в последовательном выполнении следующих технологических операций:

- хранение и проверка качества основных и вспомогательных материалов;

- испытание работоспособности оборудования;

- подготовка поверхности;

- приготовление основных составов на основе ЛКМ;

- нанесение грунтовки и сушка грунтовочного слоя;

- нанесение покрывных слоев защитного покрытия с промежуточной сушкой каждого слоя;

- окончательная сушка покрытия;

- контроль операции технологии ПКЗ;

- контроль качества покрытия.

Грунтовочные и защитные слои составов на основе ЛКМ наносят методом безвоздушного распыления.

Перечень необходимого оборудования для нанесения ЛКМ приведен в Приложении Ж.

Во время нанесения покрытия толщину пленки следует замерять в «мокром» виде для контроля толщины готовой пленки на поверхности металла после испарения летучей части состава (растворителя).

Окрашенная внутренняя поверхность стального резервуара должна соответствовать IV-V классу по ГОСТ 9.032 с допуском дефектов:

- количество включений, не более 2 шт./дм³;

- отдельные штрихи, риски;

- волнистость, не более 2 мм;

- потеки - отдельные.

Для обеспечения качественного нанесения противокоррозионного покрытия работы следует выполнять, руководствуясь памяткой производства работ (Приложение Е) и используя перечень возможных дефектов покраски при характерных неполадках в установках безвоздушного распыления и способов их устранения (Приложение И).

Контроль работ по ПКЗ поверхностей стальных резервуаров

Для контроля за выполнением работ по ПКЗ в рабочем журнале ежедневно должны фиксировать изменения атмосферных условий и температурно-влажностного режима внутри резервуара, приготовление составов и расход ЛКМ, неполадки рабочего оборудования, недостатки и дефекты процесса нанесения покрытия.

Основными этапами контроля являются:

- качество основных и вспомогательных материалов и сроки их хранения;

- последовательность выполнения технологических операций;

- качество готовой защитной системы покрытий.

Во время нанесения покрытия толщину пленки следует замерять в «мокром» виде для контроля толщины готовой пленки на поверхности металла после испарения летучей части состава (растворителя).

Окрашенная внутренняя поверхность стального резервуара должна соответствовать IV-V классу по ГОСТ 9.032 с допуском дефектов:

- количество включений, не более 2 шт./дм²;

- отдельные штрихи, риски;

- волнистость, не более 2 мм;

- потеки - отдельные.

Качество готового лакокрасочного покрытия или системы защиты оценивается по внешнему виду согласно ГОСТ 9.032 (сорность, однотонность, потеки), а также по степени высыхания, сплошности, адгезии и толщине пленки покрытия.

Степень высыхания покрытия гарантируется соблюдением режимов сушки и определяется по ГОСТ 19007.

В процессе эксплуатации пленка покрытия периодически контролируется визуально. По результатам контроля составляется акт проверки пленки покрытия в процессе эксплуатации (Приложение Б.3).

Контрольные мероприятия в процессе работы, приемка готового покрытия и контроль состояния покрытия в процессе эксплуатации приведены в Приложении Л.

Перечень приборов контроля приведен в Приложении Ж.

А.7 Система предупреждения аварий и аварийных утечек. Общие технические требования

А.7.1 Система предупреждения аварий и аварийных утечек в резервуарах и резервуарных парках включает в себя:

- визуальный плановый и внеплановый осмотры, обследование резервуарных парков и отдельных резервуаров на предмет обнаружения утечек нефтепродукта через днище и стенку резервуара, перекоса и частичного затопления понтона, деформации стенки и крыши, ковра или коробов понтона резервуаров, размыва обвалований, неисправности трубопроводов систем пожаротушения и т.д. с выполнением, при необходимости, соответствующих отключений, переключений и ремонтных работ;

- контроль предельных уровней нефтепродукта в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте эксплуатации резервуара);

- контроль давления парогазовой смеси в резервуаре (согласно СНиП 2.09.03-85 [48], рабочее давление избыточное - не более 2 кПа, вакуум - не более 0,25 кПа);

- контроль уровня загазованности на территории резервуарного парка за счет выбросов углеводородов из резервуаров, фланцевых соединений, повышение температуры в резервуаре до температуры возгорания с сигнализацией о предельных состояниях в операторную ПС (светозвуковой сигнал на операторный щит) и т.д.;

- автоматическая защита от превышения давления в трубопроводах подачи нефтепродукта в резервуарный парк.

При наличии автоматических систем предотвращение превышения предельных аварийных состояний осуществляется автоматически.

А.7.2 Персонал ПС (ЛПДС), региональных подразделений, сторонних организаций, привлекаемых на период аварийных ситуаций, должен быть обучен действиям в условиях аварийных утечек, аварий и пожаров в резервуарном парке.

А.8 Система пожаротушения

А.8.1 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков ПС, ЛПДС, продуктопроводов является составной частью системы пожаротушения этих объектов.

А.8.2 Устройство, оснащение и управление системой пожаротушения определяются проектами на системы пожаротушения, входящими в состав проектов ПС, ЛПДС.

А.8.3 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков должна быть выполнена в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации.

А.8.4 Системы пожаротушения резервуаров и резервуарных парков представляют собой автоматическую и неавтоматическую стационарную системы подачи воздушно-механической пены на поверхность горения в резервуаре, и воды на охлаждение горящего и соседних (при наличии) резервуаров.

Дополнительно к стационарным системам предусматриваются передвижные и стационарные установки подачи воздушно-механической пены и воды для тушения очагов пожара как в резервуарах, так и в пределах обвалования.

А.8.5 Система автоматического пожаротушения включает резервуары для воды, насосные станции пожаротушения (для подачи воды), узлы управления, пеногенераторные блоки (пенокамеры), питающие водопроводы, распределительные трубопроводы раствора пенообразователя и воды, пеногенераторы, оросительные трубопроводы, средства сигнализации и автоматизации. Резервуары должны быть оборудованы стационарными пеногенераторами.

А.8.6 Неавтоматическая стационарная система пожаротушения состоит из тех же основных элементов автоматической системы и отличается тем, что подача огнетушащего вещества к системе пенообразования и воды на орошение осуществляется персоналом от стационарных и передвижных средств.

А.8.7 На перекачивающих станциях с резервуарным парком и отдельно стоящими резервуарами должны быть предусмотрены резервуары воды для пожаротушения.

Каждый резервуар воды для пожаротушения рассчитан на максимальный пожар в резервуарах, а именно:

- стационарное охлаждение в течение 4 часов и приготовление объема раствора пенообразователя, достаточного для трех пенных атак по 10 мин. при стационарной системе пенотушения;

- передвижное охлаждение в течение 6 часов и приготовление объема раствора пенообразователя, достаточного для трех пенных атак по 15 мин. при передвижной системе пенотушения при помощи пенных мониторов.

А.8.8 Резервуары воды для пожаротушения должны заполняться водой от водоисточников не более чем за 96 часов.

А.8.9 Насосные станции пожаротушения оснащены:

1) водяными подпорными насосами, каждый производительностью, рассчитанной на поддержание подпора в сети и обеспечение водой производственно-хозяйственных нужд объекта;

2) насосами поддержания давления, каждый производительностью, рассчитанной не менее чем на один рабочий гидрант.

При наихудшем варианте развития пожара потребная производительность подачи воды обеспечивается при работе резервных насосов.

А.8.10 Трубопроводы системы пожаротушения - стальные, принятые из расчета тушения наихудшего варианта развития пожара на резервуарах.

Наземные участки трубопроводов пожаротушения и их подземные участки, подверженные риску замерзания, должны обеспечиваться теплоизоляцией и обогревом.

На кольцевых пожарных водопроводах резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров должны быть установлены пожарные гидранты, к которым могут подключаться передвижные средства.

А.8.11 В соответствии с СО 03-06-АКТНП-006-2004 [38] в резервуарах с нефтепродуктами тушение пожара предусматривается воздушно- механической пеной низкой кратности.

Защита резервуаров типа РВС должна производиться установками подслойного пожаротушения, обеспечивающими подачу низкократной пены непосредственно в нефтепродукт (в первый пояс стенки).

Защита резервуаров типа РВСП должна производиться установками комбинированного пожаротушения, обеспечивающими подачу низкократной пены одновременно на понтон в зону уплотняющего затвора и непосредственно в нефтепродукт. В таблицах Г.11, Г.12 (Приложение Г) приведены основные нормативы стационарных установок подслойного и комбинированного тушения пожаров бензина и дизтоплива в резервуарах с использованием стандартных высоконапорных пеногенераторов.

Конструкция камер низкократной пены должна обеспечивать подачу пены в стенку резервуара в виде плоских веерных струй пены.

Тушение пожаров подачей пены в слой горючего или в подтоварную воду должно производиться с использованием фторсинтетических пенообразователей, обладающих инертностью к нефтепродукту и способных образовать пленку на поверхности горящей жидкости.

А.8.12 Количество и емкость резервуаров для пенообразователя в пеногенераторных блоках (пенокамерах) и передвижных емкостей должны быть достаточными для обеспечения пенного запаса:

- на заполнение системы и время тушения пожара - 10 минут при трехкратном запасе пенообразователя в пеногенераторных блоках (пенокамерах) при стационарной системе пенотушения;

- на заполнение передвижных систем пенотушения и время тушения пожара - 15 минут при трехкратном запасе пенообразователя в передвижных емкостях.

Количество и емкость резервуаров для хранения запаса пенообразователя определяются проектом пожаротушения соответствующей ПС, ЛДПС.

А.8.13 Каждый подводящий трубопровод раствора пенообразователя должен обеспечивать 100 % потребность в растворе пенообразователя для тушения пожара в резервуаре.

Трубопроводы раствора пенообразователя, количество и производительность пеногенераторов должны обеспечить тушение пожара в пределах расчетного времени.

А.8.14 Стационарная установка водоохлаждения (орошения) резервуара состоит из двух полуколец орошения, оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и подводящих трубопроводов, соединяющих кольцо орошения с сетью пожарного водопровода.

А.8.15 На резервуарах со стационарной крышей устанавливаются пожарные термоизвещатели, располагаемые равномерно по периметру, под крышей.

А.8.16 Схема управления системой автоматического тушения пожаров должна обеспечивать:

- автоматическое обнаружение и передачу сигнала о пожаре;

- заданное время срабатывания;

- заданную интенсивность подачи пены на тушение и воды на охлаждение не ниже нормативной, в течение установленного времени действия согласно нормативной документации.

А.8.17 Узлы управления установками системы пожаротушения должны обеспечивать:

- возможность контроля состояния установок;

- выдачу сигнала на формирование командного импульса о пожаре, на включение насосов, на переключение и подключение нужного направления системы подачи раствора пенообразователя и воды.

А.8.18 Контроль и управление системой автоматического пожаротушения должны обеспечиваться как из диспетчерской, так и из местных операторных ПС и ЛПДС.

А.8.19 Задвижки с электроприводом в системах автоматического стационарного пожаротушения должны иметь автоматическое, дистанционное, местное ручное управление на их открытие и закрытие, и размещаться за пределами обвалования резервуаров.

При размещении задвижек в обводненных и затопляемых водой колодцах приводы задвижек должны быть вынесены на поверхность.

А.8.20 Для слива раствора, воды и конденсата из сухотрубов необходимо предусматривать устройства для спуска жидкости, располагаемые в наиболее низких местах.

Кольцевые трубопроводы пенотушения и орошения должны иметь уклон в сторону сухотрубов.

А.8.21 Расчетные расходы раствора пенообразователя, а также воды и пенообразователя на тушение пожара следует определять, исходя из интенсивности подачи раствора пенообразователя на 1 м² расчетной площади тушения и рабочей концентрации пенообразователя согласно СНиП 2.11.03-93 [22], СО 03-06-АКТНП-006-2004 [38].

Интенсивность подачи раствора пенообразователя зависит от температуры вспышки нефтепродукта (ниже или выше плюс 28 °С), целевого назначения и кратности (низкой или средней) пены.

В наземных резервуарах со стационарной крышей и резервуарах с понтоном за расчетную площадь тушения принимается площадь горизонтального сечения резервуара.

А.8.22 Хранение пенообразователя для систем пожаротушения следует предусматривать в концентрированном виде.

Для хранения запаса пенообразователя следует предусматривать, как правило, не менее двух резервуаров. Допускается один резервуар при хранении запаса пенообразователя объемом не более 10 м³ .

А.8.23 За расчетный расход воды при пожаре в резервуарном парке следует принимать наибольший расход на пожаротушение и охлаждение резервуаров (исходя из наибольшего расхода воды при пожаре одного резервуара).

Расход воды на охлаждение резервуаров следует определять расчетом, исходя из интенсивности подачи воды на горящий и соседние резервуары согласно СНиП 2.11.03-93 [22].

Интенсивность подачи воды на охлаждение одного метра длины по окружности различна для горящего и соседних резервуаров, и зависит от системы охлаждения (стационарной или передвижной техники), высоты стенки охлаждаемого резервуара.

При расчете допускается не учитывать подачу воды на охлаждение соседних с горящим наземных резервуаров, если эти резервуары расположены на расстоянии более двух нормативных расстояний, указанных в п. 3.2 СНиП 2.11.03-93 [22], от горящего резервуара.

А.8.24 Пожарные гидранты, колодцы, пеногенераторные блоки (пенокамеры), блоки с емкостями пенообразователя должны иметь опознавательные знаки и указатели с единой нумерацией.

А.8.25 Ответственность за обеспечение пожарной безопасности в резервуарных парках возлагается на руководителей всех уровней и обслуживающий персонал согласно положениям и должностным инструкциям. Контроль за состоянием систем и средств пожаротушения возлагается на пожарно-технические комиссии (ПТК) и начальника пожарной команды.

А.8.26 Приказом или распоряжением руководителей ПС, ЛПДС техническое обслуживание и текущий ремонт элементов системы пожаротушения (с записью в должностных инструкциях) возлагаются на старших специалистов по направлениям деятельности: эксплуатации механического оборудования, электротехнического оборудования, КИП и связи. На начальника пожарной охраны и руководителей ДПД возлагается осуществление постоянного контроля за работоспособностью системы пожаротушения, качеством, количеством и условиями хранения запаса пенообразователя.

А.8.27 Техническое обслуживание и текущий ремонт систем пожаротушения могут осуществляться также персоналом специализированных сторонних организаций по договору с ПО, ПУ, ЛПДС, ПС ОАО «АК «Транснефтепродукт». Эти организации должны иметь лицензию органов управления Государственной противопожарной службы на право выполнения работ по наладке и техническому обслуживанию систем (установок) пожаротушения.

А.8.28 Персонал, обслуживающий резервуарный парк, должен:

- хорошо знать схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек резервуарного парка, чтобы при авариях и пожарах быстро и безошибочно провести необходимые переключения, а при необходимости, обеспечить откачку нефтепродукта из горящего резервуара;

- быть обучен и знать правила дистанционного и местного пуска и управления системами (установками) пожаротушения.

А.8.29 Структура и ведомственная принадлежность пожарной охраны, задачи пожарной охраны, требования к личному составу, меры по предупреждению пожаров, количество пожарных машин, требуемых для обеспечения подачи воды, раствора пенообразователя на пожаротушение, определяются в соответствии с действующими нормативными документами по пожарной охране предприятий.

А.8.30 Системы пожаротушения, сигнализации, связи, первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действиям.

Установки пожарной автоматики должны постоянно находиться в дежурном режиме.

А.8.31 В резервуарах для воды должен быть установлен неприкосновенный пожарный запас воды, расходование которого на хозяйственные нужды не допустимо.

Электрический обогрев должен автоматически поддерживать температуру воды не ниже

плюс 5 °С.

А.8.32 Давление в заполненной системе водопроводов системы пожаротушения должно быть в пределах установленного и автоматически поддерживаться водяными подпорными насосами и насосами поддержания давления.

А.8.33 Температура в помещениях для хранения пенообразователей должна быть не выше плюс 40 ⁰С и не ниже плюс 5 °С, чем обеспечиваются сохранность пенообразователя и возможность немедленного его использования.

А.8.34 Проверка качества пеноагента на кратность и стойкость пены должна производиться не реже одного раза в полгода.

А.8.35 Не реже одного раза в три года должно проводиться испытание аппаратов, трубопроводов системы, установок пожаротушения на прочность и герметичность.

Не реже одного раза в год производить полную промывку, продувку, очистку от грязи, ржавчины аппаратов и пенопроводов.

Ежегодно при подготовке к зимнему периоду сухотрубы к резервуарам должны продуваться воздухом через дренажные линии.

А.8.36 Не реже одного раза в квартал должен проводиться цикл испытаний всей автоматической системы пожаротушения, один раз в год с пуском огнетушащего вещества.

А.8.37 В процессе эксплуатации запрещаются отключение установки пожарной автоматики и перевод на ручное управление, кроме случаев кратковременного отключения для проверки работоспособности системы в ручном управлении. Перевод на режим ручного управления должен быть согласован с начальником местного органа государственной противопожарной службы.

А.8.38 К местам размещения технических средств системы пожаротушения, в том числе пожарной автоматики, пожарных извещателей, должен быть обеспечен свободный доступ для проверки их работоспособности, проведения ТОР.

А.8.39 Техническое обслуживание и ремонт систем, установок пожаротушения должны быть организованы с момента ввода их в эксплуатацию и осуществляться в соответствии с планом-графиком ТОР.

А.8.40 При эксплуатации системы пожаротушения должна иметься и вестись следующая документация:

- исполнительная документация на систему пожаротушения;

- паспорта и инструкции фирм изготовителей на эксплуатацию оборудования и приборов;

- журнал регистрации работ по ТОР системы и отдельных ее установок, участков;

- журнал регистрации испытаний системы, проверки качества пенообразователя.

А.9 Требования к содержанию плана ликвидации возможных аварий и инцидентов в резервуарных парках

При возникновении аварий или аварийных утечек нефтепродукта эксплуатационный персонал соответствующих перекачивающих станций, наливных пунктов и структурных подразделений предприятий должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и аварийных утечек (ПЛА), разработанным для каждого конкретного резервуарного парка.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек, может разрабатываться как самостоятельный ПЛА для конкретного резервуарного парка или разрабатываться в составе плана ликвидации возможных аварий и аварийных утечек по конкретной ПС (ЛПДС).

Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются с учетом фактического организационно-технического уровня аварийно-восстановительных служб на объектах, состояния подъездных путей, наличия и состояния аварийной техники, количества ремонтного и другого персонала и т.п.

Планом должны определяться обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и персонала перекачивающих станций, структурных подразделений предприятий (ПО, ПУ) магистральных нефтепродуктопроводов, позволяющие более оперативно и организованно принять экстренные меры по предотвращению развития аварий, уменьшению истечения и разлива нефтепродукта, обеспечению безопасности перекачивающих станций, соседних объектов и жилых поселков, защите окружающей среды, а также проведению ремонтных работ для обеспечения дальнейшей эксплуатации резервуарного парка. В ПЛА должны быть предусмотрены все виды возможных аварий и аварийных утечек, мест их возникновения, сценарии возможного развития аварий и их последствия, определены мероприятия по спасению людей, способы оповещения (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), список лиц, имеющих право на оповещение, пути вывода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии. Основные положения плана ликвидаций возможных аварий приведены в РД 153-39.4-073-01 [49].

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен содержать следующие разделы:

- оперативную часть;

- техническую часть;

- порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации аварий и их последствий.

В оперативной части ПЛА должен предусматриваетсять:

- распределение обязанностей между отдельными лицами и службами, участвующими в ликвидации аварий и аварийных утечек, и порядок их взаимодействия;

- списки, адреса, телефоны должностных лиц, которых следует извещать об аварии и аварийных утечках;

- генплан и технологическая схема перекачивающей станции, наливного пункта;

- необходимость и последовательность выключения электроэнергии и отключения электросетей, остановки оборудования, прекращения тех или иных видов работ в зоне разлива нефтепродукта и распространения ее паров;

- перечень организаций, предприятий, хозяйств, жилых поселков, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефтепродукта и о границах вероятной взрыво - и пожароопасной зоны с целью принятия мер по предотвращению пожаров и взрывов, а при необходимости, и эвакуации работников и населения;

- порядок выставления на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском людей и техники в загазованную и опасную зону;

- первоочередные действия персонала перекачивающих станций, филиалов предприятий по предотвращению, предупреждению развития аварий и их осложнений;

- перечень мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий;

- порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и другими специализированными службами;

- способы ликвидации аварий в начальной стадии.

Техническая часть плана должна включать:

- виды возможных аварий и аварийных утечек, привязанных к конкретному резервуару или группе резервуаров;

- мероприятия по предотвращению дальнейшего разлива и возгорания нефтепродукта;

- мероприятия по очистке загрязненной территории от разлитого нефтепродукта;

- мероприятия по подготовке резервуаров и их дефектных мест к ремонтным работам;

- перечень технических средств и материалов в зависимости от характера аварий, аварийных утечек с указанием места их складирования, хранения;

- методы ликвидации аварий и аварийных утечек;

- мероприятия по обследованию состояния резервуаров и его оборудования после ликвидации аварии, аварийных утечек и устранения выявленных недостатков;

- мероприятия по сбору и утилизации нефтепродукта, а также по ликвидации последствий разлива нефтепродукта.

Порядок взаимодействия с другими предприятиями и организациями по ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий должен отражать:

- перечень предприятий и организаций, привлекаемых к ликвидации возможных аварий, аварийных утечек и их последствий, номера телефонов должностных лиц, которые должны быть извещены об авариях и аварийных утечках;

- виды работ и их этапы, которые надлежит выполнять привлекаемым предприятиям и организациям;

- перечень технических средств и специалистов, которые должны быть выделены привлекаемыми предприятиями и организациями в соответствии с договором или договоренностью с ними.

ПЛА разрабатывается и пересматривается в филиалах предприятий комиссией в составе начальника отдела эксплуатации (производственного отдела), старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по промышленной безопасности, представителей связи и пожарной охраны, начальника или заместителя начальника ПС и утверждается главным инженером филиала предприятия. ПЛА переутверждается не реже чем один раз в пять лет.

План ликвидации возможных аварий и аварийных утечек должен утверждаться при наличии актов проверки:

- состояния систем контроля технологического процесса;

- исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения;

- наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварии в начальной стадии.

Правильность ПЛА и его соответствие фактическим условиям производства проверяется во время учебно-тренировочных занятий.

В Приложении Б.3 дана рекомендуемая форма акта технического расследования аварии (повреждения) на резервуаре.

А.10 Регламент вывода из эксплуатации стальных вертикальных резервуаров для проведения работ по зачистке, диагностике и ремонту

А.10.1 Общие положения

А.10.1.1 Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке, подготовке к диагностике и ремонту проводятся на основе утвержденных годовых графиков зачисток резервуаров, планов производства диагностических и ремонтных работ, утверждаемых главным инженером ОАО и представляемых в ОАО «АК «Транснефтепродукт» до 15 января ежегодно.

А.10.1.2 Разработка Программы технического диагностирования и ремонта резервуаров на планируемый год осуществляется, исходя из их фактического технического состояния.

Подлежат первоочередному включению в комплексную программу резервуары:

- находящиеся в аварийном состоянии или выведенные из эксплуатации из-за недопустимых дефектов;

- со сниженным уровнем взлива из-за дефектов металлоконструкций и оборудования;

- с установленным ограничением срока эксплуатации из-за имеющихся дефектов;

- с дефектами металлоконструкций, отремонтированных временными методами ремонта;

- находящиеся в эксплуатации более 20 лет без капитального ремонта;

- изготовленные из стали марки 16Г2АФ или сваренные электродами с меловой обмазкой (для РВС);

- горизонтальные заглубленные резервуары.

А.10.1.3 АО представляет в ОАО «АК «Транснефтепродукт» ежемесячно (на 1-е число) справку о выполняемых зачистках, диагностических и ремонтных работах на резервуарах по прилагаемой форме (таблица А.10.1).

Таблица А.10.1 - Справка о выполняемых и планируемых ремонтных работах

А.10.2 Вывод из эксплуатации

А.10.2.1 Подготовка к выводу резервуара из эксплуатации предполагает откачку из него нефтепродукта до минимально допустимого уровня.

А.10.2.2 Вывод резервуаров из эксплуатации для плановых зачисток и ремонта организуется службой эксплуатации ОАО (ПО). Конкретная дата вывода согласовывается с товаротранспортным отделом и подтверждается письменным разрешением главного инженера ОАО. При выводе резервуара из технологического режима выполняются следующие работы:

- отключение резервуара от технологического трубопровода;

- отключение электропитания электроприводов задвижек;

- вывешивание предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);

- установка заглушек на фланцевые соединения приемо-раздаточных патрубков (ПРП).

А.10.2.3 Отключение резервуара от технологического трубопровода производится путем закрытия и подтягивания вручную задвижек на ПРП.

При этом ответственному за производство работ по зачистке резервуара необходимо проверить плотность их закрытия и убедиться в отсутствии поступления нефтепродукта в резервуар, путем контроля за уровнем нефтепродукта.

А.10.2.4 «Отключение электропитания приводов задвижек производится путем отключения автоматических выключателей, питающих эти задвижки, и отсоединения питающего кабеля со стороны питания. На ключах управления и автоматических выключателях вывешиваются запрещающие плакаты «Не включать! Работают люди».

А.10.2.5 Откачка остатков нефтепродуктов из резервуара, оборудованного зачистным патрубком производиться через зачистной патрубок.

Откачка остатков нефтепродукта из резервуара, не оборудованного зачистным патрубком, производится передвижным насосом по временному трубопроводу через сифонный кран в резервуар, указанный лабораторией качества или вакуумной установкой (типа АКН, АВ) со сливом в емкость сбора утечек (см. рисунок А.10.1)

Перед началом работ по откачке нефтепродукта производится:

- монтаж насоса и временных трубопроводов в соответствии с технологической схемой, указанной в проекте производства работ. При выборе насосного оборудования руководствоваться требованиями технологической карты эксплуатации резервуара в части соблюдения требований по скорости опорожнения-заполнения резервуара;

Условные обозначения

Рисунок А.10.1 Схема герметичной откачки “мертвого“ остатка продукта из РВС

1, 2, 3, 4- Линии технологических трубопроводов; 5- Задвижка зачистной линии; 6- Зачистная линия РВС; 7- Диск-отражатель, препятствующий образование воронок при откачке нефтепродукта; 8- Патрубок с отводом, врезанный в стенку резервуара.

- заземление оборудования и трубопроводов с присоединением к общему контуру заземления резервуара.

При откачке остатков нефтепродукта ведется оперативный контроль за поступлением нефтепродукта в приемный резервуар по показаниям системы измерения уровня.

После прекращения поступления нефтепродукта из освобождаемого резервуара в приемный резервуар необходимо закрыть сифонный кран на освобождаемом резервуаре, зачистную задвижку и задвижку ПРП на приемном резервуаре.

А.10.2.6 Для более полного освобождения резервуара от остатков нефтепродукта производится подъем их на воду через сифонный кран и откачка обводненного нефтепродукта вакуумными установками типа АКН со сливом в нефтеловушку.

А.10.2.7 Откачка остатков нефтепродукта производится при герметично закрытых люках в первом поясе резервуара.

Откачка остатков нефтепродукта через открытые люки резервуара запрещена.

А.10.2.8 После удаления остатков нефтепродукта из резервуара необходимо отключить станции катодной защиты зачищаемого резервуара или группы резервуаров, в которую он входит.

А.10.2.9 После отключения СКЗ, производятся работы по установке заглушек на ПРП с регистрацией в «Журнале учета установки и снятия заглушек». Заглушки должны быть изготовлены из металла толщиной не менее указанной в таблице А.10.2 и должны иметь «хвостовики» с выбитым на них номером и допустимым давлением. Хвостовик должен выступать над образующей фланца не менее, чем на 100 мм.

Таблица А.10.2 - Расчетная толщина заглушек в зависимости от диаметра заглушки и давления в трубопроводе

А.10.2.10 Дальнейшие технологические операции по выводу резервуаров из эксплуатации на диагностику, в ремонт, проведению ремонта (реконструкции) и последующему вводу его в эксплуатацию включают:

- зачистку резервуара, подготовку поверхности резервуара к диагностике;

- полную диагностику резервуара с составлением отчета и заключения с дефектной ведомостью;

- составление задания на разработку проектно-сметной документации на ремонт (реконструкцию) резервуара;

- разработку проектно-сметной документации, проведение экспертизы и регистрация ПСД в органах государственного надзора;

- выбор подрядчика;

- выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара и его оборудования, трубопроводов, находящихся в пределах каре, производственно-дождевой канализации и каре резервуара, в т.ч. проведение всех регламентных работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту установок пожаротушения;

- гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов установок пожаротушения и орошения на прочность и пневматические испытания на герметичность;

- гидравлические испытания резервуара, освобождение резервуара от воды;

- нанесение антикоррозионного покрытия: внутреннего и наружного;

- оформление Заключения экспертизы промышленной безопасности с указанием срока безопасной эксплуатации до следующего диагностического обследования;

- оформление акта приемки резервуара после капитального ремонта (реконструкции);

- проведение проверки резервуара, оформление градуировочной таблицы и технологической карты;

- заполнение резервуара нефтепродуктом для комплексного опробования в технологическом режиме ПС (ЛПДС);

- градуировку резервуара, оформление градуировочной таблицы и технологической карты;

- оформление актов ввода в эксплуатацию.

А.10.2.11 После выполнения работ по выводу резервуара из эксплуатации составляется акт готовности резервуара к зачистным работам с указанием объема оставшегося продукта и осадков (последний может включать механические загрязнения, воду и прочие шламы), выполненных мероприятий по его отключению от технологических трубопроводов и акт передачи резервуара для выполнения зачистных работ.

А.10.2.12 Зачистка выполняется в соответствии с требованиями СО 05-06-АКТНП-00-2006 «Регламент безопасной организации работ по зачистке стальных сварных цилиндрических вертикальных резервуаров со стационарной крышей или со стационарной крышей и понтоном вместимостью от 100 до 50000 м³» предназначенных для хранения нефтепродуктов на объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» [68].

А.10.2.13 После завершения работ по зачистке резервуара он может быть введен в эксплуатацию или передан подрядчику для проведения работ по полному техническому диагностированию или капитальному ремонту.

А.10.2.14 При планировании работ, связанных с выводом товарных резервуаров из эксплуатации, следует руководствоваться ориентировочными сроками, показанными в таблицах А.10.3 и А.10.4.

Таблица А.10.3 - Ориентировочные сроки (количество рабочих дней) продолжительности выполнения операций вывода, зачистки, диагностики резервуара

А.10.2.15 На выполненные при техническом диагностировании работы составляется первичная документация (акты, протоколы, журналы и т.п.), на основании которой оформляется заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости вывода его из эксплуатации и объемов проведения ремонта недопустимых дефектов.

А.10.2.16 Прием-передача резервуаров в капитальный ремонт (реконструкцию) оформляется актом. В состав комиссии входят представители служб эксплуатации, капитального строительства (капитального ремонта) ПО (ПУ) и ОАО МНПП. Акт приема-передачи резервуаров утверждается главным инженером ОАО (ПО).

А.10.2.17 Окончание (выполнение) работ оформляется актами. Разрешение на выполнение этапов работ по резервуарам оформляется нарядами и другими рабочими документами, установленными в соответствии с действующими РД и настоящими Правилами.

А.10.2.18. Дочерние ОАО до 3 числа каждого месяца представляют в ОАО «АК «Транснефтепродукт» справку о выполняемых и планируемых ремонтных работах на резервуарах, связанных с их выводом из эксплуатации, утверждаемую главным инженером ОАО (таблица А.10.1).

А.10.3 Ввод резервуара в эксплуатацию после капитального ремонта

А.10.3.1 Приемку резервуара осуществляет рабочая комиссия, в состав которой входят представители заказчика, генерального подрядчика и субподрядных организаций в соответствии с их полномочиями.

А.10.3.2 Контроль за соблюдением проектных решений и качеством строительства и капитального ремонта осуществляется в соответствии с СО 01-06-АКТНП-001-2005 [4].

Оценка качества работ проводится по результатам испытаний резервуара и визуально на соответствие выполненных работ проекту на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт.

А.10.3.3 Гидравлические испытания резервуара должны проводиться в соответствии с разделом 2 настоящих Правил.

Перед проведением гидравлических испытаний резервуара составляется акт готовности резервуара к проведению гидравлических испытаний (Приложение Б.3).

А.10.3.4 Приемочной комиссией после комплексного опробования и ввода резервуара в эксплуатацию в течение трех дней подписывается акт о приемке законченного реконструкцией (капитальным ремонтом) объекта (Приложение Б.3).

А.10.3.5 Проектная и исполнительная документация на проведенный капитальный ремонт (реконструкцию) хранится на ПС (НС, ЛПДС), копии или вторые экземпляры в отделах эксплуатации ОАО (ПО).

Таблица А.10.4 - Ориентировочные сроки продолжительности капитального ремонта и реконструкции резервуаров в ОАО «АК «Транснефтепродукт»

Тип резервуара	Наименование работ и продолжительность в днях										Полный срок подготовительных и ремонтных работ (месяцы)
	Разработка ПСД	Экспертиза, утверждение ПСД и регистрация в органах Ростехнадзора	Ремонт конструкции днища	Ремонт конструкции стенки (понтона)	Ремонт конструкции кровли	Монтаж системы подслойного тушения *	Гидравлические испытания	Антикоррозионная внутренняя и наружная окраски	Ремонт отмостки	Ремонт и восстановление обвалования
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
РВС 2000 и менее	15	15	15	20	14	8	6	20	4	4	3,5
РВС-5000	20	15	25	20	20	15	10	40	15	10	4,0
РВСП-5000	25	15	30	30	20	15	10	40	15	10	4,5
РВС-10000	25	15	30	30	25	20	15	50	15	10	5,0
РВСП-10000	25	15	35	40	25	20	15	50	15	10	5,5
Примечание - Проектно-сметная документация (ПСД) на капитальный ремонт (реконструкцию) разрабатывается до начала работ *) данный вид работ проводится параллельно с другими видами работ (кроме ремонта днища)

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)

Б. Техническая документация на резервуары

Б.1 Нормативно-техническая документация, действующая в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт», в части эксплуатации стальных резервуаров

Эксплуатация стальных резервуаров в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт» осуществляется на основании действующей нормативно-технической документации, определяющей требования к эксплуатации и проведению капитального ремонта, и реконструкции резервуаров для хранения нефтепродуктов:

- Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. - М.: «Недра»,1988.

- ВППБ 01-03-96. Правила пожарной безопасности для предприятий «Транснефтепродукт». - М.,1996.;

- ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. - М.,1998;

- ПБ 03-605-03. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. - М.: Госгортехнадзор России, 2003;

- РД 03-613-03. Порядок применения сварочных материалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов, 2003;

- РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. - Уфа, ЗАО «Нефтемонтаждиагностика», 1997;

- РД 03-614-03. Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов. - М.: 2003.

- РД 03-615-03. Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов, 2000;

- РД 08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, 1995;

- РД 08-296-99. Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта, реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.- М.: Госгортехнадзор РФ, 1999;

- РД 153-39.4-087-01. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепродуктопроводов. Основные положения, 2001;

- ПБ 03-273-99. Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства.- М.: Госгортехнадзор, 1999;

- СО 03-04 АКТНП-014-2004. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов, 2004;

- СО 03-06-АКТНП-006-2004. Нормы пожарной безопасности. Проектирование и эксплуатация систем пожаротушения нефтепродуктов в стальных вертикальных резервуарах системы ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М., 2004;

- СО 153-34.21-122-2003 Инструкция по устройству молниезащитных зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. - М.: 2003;

- СТО 0030-2004. Правила технической диагностики, ремонта и реконструкции.- М: ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова», 2004;

- СО 01-05 АКТНП-003-2005. «ТОР» Положение по автоматизации и телемеханизации объектов системы трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефтепродукт»;

- СО 01-06 АКТНП-001-2005. Система управления промышленной безопасностью и охраной труда. Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительно-монтажных работ на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М., 2005;

- СО 05-06-АКТНП-00-2006 Регламент безопасной организации работ по зачистке стальных сварных цилиндрических вертикальных резервуаров со стационарной крышей или со стационарной крышей и понтоном вместимостью от 100 до 50000 м³, предназначенных для хранения нефтепродуктов на объектах магистральных нефтепродуктопроводах системы ОАО «АК «Транснефтепродукт».- М., 2005;

- СО 05-06-АКТНП-005-2005 Регламент организации безопасного проведения огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на линейных и технических опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводах системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.- М., 2005;

- Стандарт организации СО 07-06-АКТНП-001-2005 «Положение по организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительно-монтажных работ на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт»;

- Стандарт организации СО 05-06-АКТНП-004-2005 «Регламент допуска сторонних организаций, оформления разрешительных документов и организации безопасной подготовки и проведения работ в охранной зоне магистрального нефтепродуктопровода или на технологических опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов системы ОАО «АК «Транснефтепродукт»;

- Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ. - М.: Недра, 1986;

- ВСН 311-89. Монтаж стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50 000 куб. м.- М.: Минмонтажспецстрой, 1989;

- РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации МНПП, 1999;

- «Система управления промышленной безопасностью и охраной труда на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», приказ от 29.04.03 г. № 26;

- Проектная и эксплуатационная техническая документация (таблица Б.1, формы Б.1-Б.30 Приложения Б.3 настоящих Правил).

Б.2 Техническая документация на резервуары на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт»

Весь перечень технической документации, разделенной по назначению (проектная, исполнительная и эксплуатационная) и действующей в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт», представлен в таблице Б.1.

Б.3 Формы технической документации

В данном Приложении Б.3 представлены формы следующих основных технических документов:

Формы документов Б.1-Б.30:

1. Акт на приемку основания и фундаментов.

2. Сертификат качества на конструкции резервуара.

3. Акт приемки металлоконструкций резервуара в монтаж.

4. Акт завершения монтажа (сборки) конструкций.

5. Журнал пооперационного контроля монтажно-сборочных работ при сооружении резервуара №.

6. Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара.

7. Акт готовности резервуара к проведению гидравлических испытаний.

8. Акт гидравлического испытания резервуара.

9. Акт нивелирования окрайки днища стального вертикального резервуара емкостью __ м³.

10. Акт нивелирования днища стального вертикального резервуара емкостью __м³.

11. Паспорт стального вертикального цилиндрического резервуара.

12. Акт готовности резервуара к зачистным работам.

13. Акт на выполненную зачистку резервуара №.

14. Акт готовности резервуара к огневым работам.

15. Наряд-допуск на проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности.

16. Акт приемки на законченные работы по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара.

17. Акт приемки законченного строительством (капитальным ремонтом, реконструкцией) объекта приемочной комиссией.

18. Типовые формы технологических карт эксплуатации резервуаров.

19. Журнал учета образования и движения отходов.

20. Акт контроля подготовки поверхности резервуара перед нанесением защитных лакокрасочных покрытий.

21. Акт контроля выполнения работы по нанесению грунтовки на внутреннюю поверхность резервуара.

22. Акт контроля выполнения работы по нанесению защитной эмали на внутреннюю поверхность резервуара №.

23. Акт приемки- сдачи выполненных работ по противокоррозионной защите внутренней поверхности резервуара №.

24. Акт проверки состояния и защитных свойств пленки покрытия после эксплуатации на внутренней поверхности резервуара.

25. Акт измерений степени наклона резервуара.

26. Акт по результатам комплексного опробования в эксплуатационном режиме законченного капитальным ремонтом (реконструкцией) резервуара.

27. Журнал текущего обслуживания резервуара.

28. Акт технического расследования аварии (повреждения) на резервуаре №_____ ЛПДС (ПС) «______»

29. Журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества.

30. Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств.

Таблица Б.1 - Рабочая исполнительная документация, действующая в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт»

Продолжение таблицы Б.1

Продолжение таблицы Б.1

Продолжение таблицы Б.1

Продолжение таблицы Б.1

Продолжение таблицы Б.1

Продолжение таблицы Б.1

Окончание таблицы Б.1