Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

      В соответствии с подпунктом 14-22) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан "О гражданской защите", ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

      2. Комитету промышленной безопасности Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан;

      3) в течении десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан сведения об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство энергетики
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство индустрии
и инфраструктурного развития
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство экологии,
геологии и природных ресурсов
Республики Казахстан

Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с подпунктом 14-22) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан "О гражданской защите" и определяют порядок промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Настоящие Правила направлены на предупреждение аварий, инцидентов и несчастных случаев на опасных производственных объектах (далее – ОПО), с учетом специфики объектов хранения нефти и нефтепродуктов и достигнутого современного технического уровня.

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

Глава 2. Область применения

      3. Настоящие Правила предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющими эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

Глава 3. Обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Параграф 1. Общие требования к стальным резервуарам

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

      5. Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

      1) по вместимости - от 100 м³ до 50 000 м³;

      2) по расположению - наземные, подземные;

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

      4) по конструкции подразделяются на:

      с плавающей крышей;

      со стационарной крышей без понтона;

      со стационарной крышей и понтоном.

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

      7. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

      1) по вместимости - от 3 м³ до 200 м³;

      2) по расположению - наземные, подземные;

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

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

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

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

      11. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

      12. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающей крышей.

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

      14. Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами. Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать отклонениям, указанным на рабочих чертежах.

      15. Резервуары вместимостью до 8 м³ включительно изготавливаются с плоскими днищами.

      16. Резервуары вместимостью более 8 м³ изготавливаются с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

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

      18. В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование окрашивается.

      Не окрашиваемые детали (например, крепежные изделия) должны быть законсервированы.

      19. Элементы резервуаров не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов предусматриваются грузовые скобы.

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

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

      22. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости полностью засыпаются землей.

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

Параграф 2. Требования к основаниям и фундаментам

      24. Основание резервуара защищаются от размыва атмосферными водами, обеспечивается беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара не допускается.

      25. Откос основания покрывается несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков.

Параграф 3. Материалы для резервуарных конструкций

      26. При ремонте резервуаров используются металлы, обладающие механическими характеристиками и химическим составом с высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости в соответствии с государственными нормативами в области архитектурной, градостроительной и строительной деятельности. Резервуары объемом свыше 20 000м3 не допускается изготавливать и монтировать методом рулонной сборки.

      27. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта на изготовление резервуара и подтверждаться сертификатами изготовителей, либо данными лабораторных испытаний.

Параграф 4. Защита металлоконструкций от коррозии

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

      29. Для внутренних поверхностей днищ и стенок резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать класс среды по условиям эксплуатации и степень агрессивного воздействия нефти и нефтепродуктов на конструкции внутри резервуаров для выбора методов защиты от коррозии. Для защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии применяют электрозащиту, молниеотводы и антикоррозионные покрытия, а также ингибиторы коррозии.

      30. В качестве антикоррозионных применяют лакокрасочные и металлизационные покрытия.

      31. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, согласно приложению 1 к настоящим Правилам.

      32. Наружные поверхности резервуаров, находящиеся на открытом воздухе защищаются антикоррозийными покрытиями на основе лакокрасочных материалов светлого тона с высокой светоотражательной способностью.

      33. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара, было стойким к растрескиванию, обеспечивало совместимость деформаций с корпусом резервуара (с учетом различных толщин стенки по высоте) при заполнении и опорожнении, и обладало износостойкостью на истирание (в резервуарах с плавающими крышами и понтонами) и долговечностью. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей.

      34. Для защиты от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров необходимо фундаменты и основания под резервуар обеспечить отводом грунтовых вод и атмосферных осадков от днища. При выполнении гидрофобного слоя, нанесение защитных покрытий на наружную поверхность днища не требуется.

      35. В целях активной защиты днища резервуара от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами необходимо применение электрохимической защиты – катодной и протекторной.

      36. Электрохимическая защита внутренней поверхности резервуара предусматривает защиту внутренних поверхностей днища и нижнего пояса в зоне контакта с донным осадком и слоем подтоварной воды.

Параграф 5. Устройство теплоизоляции резервуаров

      37. Устройство теплоизоляции резервуара выполняется согласно проектно-сметной документации на строительство резервуара. Теплоизоляция резервуаров может выполняться только на стенке и стационарной крыше. Наружная обшивка выполняется из алюминиевых или оцинкованных стальных листов.

Параграф 6. Оборудование резервуаров

      38. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения необходимо устанавливать следующее оборудование:

      1) дыхательные клапаны;

      2) предохранительные клапаны;

      3) огневые предохранители;

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

      5) хлопушки;

      6) противопожарное оборудование;

      7) оборудование для подогрева;

      8) приемо-раздаточные патрубки;

      9) зачистной патрубок;

      10) вентиляционные патрубки;

      11) люки-лазы;

      12) люк световой;

      13) люк замерный;

      14) газоуровнительная система;

      15) молниетоводы и заземление.

      39. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются совместно с огневыми преградителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар.

      40. Резервуары всех типов оснащаются замерными люками для ручного замера уровня и отбора проб.

      41. Для слива подтоварной воды резервуары всех типов оснащаются сифонными кранами. Краны устанавливаются на первом поясе стенки резервуара в любом месте по обе стороны от оси люка-лаза на расстоянии не менее 1 м.

      42. Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенными элементами: дыхательными и предохранительными клапанами, змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и иными необходимыми устройствами в соответствии с требованиями проектно-сметной документации на строительства резервуара.

      43. Тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проектно-сметной документации на строительства резервуара в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

      44. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды отражаются в нормативно-технической документации на оборудование.

      45. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму.

      46. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливаются штуцеры с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или иных приборов.

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

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

      49. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны устанавливаются диски-отражатели.

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

      50. Вязкая нефть и нефтепродукты хранятся в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества вязкой нефти и нефтепродуктов и безопасность.

      51. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия:

      1) стационарные и переносные;

      2) общие и местные;

      3) трубчатые, циркуляционного подогрева;

      4) паровые, электрические.

      52. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязкой нефти или нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

      53. Подогреватели обеспечивают подогрев вязкой нефти и нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

      54. Вязкую нефть в резервуарах разрешается подогревать только паровыми змеевиками при постоянном наблюдении обслуживающего персонала.

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

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

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

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

      Вязкую нефть и нефтепродукты при объеме реализации не более от 1 т до 3 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

      58. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефть и нефтепродукты сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ применяют при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

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

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

      60. В резервуарных парках электрооборудование, аппараты и приборы применяются во взрывобезопасном исполнении.

      61. Конструктивно плавающая крыша состоит из внешнего кольцевого понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Плавающая крыша может дополнительно иметь внутреннее понтонное кольцо и радиальные понтоны.

      62. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб закрытого типа, имеющий внизу пробку для слива жидкости.

      63. Кольцевой зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей закрывается специальным затвором. Эффективность работы резервуаров с плавающими крышами определяется герметичностью уплотняющих затворов между крышей и корпусом резервуара.

      64. В зависимости от конструкции и применяемых материалов используется мягкий или жесткий (механический) тип уплотняющих затворов.

      65. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны вертикального стального резервуара через шахтную лестницу, переходящую в катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме. Ступени катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.

      66. Для ограничения опускания крыши и фиксирования ее в крайнем нижнем положении имеются опорные стойки. Стойки закреплены на плавающей крыше и движутся вместе с ней.

      67. Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются направляющие стойки, которые могут использоваться одновременно для установки пробоотборников и автоматических устройств измерения уровня нефти. Кольцевой зазор между плавающей крышей и направляющей стойкой закрывается уплотняющим затвором.

      68. Резервуары с плавающими крышами оборудованы устройствами для стравливания воздуха из-под плавающей крыши в начале заполнения и поступления воздуха в конце опорожнения резервуара с целью предотвращения ее деформации.

      69. Конструктивно понтон состоит из внешнего кольца понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб, имеющий внизу пробку для слива жидкости. Короба понтона могут быть открытого и закрытого типов.

      70. В нижнем положении понтон опирается на стойки. Стойки прикреплены к днищу понтона и перемещаются вместе с ним.

      71. Для предотвращения поворота понтона при его движении к днищу или крыше резервуара прикреплены две диаметрально расположенные перфорированные трубы - направляющие стойки, используемые для измерения уровня и отбора проб.

      72. Зазоры между стенкой и понтонным кольцом, а также между понтонным кольцом и направляющими стойками герметизируются уплотняющими затворами.

      73. Для доступа на понтоны в III поясе резервуара устанавливаются не менее двух люк - лазов, оборудованных площадкой.

      74. Газоуравнительная система состоит из:

      1) трубопроводов, соединяющих газовые пространства группы резервуаров со стационарной крышей без понтона;

      2) огневых предохранителей, предназначенных для защиты газового пространства резервуара от проникновения в него пламени из системы газовой обвязки;

      3) компенсаторов - для исключения деформации газопроводов в процессе эксплуатации;

      4) задвижек - для отключения резервуара от системы, устанавливаемых на бетонных опорах на земле;

      5) дренажного устройства - для сбора и удаления конденсата из газопроводов;

      6) заземляющего устройства.

      75. Газоуравнительная система резервуарного парка объединяет резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим показателям. Газоуравнительные системы применяются для резервуаров, работающих в режиме "прием-сдача" при совпадении во времени операций заполнения одной группы резервуаров и опорожнения следующей группы резервуаров. При перекачке нефти по схеме "с подключенными резервуарами" из-за отсутствия совпадения операций во времени по приему и опорожнению резервуаров газоуравнительная система неэффективна.

Параграф 7. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

      76. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащаются следующими контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики (далее - КИПиА):

      1) местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

      2) сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

      3) сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

      4) дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

      5) местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

      6) пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

      7) дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

      8) сниженным пробоотборником;

      9) сигнализатором верхнего положения понтона;

      10) датчиком утечек.

      77. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

      78. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов, предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от минус 50 °С до 80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 0,588 МПа. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 50 °С до 50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре 35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

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

      80. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном устанавливаются на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

      81. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, предусматриваются сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

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

      82. Перфорированные трубы, предназначенные для установки контрольно-измерительных приборов, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

      83. В резервуарах предусматривается пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой.

      84. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика разрабатываются с учетом:

      1) свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазона рабочих температур и давления) хранимых в резервуарах продуктов;

      2) диапазона измеряемого параметра;

      3) внешних условий (наружная температура, влажность воздуха);

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

      85. КИПиА подлежат поверке в соответствии с требованиями законодательства об обеспечении единства измерений.

Параграф 8. Автоматическая система управления технологическим процессом резервуарного парка

      86. Особенностью работы резервуарных парков на станциях магистральных нефтепроводов является повышенная скорость наполнения и опорожнения резервуаров, так как процессы хранения и транспортировки являются на магистральных нефтепроводах основными, определяющими состав оборудования и характер его работы.

      87. Для резервуарных парков магистральных нефтепроводов применяется автоматическая система управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП). АСУ ТП резервуарного парка предназначается для автоматизации действий, связанных с измерением, передачей, обработкой информации, необходимой для безопасного и эффективного управления резервуарным парком. Применение АСУ ТП может применяться на резервуарных парках, не относящихся к магистральным нефтепроводам, если это обосновывается целесообразностью по технико-экономическим расчетам.

      88. АСУ ТП всех резервуарных парков, создаваемых на конкретном объекте, имеют единую функциональную, организационную, техническую и информационную структуры и выполняются на основе унифицированной аппаратуры и общих решений по информационному и программному обеспечению.

      89. АСУ ТП выполняет следующие группы основных функций:

      1) автоматические защиты и блокировки оборудования резервуарного парка от аварий;

      2) централизованный контроль основных параметров состояния оборудования и измеряемых параметров резервуарного парка (положений задвижек, значений температур, уровней, давлений, скоростей наполнения и опорожнения резервуаров) через автоматизированные рабочие места операторов, подключенных к системе диспетчерского контроля и управления (далее - СДКУ);

      3) централизованное управление задвижками и оборудованием резервуарного парка;

      4) измерение количества нефти;

      5) информационный обмен данными с системами (подсистемами) СДКУ;

      6) автоматическое обнаружение пожара и автоматическое пожаротушение.

      90. Функции противоаварийных защит и блокировок (далее - ПАЗ), реализуемые АСУ ТП резервуарного парка, обеспечивают предотвращение аварий в резервуарных парках или снижение размеров наносимого ими вреда.

      В зависимости от границ защищаемого объекта функции ПАЗ подразделяются на функции защиты резервуарного парка в целом или отдельного его оборудования.

      Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических переменных, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы, производится включение/отключение требуемого технологического оборудования резервуарного парка, для перевода технологического процесса в безопасный режим и предотвращения развития аварийной ситуации.

      91. Системы ПАЗ обеспечивают:

      1) автоматическую защиту от перелива нефти или нефтепродуктов в резервуаре - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуар при достижении в нем аварийного максимального уровня и исключение открытия задвижки линии сброса;

      2) автоматическую защиту от перелива резервуара аварийного сброса - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуарный парк при поступлении двух сигналов аварийного максимального уровня с разных сигнализаторов данного резервуара и исключение открытия задвижки линии сброса;

      3) автоматическую защиту от повышения давления в трубопроводах подачи нефти или нефтепродуктов резервуарного парка - подключение к трубопроводу, в котором повысилось давление, емкости аварийного сброса. Подключение емкости проводится с использованием электроприводной задвижки, параллельно которой устанавливаются механические предохранительные клапаны.

      Первичный измерительный преобразователь (реле) давления системы защиты настраивается на величину ниже минимальной уставки, на которую настроены предохранительные клапаны. Контроль наличия нефти или нефтепродуктов в трубопроводе сброса нефти выполняется отдельным сигнализатором уровня в нижней точке трубопровода;

      4) автоматическую защиту по скорости наполнения и по скорости опорожнения резервуара - при превышении максимальной скорости наполнения или опорожнения формируется аварийный сигнал. Последовательность открытия задвижек для подключения емкостей аварийного сброса и закрытия коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуаров определяется в руководящих документах организации, эксплуатирующей резервуарный парк.

      Максимально допустимая выдержка времени определяется расчетом при проектировании резервуара (в соответствии с его конструктивными особенностями) и устанавливается руководящими документами организации, эксплуатирующей резервуарный парк.

      Максимальная скорость наполнения и опорожнения резервуара определяется расчетом в соответствии с технологической картой резервуара.

      Для предотвращения деформации резервуара скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности дыхательных клапанов.

      Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого до максимально допустимого уровня при приеме и откачке нефти или нефтепродуктов из резервуара определяется проектом по результатам технического диагностирования. При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 2,5 м/ч;

      5) блокировку систем размыва донных отложений в случаях:

      достижения уровня нефти или нефтепродуктов в резервуаре выше нормативного верхнего или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

      при пожаре в резервуарном парке.

      92. Вновь создаваемая или реконструируемая АСУ ТП резервуарного парка обеспечивает противоаварийную защиту оборудования по показателям следующих параметров:

      1) аварийный максимальный уровень в резервуаре;

      2) максимально допустимый уровень в резервуаре;

      3) минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений;

      4) минимально допустимый уровень в резервуаре;

      5) аварийный максимальный уровень в емкости аварийного сброса;

      6) предельное максимальное давление в трубопроводе резервуарного парка;

      7) аварийное максимальное давление в трубопроводе;

      8) превышение максимальной скорости наполнения резервуара;

      9) превышение максимальной скорости опорожнения резервуара;

      10) аварийный перекос плавающей крыши (понтона).

      Допустимые граничные значения перечисленных параметров и максимальные временные интервалы, достаточные для безопасного закрытия или открытия соответствующих задвижек, устанавливаются проектной и эксплуатационной документацией.

      Функции противоаварийной защиты и дистанционного управления выполняются в АСУ ТП резервуарного парка с помощью компьютеров или программных логических контроллеров и сохраняют свою работоспособность даже в случае прекращения функционирования СДКУ - системы АСУ ТП объекта или нарушения связи с ней, обеспечивая необходимый уровень полноты безопасности.

      С целью обеспечения повышенной надежности функций защит и блокировок, системы ПАЗ выполняются в виде автономных подсистем, способных сохранять свою работоспособность даже в случае отказа функций АСУ ТП резервуарного парка.

      93. Группа функций централизованного контроля, выполняемых АСУ ТП резервуарного парка включает в свой состав:

      1) автоматическое дистанционное измерение значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих измерений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

      температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

      уровня нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

      уровня подтоварной воды в каждом резервуаре;

      плотности нефти или нефтепродукта (либо введенной вручную на основе данных химического анализа);

      давления в трубопроводах резервуарного парка;

      2) вычисление значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих вычислений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

      средней температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

      скоростей наполнения и опорожнения резервуара;

      массы нефти или нефтепродукта в резервуаре;

      массы нефти или нефтепродукта резервуарного парка в целом по сортам;

      3) отображение на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

      минимально и максимально допустимых уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

      нормативных верхнего и нижнего уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;

      аварийного максимального уровня нефти или нефтепродукта во всех резервуарах;

      минимального уровня нефти или нефтепродукта, обеспечивающего безаварийную работу системы размыва донных отложений;

      4) выявление и селективную сигнализацию на мнемосхеме резервуарного парка места и характера нарушений технологическими параметрами установленных допустимых и предаварийных значений минимально и максимально допустимых уровней, нормативных верхнего и нижнего уровней, аварийного максимального уровня во всех резервуарах. Такой контроль соответствия текущих значений технологических параметров обязателен для измеряемых параметров, связанных с условиями безопасной эксплуатации технологического оборудования;

      5) селективную сигнализацию минимального уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

      6) селективную сигнализацию достижения максимальной скорости наполнения, максимальной скорости опорожнения;

      7) сигнализацию всех срабатываний функций (систем) ПАЗ;

      8) индикацию режимов работы и результатов автоматической диагностики исправности систем и основных средств автоматики и вычислительной техники, примененных в АСУ ТП.

      Функции централизованного контроля и дистанционного управления выполняются с использованием автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка.

Параграф 9. Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматике в составе автоматической системы управления технологическим процессом

      94. К техническим средствам КИПиА, используемым при создании или модернизации АСУ ТП резервуарного парка, относятся:

      первичные измерительные преобразователи;

      программируемые контроллеры;

      вторичные измерительные приборы;

      электрические исполнительные механизмы;

      операторские мониторы автоматизированного рабочего места и панели;

      сервисное оборудование.

      Основу комплекса средств технического обеспечения АСУ ТП резервуарного парка составляют микропроцессорные программируемые контроллеры, выполняющие функции сбора и первичной обработки информации, полученной с объекта, и еҰ вычислительную обработку в соответствии с принятыми и запрограммированными алгоритмами контроля и управления технологического процесса.

      95. Операторские автоматизированного рабочего места и панели оборудуются мониторами, цифровыми индикаторами, приборами и устройствами контроля и управления технологическими объектами.

      96. Формы и способы отображения информации с помощью видеокадров, выводимых на экран мониторов, обеспечивают получение оператором всех необходимых сведений о текущем состоянии технологического процесса и оборудования в виде, удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации.

      97. При разработке АСУ ТП резервуарного парка используются технические средства КИПиА, удовлетворяющие следующим требованиям:

      1) во взрывозащищенном исполнении серийного производства со сроком службы не менее десяти лет;

      2) имеют модульную конструкцию и обеспечивают взаимозаменяемость однотипных модулей без дополнительной настройки во взрывозащищенном исполнении;

      3) прошедшие экспертизу промышленной безопасности и получившие письменное разрешение на применение в условиях опасных производственных объектов в соответствии с Законом Республики Казахстан "О гражданской защите" (с целью выполнения требований функциональной, пожарной и электробезопасности);

      4) размещаются с соблюдением требований, содержащихся в эксплуатационной документации на них, и так, чтобы их было удобно использовать при фу нкционировании системы и проведении технического обслуживания;

      5) являются совместимыми по интерфейсам при взаимодействии с техническими средствами и системами;

      6) допускают замену средством аналогичного функционального назначения без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных технических средствах системы (кроме случаев, специально оговоренных в проектной или эксплуатационной документации на АСУ ТП);

      7) допускается использовать только в условиях, определенных в эксплуатационной документации на них (в тех случаях, когда необходимо их использование в среде, параметры которой превышают допустимые значения, установленные для этих технических средств, предусматриваются меры их защиты от влияния внешних воздействующих факторов);

      8) способны работать в условиях внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания.

      АСУ ТП резервуарного парка обеспечивается комплектом запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) исходя из состава неснижаемого аварийного резерва объекта.

      98. Средства измерения при их наружной установке выбираются по климатическим условиям региона, а при установке внутри помещений по в таблице 1.

Условия эксплуатации средств измерений при установке внутри помещений

      99. Резервуары, запорно-регулирующая и дыхательная арматура, КИПиА имеют нумерацию согласно технологической схеме и поддерживаются в исправном состоянии.

      100. Помещения для приборов КИПиА имеют гарантированный подток (приток) воздуха от постоянно действующих вентиляционных систем для предотвращения попадания в помещения вредных веществ.

      101. Воздух, подаваемый на приборы контроля и автоматики, должен быть осушен.

      102. Все работы по монтажу, демонтажу автоматических средств защиты, КИПиА проводятся при их локализации (отсоединенных импульсных линиях и электрических проводах).

      103. Системы автоматической защиты, сигнализации и КИПиА должны соответствовать Правилам устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851).

      104. Расположенные на щитах средства автоматических защит КИПиА имеют надписи, определяющие их назначение, а на шкалах приборов четко помечены допустимые параметры.

      105. Необходимо введением блокировки исключить возможность пользования органами ручного управления оборудования и регулировки в последовательности, отличной от установленной.

      Если у оборудования несколько органов управления для осуществления одной и той же операции с разных постов (для дистанционного управления и для управления непосредственно на рабочем месте), исключается возможность одновременного управления с различных постов. Кнопки аварийного отключения не должны иметь указанной блокировки.

      В оборудовании, устройствах, имеющих несколько кнопок аварийного отключения из-за большой протяженности или ограниченности обзора, применяются кнопки с фиксацией, которые после их нажатия не могут возвращаться в исходное положение до тех пор, пока на них не будет оказано принудительное воздействие.

      Проверку срабатывания установок систем блокировки и автоматических защит на заданное значение необходимо проводить по графику, утвержденному главным техническим руководителем и регистрировать в журнале. Форма журнала представлена в приложении 2 к настоящим Правилам.

Параграф 10. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

      106. Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные мероприятия, способ монтажа обосновывается проектно-сметной документации на строительство резервуара в зависимости от объемов продукции, технологического процесса, климатических условий, характеристики сред.

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

      1) конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с проектным решением;

      2) оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проектного решения на изготовление резервуара;

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

      4) стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта на изготовление резервуара.

      Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по технологическому регламенту и проекту организации работ в соответствии с технической документацией изготовителя.

      108. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на прочность и герметичность, проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

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

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

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

      3) акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству гидроизолирующего слоя по форме согласно приложению 3 к настоящим Правилам;

      4) результаты контроля сварных соединений;

      5) проектную документацию.

      110. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно представляется техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа по форме согласно приложению 4 к настоящим Правилам. В технической документации на понтон указывается его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и так далее.

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

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

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

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

      115. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не располагаются между приемо-раздаточными патрубками. Швы приварки отдельных элементов оборудования располагаются не ближе 500 мм один от соседнего и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

      116. В резервуарах вместимостью 1000 м³ и более на одном листе стенки при площади не менее 7 м² не допускается выполнять более четырех врезок для установки устройств; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 м³ (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 129 настоящих Правил.

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

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

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

      119. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуумкамеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающим излучением применяют:

      1) к резервуарам вместимостью от 2000 м³ до 20 000 м³, сооруженным из рулонных заготовок, проверяя 100 % пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров;

      2) к резервуарам, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I-го и низа II-го поясов и 50 % соединений поясов II, III и IV, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;

      3) для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров, при этом длина снимка должна быть не менее 240 мм.

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

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

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

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

      3) все кратеры должны быть заварены.

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

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

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

      3) состояние коробов, поплавков;

      4) наличие крепления заземления;

      5) крепление секций затвора с кольцом жесткости;

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

      7) наличие защиты от статического электричества;

      8) работоспособность конструкции затвора;

      9) работоспособность дренажных устройств;

      10) работоспособность уровнемера, пробоотборника.

      Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится комиссией, назначенной приказом эксплуатирующей организации данного резервуара.

Параграф 11. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность

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

      123. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации.

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

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

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

      3) обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

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

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

      125. Для персонала принимающего участие в проведении испытания проводится целевой инструктаж.

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

      Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой удаляются на безопасную зону.

      126. Испытание резервуаров на герметичность проводится наполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.

      127. Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы устанавливаются вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

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

      129. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с проектной документацией и инструкцией завода-изготовителя.

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

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

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

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

      132. Гидравлические испытания проводятся при температуре окружающего воздуха выше 5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время принимаются меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.

      133. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

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

      134. Резервуары, залитые водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления объемом:

      до 10 000 м³ не менее 24 ч;

      от 10 000 м³ до 20 000 м³ включительно не менее 48 ч;

      свыше 20 000 м3 не менее 72 ч.

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

      135. Горизонтальные заглубленные резервуары подвергаются испытаниям на 1,25 рабочего давления. Предельное отклонение значения испытательного давления не должно превышать ± 5 %.

Параграф 12. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации

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

      137. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов проводится по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией.

      138. Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются:

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

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

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

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

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

      1) качественное сооружение оснований и фундаментов;

      2) качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

      3) соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;

      4) контроль качества строительных и монтажных работ;

      5) соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов.

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

Параграф 13. Требования к территории резервуарного парка

      141. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов, размещаются на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети.

      142. Общая вместимость группы наземных резервуаров принимается по таблице 2.

Общая вместимость группы наземных резервуаров

      143. По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

      Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, определяется по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

      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 10 000 м³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

      Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен принимается не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м³ и 6 м - от резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

      Группа из резервуаров объемом 400 м3 и менее общей вместимостью до 4000 м³, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), ограждается сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

      144. Обвалование подземных резервуаров предусматриваются только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов. Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования, определяется из условия удержания разлившейся жидкости в количестве, равном 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе.

      Обвалование группы подземных резервуаров для хранения нефти и мазутов допускается не предусматривать, если объем, образуемый между откосами земляного полотна автомобильных дорог вокруг группы этих резервуаров, удовлетворяет указанному условию.

      145. В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами отделяются:

      каждый резервуар объемом 20 000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м³;

      резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами;

      резервуары для хранения этилированных бензинов от других резервуаров группы. Высота внутреннего земляного вала или стены принимается:

      1,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м³ и более;

      0,8 м - для остальных резервуаров.

      146. Резервуары в группе располагаются:

      номинальным объемом менее 1 000 м³ - не более чем в четыре ряда;

      объемом от 1000 м³ до 10 000 м³ - не более чем в три ряда;

      объемом 10 000 м³ и более - не более чем в два ряда.

      147. В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, допускается предусматривать заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов склада не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары. При этом планировочная отметка проезжей части заезда должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

      148. Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки 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 предусматриваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м.

      Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, выполняются на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.

      Объекты, где требуется подъем работника на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м лестницами с перилами.

      В местах перехода людей над трубопроводами устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение, шириной не менее 0,65 м, с перилами высотой не менее 1,0 м. Не допускается переходить через обвалование в других местах.

      149. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности.

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

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

      151. Колодцы и камеры управления задвижками располагаются с внешней стороны обвалования.

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

      Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков согласовывается руководством предприятия.

      153. С территории резервуарного парка отводятся в производственно-дождевую канализацию сточные воды:

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

      2) атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;

      3) расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.

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

      154. Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов отводятся по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой.

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

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

      157. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка осуществляется их профилактическая прочистка не реже двух раз в год.

      158. На территории предприятия устанавливаются глубинные реперы, закладываемые ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона.

      159. Территория резервуарного парка в темное время суток оснащается освещением.

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

Параграф 14. Производственные операции

      161. На трубопроводы наливных и перекачивающих станций составляются технологические схемы.

      Каждый трубопровод имеет определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал обладает знаниями мест расположения задвижек и их назначение, а так же схему расположения трубопроводов.

      Технологическая схема, утвержденная руководителем опасного производственного объекта находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной, у технического руководителя).

      162. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, заносятся в технологическую схему, в технологический регламент, и доводятся до обслуживающего персонала. Изменение технологических схем и технологических регламентов на предприятиях без внесений изменений в проектную документацию не допускается.

      163. При хранении в одной группе резервуаров нефти и нескольких сортов нефтепродуктов предусматриваются раздельные коллекторы для приема и откачки нефти и каждого сорта нефтепродукта.

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

      165. Температуру подогрева нефти или нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефти или нефтепродуктов.

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

      167. Оптимальная температура и продолжительность подогрева выбирается исходя из требований технологических процессов.

      168. Максимальная температура нефти или нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном принимается в пределах рабочих параметров резервуара.

      169. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они освобождаются от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паро-пропускных вентилей.

      При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата открываются.

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

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

      171. Для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов, при их хранении в резервуарах необходимо:

      1) поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

      2) содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (такое как задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки);

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

      4) не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров;

      5) обеспечить полную герметизацию кровли;

      6) осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости;

      7) максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

      8) окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

      172. Для обеспечения эффективной работы газо-уравнительной системы необходимо:

      1) поддерживать полную герметизацию системы;

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

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

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

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

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

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

      175. Перекачку нефти и нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций, назначенному руководителем организации, в форме установленной внутренними положениями организации.

      176. Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) дается после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности, открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Резервуарные задвижки открываются и закрываются плавно, без применения рычагов и усилителей.

      При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке заносится в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефти и нефтепродуктов по форме согласно приложению 6 к настоящим Правилам.

      177. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по иным данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно принимаются меры по выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка останавливается.

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

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

      179. Резервуар наполняется при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.

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

      181. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефти или нефтепродукта.

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

      183. На резервуаре с понтоном указывается предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, имеет ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя, оперативные осмотры или измерения уровня нефти и нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня проводятся через промежутки времени, для предотвращения затопления и повреждения понтона. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.

      184. Измерение массы, уровня и отбор проб нефти и нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, осуществляется без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств, сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

      185. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефти и нефтепродукта необходимо с помощью приборов, предусмотренных проектом (уровнемеры, пробоотборники).

      186. Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом соблюдается следующая последовательность:

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

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

      3) открывают задвижку на газовой обвязке.

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

      188. Базовую высоту резервуара (высотный трафарет) измеряют ежегодно в летний период, после ремонта резервуара результат измерения оформляют протоколом, который утверждается техническим руководителем и прикладывается к градуировочным таблицам.

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

      190. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефти и нефтепродукта. При случайном разливе нефти и нефтепродукта необходимо немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

      191. На каждый резервуар составляется технологическая карта утвержденная руководителем эксплуатирующей организации. В приложении 7 к настоящим Правилам приведена форма технологической карты эксплуатации резервуаров и пояснения по ее заполнению.

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

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

      Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимой нефтью или нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

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

      195. Для предотвращения всплытия, резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтью или нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.

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

Глава 4. Техническое обслуживание

Параграф 1. Обслуживание резервуаров

      197. Руководство ОПО разрабатывает и утверждает инструкцию по техническому контролю за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров и ведение журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров, устранения обнаруженных дефектов по форме согласно приложению 8 к настоящим Правилам возлагается на ответственное лицо за своевременное проведение обслуживания.

      198. При вступлении на дежурство старший по смене осматривает резервуары. О замеченных недостатках необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

      199. Профилактический осмотр резервуаров проводится согласно календарному графику, утвержденному руководителем предприятия.

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

      200. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия устанавливается глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

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

      202. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар немедленно освобождается, опорожняется и зачищается. При появлении трещин в швах в основном металле стенки, действующий резервуар освобождается полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

      203. Выявленные дефектные участки сварных соединений исправляются.

      204. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками и синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями-разработчиками конструкций понтонов.

      205. В процессе эксплуатации понтон осматривается в соответствии с графиком, утвержденным руководителем предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах проверяется отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон осматривается на опорах согласно перечню основных проверок технического состояния понтона и неисправности устраняются, в соответствии с приложением 9 к настоящим Правилам.

      206. При обнаружении на понтоне нефти и нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов, резервуар освобождается от нефтепродукта согласно указаниям по дегазации резервуара с понтоном в соответствии с приложением 10 к настоящим Правилам.

      207. Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов записываются в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

      208. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона защищаются антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями проекта и настоящих Правил.

      209. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистой нефтью, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков проводится при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

      210. Проверка электрической связи понтона с землей выполняется не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления, заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом.

      211. Проверка на герметичность сварных соединений понтона выполняется согласно приложению 11 к настоящим Правилам.

      212. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона проводится согласно приложению 12 к настоящим Правилам (далее – Указания по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона).

      213. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их фактического технического состояния, а также для определения возможного срока их дальнейшей безопасной эксплуатации. По результатам обследования необходимо установить сроки последующего обследования резервуаров.

      214. Обследование проводится:

      1) для вертикальных стальных резервуаров:

      для резервуаров классов КС-3б, КС-2а, КС-2б, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации, сроки проведения обследования указаны в таблице 3;

      для остальных резервуаров:

      частичное обследование - не реже одного раза в 5 лет;

      полное обследование - не реже одного раза в 10 лет.

Сроки проведения обследования резервуаров

      Примечание: Класс резервуара - это степень ответственности, возникающая при достижении предельного состояния резервуара, создающего неприемлемые риски для жизни и причинения вреда здоровью людей, имуществу физических или юридических лиц, окружающей среде.

      В зависимости от номинального объема резервуары подразделяются на следующие классы:

      класс КС-3б - резервуары объемом от 20 000 м³ до 50 000 м³ включительно;

      класс КС-2а - резервуары объемом от 1 000 м³ и менее 20 000 м³;

      класс КС-2б - резервуары объемом менее 1 000 м3.

      Класс резервуара учитывается при назначении:

      специальных требований к материалам, методам изготовления, объемам контроля качества;

      коэффициентов надежности по ответственности;

      2) периодичность выполнения полных и частичных технических обследований для горизонтальных стальных резервуаров зависит от срока эксплуатации резервуара:

      при сроке эксплуатации до двадцати лет полное обследование выполняется один раз в десять лет, а частичное - один раз в пять лет;

      при сроке эксплуатации свыше двадцати лет полное обследование выполняется один раз в восемь лет, а частичное - один раз в четыре года.

      215. Обследование резервуаров выполняют специалисты, подготовленные к проведению определенного комплекса работ по неразрушающим видам контроля и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии соответствующего аттестата на право проведения работ на опасном производственном объекте и аккредитованных лабораторий, организации могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.

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

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

      218. В дополнение к сформированному плану капитального ремонта, для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ, на резервуары должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.

      219. Периодичность ремонтов резервуаров устанавливается графиком предприятия, с учетом фактического состояния и результатов обследования.

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

Параграф 2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

      221. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями настоящих Правил и эксплуатационных документов.

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

      223. На технологические трубопроводы, транспортирующие нефть и нефтепродукты, должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы или в электронном формате, в которые заносятся даты и данные о всех проведенных ревизиях и ремонтах.

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

      Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают эксплуатирующая организация в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий.

      Первая ревизия вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов производится не позднее чем через один год.

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

      226. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на прочность и герметичность и проводят:

      1) после монтажа;

      2) ремонта, связанного со сваркой элементов, влияющих на целостность трубопроводов;

      3) после простоя более одного года без консервации.

      227. Состояние заземляющих устройств трубопроводов проверяются и оформляются документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством предприятия, эксплуатирующего резервуары.

      228. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.

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

      230. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:

      1) для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа - 1,5rраб., но не менее 0,2 МПа;

      2) для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа - 1,25rраб., но не менее rраб. + 0,3 МПа.

      Проверка на герметичность проводится после окончания испытания его на прочность и снижения испытательного давления до рабочего давления rраб. и выдержкой под данным давлением в соответствии с проектом.

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

Параграф 3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

      232. Резервуары должны подвергаться периодическим зачисткам:

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

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

      3) не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельного топлива, парафинов и аналогичных им по свойствам нефтепродуктов;

      4) резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов зачищаются по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

      При длительном хранении нефтепродуктов в соответствии с особенностями процесса эксплуатации резервуаров, допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

      233. Резервуары зачищают также при необходимости:

      1) смены сорта нефтепродуктов;

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

      3) очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

      234. Руководство работой по зачистке резервуаров возлагается на ответственное лицо из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

      235. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж по безопасному ведению работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

      Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступать к работе не допускается.

      236. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного разрешения, подписанного комиссией в составе руководителя объекта, инженера по технике безопасности и пожарной безопасности.

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

      238. Дата и время отбора проб воздуха, результаты анализов, показания приборов заносятся в "Журнал контроля воздушной среды" по форме согласно приложению 13 к настоящим Правилам. Журнал находится у лица контроля, ведущего контроль воздушной среды.

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

      1) для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием оформляется актом;

      2) для производства ремонтных работ - главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха или лицами, их замещающими. Прием оформляется актом.

      240. Дегазацию резервуаров выполняют методом принудительной вентиляции.

      241. На дегазацию каждого резервуара составляется проект организации работ (далее - ПОР), который включает подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР уточняются меры безопасности при проведении процесса дегазации.

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

      242. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона.

Параграф 4. Подготовка резервуаров, оборудования, объектов резервуарного парка к эксплуатации в зимний и летний периоды года

      243. При подготовке резервуаров к работе в зимний и летний периоды разрабатываются мероприятия, утверждаемые руководителем предприятия.

      244. При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо:

      1) удалить подтоварную воду;

      2) дренировать воду с поверхности плавающей крыши;

      3) сифонные краны промыть нефтью и повернуть в боковое положение;

      4) проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, уровнемеры и сниженные пробоотборники, демонтировать кассеты огневых предохранителей;

      5) утеплить дренажные устройства газоуравнительных систем и предохранить их от снежных заносов, теплоизолировать наземные газопроводы и оборудование, провести осмотр и очистку кассет огневых предохранителей;

      6) выполнить ревизию подвижных частей гидрозатворов уровнемера непрерывного измерения уровня нефти, заполнить гидрозатвор незамерзающей жидкостью, утеплить гидрозатвор и уровнемер.

      245. Предохранительный гидравлический клапан на зиму необходимо залить незамерзающей жидкостью.

      246. Необходимо проверить работу дыхательных клапанов, плотность прилегания тарелки клапана к седлу.

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

      248. При подготовке канализационной сети к зиме необходимо провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, используемого при авариях, задвижек, гидрантов, колодцев.

      249. При накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекоса и чрезмерного ее погружения необходимо систематически очищать ее от снега или организовать таяние снега с удалением талой воды через систему водоспуска или с применением погружного насоса. Таяние снега проводится за счет закачки в резервуар нефти с температурой свыше 10 °С.

      250. При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его отделяют при помощи необразующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на примерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны, или путем циркуляции теплой нефти в резервуаре.

      251. Для предотвращения примерзания опор к днищу резервуара необходимо систематически удалять воду из резервуара или не допускать ее скопления.

      252. Необходимо не допускать перекоса плавающей крыши из-за примерзания части опор к днищу или из-за односторонней толстой наледи на стенке резервуара, применяя циркуляцию подогретой нефти или обогрев паром стенки с наружной стороны в месте образования наледи.

      253. При эксплуатации газоуравнительной системы зимой удалять ледяные образования в газопроводе и оборудовании системы нагревом только горячей водой или паром.

      254. Для борьбы с паводковыми водами заготавливается запас инструмента и инвентаря (такого как лопаты, мешки с песком).

      255. Ливнеотводящая сеть до наступления паводка подготавливается к пропуску вод; проходы для кабелей, труб и каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, закрываются и уплотняются, а оборудование для откачки воды проверяются и подготавливаются к работе.

      256. При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации на резервуарах выполнить ревизию подвижных частей гидрозатвора, снять теплоизоляцию гидрозатвора и уровнемера.

Глава 5. Техническая документация на резервуары

Параграф 1. Комплект технической документации на изготовление и монтаж резервуара

      257. Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, содержит:

      1) заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;

      2) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей) по форме согласно приложению 14 к настоящим Правилам составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;

      3) документы (сертификаты качества, результаты испытаний), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки, сварочных материалов, примененных на монтаже и вошедших в состав сооружения;

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

      5) журналы работ (журналы промежуточной приемки на монтажные работы, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску) по форме согласно приложению 15 к настоящим Правилам составляются отделом технического контроля изготовителя, а при монтаже инженерно-техническим персоналом;

      6) акты испытания составляются по форме согласно приложению 16 к настоящим Правилам (далее – Форма актов испытаний) и отражают: результат проверки герметичности

      сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом;

      7) результаты испытаний и контроля качества сварных соединений оформляются согласно приложению 17 к настоящим Правилам;

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

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

      10) акты приемки смонтированного оборудования оформляются по форме согласно приложению 18 к настоящим Правилам;

      11) схема и акт испытания заземления резервуара оформляются по форме согласно приложению 19 к настоящим Правилам;

      12) акт проведения нивелирования резервуара оформляется по форме согласно приложению 20 к настоящим Правилам;

      13) акт скрытых работ по подготовке поверхности металла под лакокрасочное покрытие оформляется по форме согласно приложению 21 к настоящим Правилам;

      14) акт на приемку резервуара в эксплуатацию оформляется по форме согласно приложению 22 к настоящим Правилам.

      258. На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт по форме согласно приложению 23 к настоящим Правилам. Паспорт на горизонтальный резервуар составляется по форме, соответствующей паспорту на вертикальный цилиндрический резервуар за исключением пунктов 7 – 11.

      259. На видное место резервуара прикрепляется металлическая табличка с указанием следующих данных:

      1) наименования изготовителя;

      2) типа резервуара;

      3) номера по системе нумерации эксплуатирующей организации;

      4) года и месяца изготовления;

      5) рабочего давления;

      6) номинального объема;

      7) массы резервуара;

      8) отметки и значение максимального уровня наполнения резервуара.

      260. Для резервуара с понтоном или плавающей крышей составляются:

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

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

      3) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

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

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

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

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

      261. Для резервуаров повышенного давления, кроме документов, указанных в пункте 273 настоящих Правил, дополнительно составляются:

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

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

      3) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов по форме согласно приложению 24 к настоящим Правилам;

      4) акт на послойное тpамбoвание грунта над плитами-противовесами по форме согласно приложению 25 к настоящим Правилам;

      5) журнал выполнения монтажных соединений на болтах с контролируемым натяжением по форме согласно приложению 26 к настоящим Правилам.

      262. Для резервуаров автозаправочных станций или заглубленных в грунт металлических резервуаров, кроме документов, указанных в пункте 273 настоящих Правил, дополнительно составляется:

      1) акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

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

      3) акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара противовесами;

      4) документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

Параграф 2. Эксплуатационная документация

      263. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, формируется следующая эксплуатационная документация:

      1) технический паспорт резервуара, в котором указывают назначенный (расчетный) срок службы;

      2) технический паспорт на понтон;

      3) градуировочная таблица резервуара оформленная по форме согласно приложению 27 к настоящим Правилам;

      4) технологическая карта резервуара;

      5) журнал текущего обслуживания;

      6) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества по форме согласно приложению 28 к настоящим Правилам (далее – Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств);

      7) схема нивелирования основания и геометрии резервуара;

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

      9) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

      10) технологические карты на замену оборудования резервуаров;

      11) акты испытания герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара, согласно форме актов испытаний; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом, заземления резервуара, смонтированного оборудования;

      12) схема защиты от коррозии;

      13) схема противопожарной защиты;

      14) паспорта (с сертификатами) на запорную арматуру, дыхательные и предохранительные клапаны;

      15) технологический регламент.

      264. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт составляется организацией, эксплуатирующей резервуар, и утверждается руководителем предприятия.

      Паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

Глава 6. Требования по промышленной безопасности

Параграф 1. Требования по промышленной безопасности

      265. Во избежание образования разрядов статического электричества необходимо:

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

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

      266. Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения необходимо применять только взрывобезопасные аккумуляторные и батарейные фонари напряжением 12 В, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.

      267. Не допускается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуаре.

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

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

      270. Не допускается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки.

      271. На крыше резервуара допускается передвижение по трапам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается. Площадка для обслуживания оборудования на кровле резервуара жестко соединяется с верхней площадкой маршевой лестницы. Применение для площадок настила из досок не допускается.

      272. Для удаления, разлившейся при аварии нефти, нефтепродукта, а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвалований устанавливаются запорные устройства в виде клапанов-хлопушек, приводимые в действие вне пределов обвалования.

      273. При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища действующий резервуар освобождается и подготавливается к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтью, нефтепродуктами.

      274. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, потеков и потения на сварных швах и теле резервуара, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы ограждений, лестниц, площадок, до их устранения.

      275. В резервуарном парке не допускается проезд тракторов и автомобилей, не оборудованных искрогасителями. На участках, где возможно скопление газов и паров нефти, нефтепродукта, устанавливаются знаки, запрещающие проезд автомобиля, тракторов, мотоциклов и иного транспорта.

      276. Курение на территории резервуарного парка категорически не допускается и разрешено только в специально отведенных и оборудованных для курения местах.

      277. Всех работников, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, этилированным бензином, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и иные вещества), ознакамлвают с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.

      278. При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк не допускается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.

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

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

      280. Организация и выполнение работ, связанных с зачисткой резервуаров, выполняется строго в соответствии с требованиями настоящих Правил.

      281. Работникам, выполняющим операции с этилированным бензином, не допускается принимать пищу и брать табачные изделия руками, загрязненными этим продуктом.

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

      Для обезвреживания почвы и полов, загрязненных этилированным бензином, применяются дихлорамин (1,5 %-ный раствор в бензине), раствор хлорамина (3 %-ный раствор в воде) или хлорную известь в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на 2-5 частей воды). Кашицу хлорная известь приготавливают непосредственно перед употреблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами, например, керосином, щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок собираются совком в ведро с крышкой и выносятся в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок обжигается.

      283. Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном случае осуществляется с учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ, и подвергается оценке по защитным физиолого-гигиеническим эксплуатационным показателям. Применение средств защиты, не имеющих соответствующей технической документации, запрещается.

      284. Инженерно-технические работники строго выполняют нормы и инструкции по промышленной безопасности, и контролируют их выполнение своими подчиненными.

Параграф 2. Лестницы, площадки, переходы, ограждения

      285. Лестницы для подъема на резервуар могут выполняться отдельно стоящими, с опиранием на собственный фундамент, или кольцевыми - полностью опирающимися на стенку резервуара. Крепление отдельно стоящих лестниц к резервуару выполняется только в уровне верхнего пояса стенки или к верхнему элементу жесткости с учетом перемещения конструкций при возможной осадке оснований.

      Группы соседних резервуаров могут быть соединены между собой переходами. На каждую группу резервуаров должно быть не менее четырех лестниц-переходов, для отдельно стоящего резервуара не менее двух лестниц-переходов (по одной с противоположных сторон группы).

      286. Лестницы должны соответствовать следующим требованиям:

      1) ступени выполняются из перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению;

      2) ступени крепятся по торцам к бортовым полосам лестницы (косоурам) препятствующим проскальзыванию ноги и имеющим высоту не менее 150 мм;

      3) минимальная ширина лестницы – 600 мм;

      4) максимальный угол по отношению к горизонтальной поверхности - 50°;

      5) минимальная ширина ступеней – 200 мм;

      6) высота ступеней по всей высоте лестницы должна быть одинаковой и не превышать 250 мм (для катучей лестницы – 300 мм);

      7) ступени должны иметь уклон во внутрь 2°-5° (разница отметок 5 мм - 10 мм);

      8) поручень лестницы соединяется с поручнем переходов и площадок без смещения, высота поручня - 1,25 м от уровня ступеней;

      9) конструкция поручня должна выдерживать нагрузку 0,9 кН, приложенную в верхней точке ограждения, конструкция лестницы должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН, распределенный на площади 200200 мм;

      10) максимальное расстояние между стойками ограждения, измеренное вдоль поручня - 2,5 м;

      11) поручни располагаются с обеих сторон кольцевой лестницы, если зазор между стенкой резервуара и лестницей превышает 200 мм, при этом зазор между настилом промежуточной площадки лестницы и стенкой резервуара не должен превышать 150 мм;

      12) кольцевые лестницы полностью закрепляются на стенке резервуара, а нижний марш не должен доходить до земли около 100 - 25 мм;

      13) при полной высоте лестницы более 9 м конструкция лестницы включает промежуточные площадки, разница вертикальных отметок которых не должна превышать 6 м;

      14) подземные емкости оборудуются стационарной лестницей-стремянкой от люка до дна.

      287. Площадки, переходы и ограждения выполняются с учетом следующих требований:

      1) переходы снабжаются перилами с открытых сторон;

      2) на резервуарах со стационарной крышей устанавливаются площадки обслуживания с перилами, для обеспечения доступа к местам, где расположено оборудование, требующее регулярной проверки или обслуживания;

      3) ограждение должно устанавливаться по всему периметру крыши, а также по наружной (от центра резервуара) стороне площадок, располагаемых внутри крыши;

      4) площадки обслуживания располагаются по периметру крыши;

      5) переходы, соединяющие любую часть резервуара с любой частью соседнего резервуара либо отдельно стоящей конструкцией, должны иметь опорные устройства, допускающие свободное перемещение соединяемых конструкций;

      6) настил площадок и переходов изготавливается из решетчатого, перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению, максимальная величина зазора между элементами настила не должна превышать 30 мм;

      7) конструкция площадок и переходов должна обеспечивать свободный сток воды с поверхности настила;

      8) ширина площадок и переходов по уровню настила - 600 мм;

      9) высота верхнего поручня ограждения над уровнем пола должна быть не менее 1,25 м;

      10) минимальная высота бортовой (нижней) полосы ограждения - 150 мм, с бортом не менее 0,15 м, примыкающие к перилам лестницы;

      11) максимальный зазор между бортовой полосой и уровнем пола - 20 мм;

      12) высота от уровня настила до средней полосы ограждения - около 0,5 м;

      13) максимальное расстояние между стойками ограждения - 2,5 м;

      14) верхняя площадка резервуара, имеет перила высотой не менее 1,25 м, с бортом не менее 0,15 м, примыкающие к перилам лестницы;

      15) за исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше, проводится постоянный контроль;

      16) площадки и ступени лестницы содержатся в чистоте, очищаются деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила безопасности, установленные для работ на высоте;

      17) не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования, и производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара;

      18) во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).

Параграф 3. Молниезащита резервуаров

      288. Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относятся по устройству молниезащиты:

      1) ко II категории (резервуары, относящиеся к зонам класса В-Iг);

      2) к III категории (резервуары, относящиеся к зонам класса П-II - П-III).

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

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

      290. Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм защищаются от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами.

      291. Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м³ независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.

      Резервуары, а также группы резервуаров II категории по устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс.м3 должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допускается защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.

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

      292. Защите от прямых ударов молнии также подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-Iг дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.

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

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

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

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

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

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

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

      296. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции соединяются гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 мм².

      297. Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 мм² и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 мм² (диаметром около 7 мм).

      Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят.

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

      298. Токоотводы выполняются из стали, размеры которых соответствуют размерам указанным в таблице 4.

Размеры токоотводов

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

      Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей окрашивается в черный цвет.

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

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

      Длина ввинчиваемых электродов принимается 4,5 м – 5 м, а забиваемых - 2,5 м.

      Верхний обрез вертикального заземлителя находится от поверхности земли на расстоянии 0,5 м - 0,6 м;

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

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

      301. Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее, чем указанные в пункте 314 настоящих Правил.

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

      Соединения на болтах допускаются при устройстве временных заземлений.

      Мест разъемных соединений должны быть оцинкованы.

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

      303. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м не допускается, о чем информируют вывешенные предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.

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

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

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

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

      307. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов, и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше чем на 30 % их необходимо заменить.

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

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

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

      310. Результаты ревизий устройств молниезашиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов заносятся в журнал результатов ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств. Допускается ведение электронных журналов по техническому обслуживанию.

      311. Лица, проводящие ревизию молниезащиты, составляют акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов.

Параграф 4. Защита резервуаров от статического электричества

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

      1) снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

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

      3) уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

      4) использование радиоизотопных, индукционных и иных нейтрализаторов.

      313. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества соединяются с заземляющими устройствами для электрооборудования. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

      Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров заземляются независимо от того, применяются ли иные меры защиты от статического электричества.

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

      314. Резервуары вместимостью более 50 м³ (за исключением вертикальных диаметров до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

      315. Нефть и нефтепродукты закачиваются в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается.

      Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, а если это возможно, то струя направляется вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефти и нефтепродуктов выбирается таким образом, чтобы исключить разбрызгивание.

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

      317. Для нефти и нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 Ом/м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с.

      Для нефти и нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 10 Ом/м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно.

      Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке жидкости, имеющей удельное объемное электрическое сопротивление более 10 Ом/м, при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью, превосходящую безопасную, применяются специальные устройства для отвода зарядов.

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

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

      318. Нефть и нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

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

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

      320. Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефти, нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 мм2, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.

      321. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту.

      322. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее, чем через 10 минут после прекращения движения нефтепродукта.

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

      Работники, отбирающие пробы, обеспечиваются обувью с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронепроводящей резины.

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

      323. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств, проводится одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования.

      Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества. Страницы журнала пронумеровываются, прошнуровываются и скрепляются печатью. Допускается ведение электронных журналов по техническому обслуживанию.

      324. Устройства защиты от статического электричества принимается одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.

Глава 7. Обследование и комплексная дефектоскопия металлических резервуаров

Параграф 1. Общие положения

      325. Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений.

      326. Достаточно полную оценку общего состояния резервуара можно дать при наличии данных, характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов риска, которые отрицательно влияют на нормальную работу. В периоды между обследованиями осуществляется мониторинг состояния резервуаров, направленный на обеспечение надежности и механической целостности оборудования с учетом оценки факторов риска.

      327. Первоочередному обследованию подвергаются резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 20 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

Параграф 2. Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии

      328. Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара.

      329. Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

      330. Частичное обследование включает:

      1) ознакомление с технической документацией;

      2) внешний осмотр резервуара;

      3) измерение толщины поясов стенки резервуара;

      4) измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

      5) проверку состояния основания и отмостки;

      6) составление технического заключения по результатам обследования.

      331. Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ:

      1) ознакомление с технической документацией:

      2) внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши;

      3) измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара;

      4) контроль сварных соединений неразрушающими методами;

      5) механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях, указанных в пунктах 404; 411 настоящих Правил;

      6) химический анализ металла при необходимости согласно пункту 423 настоящих Правил;

      7) измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

      8) измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

      9) проверку состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

      10) проверку состояния основания и отмостки;

      11) составление технического заключения.

      332. При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения:

      1) данные по изготовлению и монтажу резервуара, название изготовителя, номер проекта, дата изготовления и монтажа;

      2) техническую характеристику резервуара (тип, высоту, диаметр, вместимость, количество поясов стенки, толщина стенки верхнего и нижнего пояса, толщина центральной части и окраек днища, толщина крыши);

      3) сведения о металле (химический состав, механические свойства, толщину листов по сертификату качества);

      4) характеристику проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись);

      5) данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов.

      333. При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

      1) состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов;

      2) местные деформации, вмятины, выпучины;

      3) размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям;

      4) состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

      334. Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара проводится соответствующими приборами.

      335. Контроль за качеством сварных соединений и основного металла осуществляется как неразрушающими, так и разрушающими методами.

      336. При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы:

      1) гамма- или рентгенографирование;

      2) ультразвуковой контроль;

      3) измерение геометрических размеров;

      4) травление различными растворами;

      5) магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях).

      337. При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла.

      338. Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара.

      339. При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

      340. При обследовании отмостки определяется плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков.

      341. Результаты контроля заносятся в паспорт резервуара с отметкой дефектов на эскизах.

      342. По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара, и даются рекомендации по его ремонту.

Параграф 3. Подготовка резервуара к техническому диагностированию

      343. При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется.

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

      345. До начала работ по обследованию резервуара необходимо выполнить следующее:

      провести анализ газовоздушной смеси в резервуаре;

      составить акт о готовности резервуара к проведению технического диагностирования, подписанный представителями владельца резервуара, организации, выполнявшей подготовку резервуара, и организации, выполняющей диагностирование;

      получить наряд-допуск на проведение газоопасных работ на территории резервуарного парка и внутри резервуара;

      проверить исправность приборов, аппаратуры и инструментов;

      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 соответствующими способами номера вертикальных стыков листов нижнего пояса (с нанесением их на схему). Нумеровать стыки по часовой стрелке от приемо-раздаточных патрубков или от шахтной лестницы;

      нанести точки нивелирования (с нанесением их на схему) на фундаментах приемораздаточных патрубков (буква Т (трубы) с порядковым номером), на фундаменте лестницы (буква Л (лестницы) с порядковым номером) и газоуравнительной системы (буква Г (газоуравнительная система) с порядковым номером).

      346. Внутреннюю поверхность стенки резервуара на высоту 1600 мм от днища очищают до металлической поверхности, используя обработку песком, дробью, суспензией кварцевого песка с водой или одним песком, гидроочисткой. В резервуарах без нанесенного ранее защитного внутреннего покрытия допускается производить зачистку без механических воздействий до полного удаления нефтяной пленки. Полости коррозионных каверн очищают до полного удаления продуктов коррозии.

      347. Наружную и внутреннюю поверхности конструкции резервуара, шахтной лестницы и трубопроводов необходимо очистить от снега, воды, грязи, остатков и продуктов отложения хранимой нефти. Удалить наружное антикоррозионное покрытие в местах его повреждения. Очистить наружный контур днища от грунта, льда и иных загрязнений. Тщательно очистить металлической щеткой сварные швы и прилегающий к ним участок от загрязнений на ширине не менее 20 мм.

      348. Тепловая изоляция, препятствующая контролю технического состояния, частично или полностью (в случае необходимости) удаляется.

      349. Обеспечить освещенность рабочего места внутри резервуара при выполнении технического диагностирования не менее 50 лк.

      350. Применение светильников с использованием напряжения 220 В может быть разрешено при условии питания их от разделительных трансформаторов (кроме автотрансформаторов), устройств защиты отключения типа, электропроводки в двойной резиновой изоляции с заземляющей шиной.

Параграф 4. Внешний осмотр поверхности основного металла

      351. Поверхность резервуара осматривают с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности:

      1) окраек днища и нижняя часть первого пояса;

      2) наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы);

      3) верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль или подзорную трубу);

      4) места переменного уровня нефтепродуктов;

      5) кровля и перекрытие.

      352. Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара, возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах.

      353. Осматриваемая поверхность очищается от грязи и нефтепродуктов.

      354. Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах, как с наружной, так и с внутренней стороны. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и иные дефекты).

      355. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

      356. Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

      1) равномерную коррозию (когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла);

      2) местную (при охвате отдельных участков поверхности);

      3) точечную, пятнистую, язвенную, в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозную, послойную.

      357. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

      358. По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым толщиномером.

      359. Размещение патрубков на листах первого пояса или резервуара должно соответствовать проектным данным.

Параграф 5. Внешний осмотр соединений

      360. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром очищаются от краски, грязи и нефтепродукта.

      361. Внешний осмотр, измерения геометрических размеров проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта и документации завода изготовителя; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и иных технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

      362. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требованиям проекта на изготовление резервуара и требованиям межгосударственных стандартов: ГОСТ 17032-2010 для резервуаров объемом от 3 м³ до 100 м³ и ГОСТ 31385-2016 для резервуаров объемом от 100 м³ до 120 000 м³ с помощью шаблонов.

      363. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.

      364. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка не должны совпадать друг с другом. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.

      365. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков, расположенных на первом, втором и третьем поясах, и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара.

      Швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками.

      366. Внешний осмотр и измерение сварных соединений проводятся в условиях достаточной освещенности контролируемого участка.

Параграф 6. Измерение толщины металла элементов резервуара

      367. Для определения толщины металла применяются приборы, позволяющие измерять толщину в интервале от 0,2 мм до 50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до 40 °С.

      368. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения проводятся в местах, наиболее пораженных коррозией.

      369. Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх).

      Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках.

      370. Листы днища измеряются по двум взаимно перпендикулярным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

      371. Толщины листов кровли измеряются по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

      372. В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500х500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

      373. 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.

      374. При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или иного элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина отдельного листа.

      375. Места измерения толщины элементов резервуара указываются в прилагаемых к заключению эскизах.

      376. Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши проводится на ковре, а также на коробах и ребрах жесткости.

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

Параграф 7. Неразрушающие методы контроля сварных соединений

      378. Перед контролем сварных соединений резервуар освобождается от продукта, зачищается и подготавливается к ведению огнеопасных работ.

      379. Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища очищаются от окалины, шлака и иных загрязнений.

      380. Сварные швы предварительно подвергаются внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и иных видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания.

      381. При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым иным доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением и применением ультразвука), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены.

      382. Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии, требования к снимку, его фотообработка и расшифровка, дефекты снимков и способы их устранения, ведение учета и регистрации снимков, а также нормы контроля и оценка качества сварных соединений.

      383. Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам (таких как шлаковые включения, трещины, газовые поры).

      384. При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

      385. Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от 5 °С до 55 °С.

      386. Если данные, полученные в результате ультразвукового и радиографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль проводят путем металлографических исследований.

Параграф 8. Механические испытания металла и сварных соединений

      387. Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений.

      388. Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех иных случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок.

      389. Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диаметром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом, чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки.

      390. Центр вырезанного участка находится на вертикальном шве, на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов.

      391. На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку (номер резервуара, пояса и листа); при последующей механической обработке маркировку перенести на образец.

      392. Каждая заготовка (или партия), вырезанная для определения механических свойств, должна иметь сопроводительный документ, в котором отмечается наименование организации, номер резервуара и место вырезки, дата вырезки, фамилия ответственного лица за вырезку и его должность.

      393. Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла необходимо вырезать:

      1) три образца для определения предела прочности, предела текучести и относительного удлинения;

      2) три образца для испытания на ударную вязкость;

      3) два образца на статический изгиб.

      394. При проверке прочностных и пластических характеристик основного металла, путем вырезки и испытания отдельных образцов, показатели механических свойств определяют как среднее арифметическое результатов, полученных на заданном числе образцов (по каждому виду испытаний).

      Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетворяет требованиям, то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов, вырезанных из того же пояса.

      395. Для определения механических свойств сварных соединений, из каждой контрольной заготовки, нужно вырезать:

      1) три образца на статическое растяжение для определения предела прочности (размер плоских образцов 300х30 мм);

      2) два образца для испытания на статический изгиб;

      3) три образца для испытаний на ударную вязкость.

      396. По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются, если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла (угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120° - для углеродистых сталей; 80° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и менее; 60° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм).

      397. Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений представляются в виде акта по форме согласно приложения 29 к настоящим Правилам (далее – Акт проведения механических испытаний и химического анализа металла), и приложены к паспорту резервуара.

Параграф 9. Металлографические исследования

      398. Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

      399. Образцы для металлографических исследований вырезают из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.

      400. При металлографическом исследовании основного металла необходимо определить фазовый состав, величину зерна, характер термической обработки, наличие неметаллических включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристаллической коррозии).

      401. Для металлографических исследований сварных соединений вырезают два образца (один на макроисследование, один на микроисследование) перпендикулярно к оси шва.

      402. Образцы для макроисследований всех сварных соединений, а также для микроисследований сварных соединений включают все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла и подкладок для резервуаров телескопической сборки и ручной сварки.

      403. По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые прикладываются к паспорту резервуара.

Параграф 10. Химический анализ металла

      404. Химический анализ металла проводится с целью установления соответствующей марки использованных материалов требованиям проекта на изготовление резервуара.

      405. Для определения химического состава металла необходимо использовать образцы, вырезанные для механических испытаний.

      406. В тех случаях, когда образцы для механических испытаний не вырезаются, а требуется определить химический состав, то берется стружка массой по 2 г на каждый исследуемый элемент.

      407. Химический состав металла должен соответствовать техническим требованиям проекта на резервуар.

      408. Результаты химического анализа лаборатории представляются в виде акта проведения механических испытаний и химического анализа металла, и прикладываются к паспорту резервуара.

Параграф 11. Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара

      409. При выявлении действительной геометрической формы резервуара и определении величины отклонения от проектных требований необходимо измерить величину отклонения образующих стенки на уровне середины и верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

      410. Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6м по периметру резервуара.

      411. Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали проводятся отвесом путем прямых измерений, либо при помощи теодолита.

      412. Измерения целесообразно проводить на заполненном и пустом резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений.

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

Параграф 12. Проверка состояния основания и отмостки

      414. При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

      1) неплотное опирание днища резервуара на основание;

      2) наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по иным причинам;

      3) погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров;

      4) наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

      5) трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;