Документы после ремонта резервуара

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

3.1. Комплект технической документации должен включать:

• документацию на изготовление и монтаж резервуара;
• эксплуатационную документацию;
• ремонтную документацию.

Документы на изготовление и монтаж резервуара

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

а) рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

м) акты приемки смонтированного оборудования;

н) схема и акт испытания заземления резервуара;

о) схема нивелирования основания резервуара;

п) акты на окраску, выполненную на монтаже;

p) акт на приемку протекторной защиты;

с) акт на приемку резервуара в эксплуатацию,

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

а) наименования предприятия-изготовителя;

б) типа резервуара;

в) номера по системе нумерации предприятия-изготовителя;

г) года и месяца изготовления;

д) рабочего давления;

е) номинального объема;

ж) массы резервуара.

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

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

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

в) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

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

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

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

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

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

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

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

в) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов;

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

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

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

а) акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

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

в) акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара;

г) документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

Эксплуатационная документация

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

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

б) технический паспорт на понтон;

в) градуировочная таблица резервуара;

г) технологическая карта резервуара;

д) журнал текущего обслуживания;

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

ж) схема нивелирования основания;

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

и) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

к) технологические карты на замену оборудования резервуаров;

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

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

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

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

© 2007–2021 «ХК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Источник

Эксплуатационная документация на резервуар

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должна быть в наличии следующая эксплуатационная документация:

• паспорт резервуара с актом на замену оборудования;
• исполнительная документация на резервуар и на про­ведение ремонтов;
• результаты нивелирования основания;
• градуировочная таблица на резервуар;
• технологическая карта эксплуатации резервуара;
• журнал текущего обслуживания;
• схема молниезащиты и защиты от статического элек­тричества;
• журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического электричества.

Паспорт резервуара — это документ, содержащий сведения о его геометрических параметрах и смонтиро­ванном на нем оборудовании, а также об организациях, участвовавших в его проектировании, изготовлении и монтаже конструкций.

Исполнительная документация — это документация на изготовление и монтаж резервуара, которая предъяв­ляется при его приемке в эксплуатацию. В состав испол­нительной документации входят:

• рабочие и деталировочные чертежи стальных конст­рукций;
• акты приемки скрытых работ (по подготовке и уст­ройству подушки основания, устройству изолиру­ющего слоя под резервуар и т.д.);
• документы, удостоверяющие качество материалов, примененных на монтаже (стальных листов, электро­дов, метизов и т.д.);
• журналы промежуточной приемки работ (монтажных, сварочных, подготовки поверхности под покраску и др.);
• акты испытаний резервуара (на герметичность, на прочность и т.д.);
• а также другие документы.

Результаты нивелирования основания резервуара включают схему нивелирования, акты, протоколы по ни­велированию окрайки, проводимой в процессе эксплуа­тации.

Градуировочная таблица на резервуар используется для определения объема нефти (нефтепродукта) в нем по резуль­татам замера уровня взлива (через каждый сантиметр).

Технологическая карта — это документ, отражающий наиболее вероятные условия работы резервуара и служа­щий для обеспечения эксплуатационного персонала всех уровней информацией для оперативного принятия реше­ния по управлению процессом перекачки.

Технологическая карта содержит следующую инфор­мацию:

• номер резервуара по технологической схеме;
• тип резервуара;
• высотный трафарет (расстояние по высоте от днища до трафаретной отметки);
• высота врезки пеногенератора (или пенокамеры);
• диаметр приемо-раздаточных патрубков (ПРП), рас­стояние от днища до оси ПРП, объем взлива до верх­ней образующей ПРП, максимальная производитель­ность ПРП;
• тип, количество, диаметр, суммарная пропускная спо­собность дыхательных и предохранительных клапа­нов (вентиляционных патрубков) с учетом огнепреградителей;
• максимально допустимая скорость движения понто­на (плавающей крыши);
• максимально допустимая производительность запол­нения (опорожнения) резервуара;
• количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу;
• наличие приборов замера уровня, устройств для раз­мыва донных отложений, газовой обвязки.

В журнале текущего обслуживания отражается ин­формация о работах, выполненных с целью поддержа­ния работоспособности и обеспечения безопасной эксп­луатации резервуаров, а также их оборудования.

Источник

Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды. Строительные конструкции рд 34. 21. 526-95 удк 622. 692. 234. 004. 67(083. 96) (1)

8.4. Контроль качества ремонтных работ,

приемка резервуаров после ремонта

8.4.1. Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуаров проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18-75, СНиП 3.03.01-87.

8.4.2. Контроль выполненных работ осуществляют:

а) внешним осмотром мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением сварных швов;

б) испытанием швов на герметичность;

в) проверкой сварных соединений рентгено- и гаммапросвечиванием или другими физическими методами;

г) окончательным испытанием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

8.4.3. Наружному осмотру подвергаются 100% всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.

Сварные соединения по внешнему виду должны удовлетворять требованиям ГОСТ 8713-79, ГОСТ 5264-80, СНиП III-18-75, СНиП 3.03.01-87.

3.4.4. Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100%-ному контролю на герметичность вакуум-методом или керосиновой пробой.

3.4.5 Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином. Контролируемую сторону шва очищают от грязи и ржавчины и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть.

Шов смачивают керосином посредством опрыскивания не менее двух раз струей под давлением из краскопульта, бачка керосинореза или паяльной лампы. Допускается швы протирать два-три раза тряпкой, обильно смоченной керосином.

Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность вакуум-камерой или керосином. В последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина и после ее высыхания сварные соединения с наружной стороны опрыскивают керосином.

8.4.6. Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса и 50% соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) резервуаров вместимостью 2000 м 3 и более подвергаются контролю просвечиванием (рентгено- или радиографированием). Оценка качества сварных соединений по данным просвечивания осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 «Швы сварных соединений. Методы контроля просвечиванием проникающими излучениями».

8.4.7. Если при просвечивании будут обнаружены недопустимые дефекты, то необходимо выявить границы дефектного участка путем дополнительного контроля вблизи мест с выявленными дефектами. Если при дополнительном контроле будут также обнаружены недопустимые дефекты, то контролю подвергаются все сварные соединения.

Выявленные дефектные сварные соединения или их участки должны быть исправлены и вновь проварены.

8.4.8. Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят при проведении среднего или капитального ремонта основания, днища окрайков, стенки, покрытия и анкерных устройств (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов, стенки).

8.4.9. В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах (в стыковых соединениях стенки, сопряжении стенки с днищем и других ответственных соединениях).

Если в процессе испытания по истечении 24 ч на поверхности стенки резервуара или по краям днища не появятся течи и если уровень не будет снижаться, то резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание.

8.4.10. После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

8.4.11. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при наполнении его до расчетного уровня проводят по отвесу, геодезическими и другими способами.

8.4.12. После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые согласно СНиП III-18-75, СНиП 3.03.01-87, испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию после ремонта.

8.4.13. Резервуар принимается в эксплуатацию после ремонта (при выполнении ремонта подрядной организацией) комиссией, назначаемой вышестоящей организацией, с участием представителей от организации, эксплуатирующей резервуар и осуществляющей его ремонт.

8.4.14. При выполнении работ силами электростанции либо тепловых сетей комиссия назначается этим предприятием.

8.4.15. Резервуар после ремонтных работ принимают на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте, согласно пп. 5.4 и 5.5 настоящей Инструкции.

9. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА

И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

9.1. Безопасная эксплуатация металлических резервуаров для хранения мазута и горячей воды обеспечивается соблюдением требований действующих Правил техники безопасности при обслуживании топливно-транспортного оборудования электростанций, Правил техники безопасности при обслуживании тепловых сетей.

9.2. На каждом энергопредприятии, эксплуатирующем резервуары, должны разрабатываться на основании действующих правил местные инструкции по технике безопасности и промышленной санитарии, согласованные с органами пожарной охраны и утвержденные главным инженером предприятия.

9.3. Рабочие, обслуживающие резервуары, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

9.4. Каждый работник, обслуживающий резервуары, должен пройти инструктаж по пожарной безопасности и производственной санитарии.

9.5. Все работники, обслуживающие резервуары с сернистым мазутом, должны быть ознакомлены с опасностями, которые могут возникнуть с этим нефтепродуктом.

9.6. Запрещается привлекать к работе по очистке резервуаров случайных работников и лиц моложе 18 лет.

9.7. Перед допуском персонала к работе необходимо проверить резервуары на содержание в воздухе рабочей зоны наиболее вероятных вредных веществ.

9.8. Персонал, постоянно занимающийся очисткой резервуаров, должен не реже одного раза в год проходить медицинский осмотр.

9.9. Работу внутри неочищенного и непроветренного резервуара персонал должен выполнять в шланговых противогазах и в специальных одежде и обуви.

Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнально-спасательной веревкой, конец которой должен быть выведен наружу через нижний люк.

9.10. Маски и шланги противогазов перед началом работ внутри резервуара должны быть тщательно проверены руководителем работ.

9.11. К работе внутри резервуара, а также к периодическим осмотрам их должны допускаться проинструктированные рабочие в составе не менее двух человек, из которых один (наблюдающий) должен находиться вне резервуара и следить за состоянием работающего. Если вблизи резервуара нет других работающих, необходимо назначать не менее двух наблюдающих.

9.12. Работа внутри резервуара при уровне жидкой среды выше 200 мм (над уровнем пола) и температуре среды выше 45°С запрещается.

9.13. Время пребывания в резервуаре, а также продолжительность отдыха с выходом из него определяет руководитель работ в зависимости от условий и характера работ.

9.14. По окончании ремонтных работ перед закрытием люков резервуара ответственный за проведение ремонтных работ должен лично убедиться, что в резервуаре не остались люди, а также инструменты и материалы.

9.15. Перед проведением испытаний весь персонал, принимающий участие в них, должен пройти инструктаж.

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

9.16. Все виды ремонтно-строительных работ внутри резервуаров, а также работы по окраске их должны проводиться по нарядам.

9.17. Все резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. При этом резервуары вместимостью 5 тыс. м 3 и более должны быть оборудованы автоматическими стационарными системами (установками) пенного тушения в соответствии с Требованиями СНиП II.106-79. Резервуары вместимостью 1 тыс. м 3 и более независимо от места расположения должны быть оборудованы пеногенераторами и сухими стояками (сухотрубами) для подачи пены в верхний пояс резервуара.

9.18. При появлении трещин в швах, в основном металле стенок и днище действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных мазутным топливом.

9.19. На время выполнения ремонтных работ с применением открытого огня на производственной территории должен быть установлен пожарный пост из работников пожарной охраны и увеличено число средств пожаротушений.

9.20. Безопасный способ выполнения огневых работ в мазутных резервуарах может быть применен после их дегазации с помощью специальной вентиляционной установки.

ПАСПОРТ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

Марка ___________________________ № ___________________________________________

Дата составления паспорта ________________________________________________________

Место установки (наименование предприятия) _______________________________________

Назначение резервуара ___________________________________________________________

Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота) ___________________________

Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи КМ, и номер чертежей _______________________________________________________________________________

Наименование завода-изготовителя стальных конструкций______________________________

Наименование строительно-монтажных организаций, участвовавших в возведении резервуара:

Источник