Правил технической эксплуатации резервуаров инструкции ремонту

объекта

1 раза в неделю в осенне-зимний период

в последующие – 1 раз в 5 лет или при диагностике

Проводить нивелирование окрайки днища

за исключением дыхательной арматуры

огневым предохранителем

объекта

Центральная часть

переход

объекта

1 раза в неделю в осенне-зимний период

2 раза в месяц в осенне-зимний период

1 раз в 10 дней в осенне-зимний период

Задвижки

Ежедневно

Проверять визуально внешнее состояние, герметичность сальниковых уплотнений

4.4 Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой

4.4.1 При перекачке и хранении в резервуарах высокосернистой нефти необходимо учитывать возможность выделения сероводорода, образования и накопления пирофорных отложений, способных к самовозгоранию при невысоких температурах.

4.4.2 Резервуары, в которых хранятся высокосернистые нефти, должны подвергаться периодическим осмотрам, диагностированию и ремонту по отдельному графику, утвержденному главным инженером филиала предприятия.

4.4.3 В резервуарах с высокосернистыми нефтями патрубки дыхательной арматуры, клапаны, световые люки должны согласно графику очищаться от пирофорных отложений и продуктов коррозии для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений.

4.4.4 Резервуары с высокосернистой нефтью должны быть оборудованы стационарными уровнемерами. Ручной замер уровня и отбор пробы допускаются при соблюдении правил охраны труда при работе с высокосернистыми нефтями.

4.4.5 При необходимости замера уровня и отбора проб через замерный люк, а также при дренировании воды операторы должны быть в фильтрующих противогазах.

4.4.6 Резервуары с высокосернистыми нефтями должны иметь внутренние защитные покрытия от коррозии.

4.4.7 Перед очисткой освобожденного от высокосернистой нефти резервуара необходимо провести его пропарку.

4.4.7.1 При проведении работ с высокосернистыми нефтями для обеспечения безопасности очищаемую поверхность следует содержать во влажном состоянии в соответствии с ППР на очистку.

4.4.7.2 Пропарку РВС следует проводить при закрытом нижнем люке резервуара, а конденсат дренировать в канализацию.

После окончания работы необходимо взять пробу воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций нефтяных паров и газов, проба из РВС отбирается через нижний люк.

4.4.7.3 Пропарку ЖБР следует проводить подачей пара через верхние люки.

4.4.8 Пирофорные отложения, извлеченные из резервуара, поддерживаются в увлажненном состоянии, обезвреживаются в специальных установках или размещаются в отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора и органами, специально уполномоченными в области охраны окружающей среды и экологической безопасности. Размещение отходов выполняется в соответствии с действующим законодательством по охране окружающей природной среды и экологической безопасности.

4.5 Обслуживание средств измерения уровня отбора проб нефти

4.5.1 Обслуживание средств измерения уровня нефти и отбора проб в резервуаре выполняется в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих средств.

4.5.2 Устройства учета и отбора проб должны подвергаться контролю технического состояния с периодичностью, установленной технической документацией на указанное средство.

4.5.3 О результатах контроля технического состояния делается запись в журнале текущего обслуживания резервуара. О всех замеченных недостатках должно быть сообщено руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнале.

4.5.4 Конструкция используемых средств измерения уровня и отбора проб должна предусматривать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от нефти.

4.5.5 Средства измерений должны быть в исправном состоянии и поверены.

4.5.6 В целях обеспечения нормальной работы приборов учета резервуары должны систематически очищаться от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.

4.5.7 При отборе проб нельзя допускать разлив нефти. В случае разлива нефти ее следует удалить. Запрещается оставлять на кровле резервуара ветошь, паклю, посторонние предметы.

4.5.8 Водочувствительные ленты, применяемые для измерения уровня подтоварной воды, должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные тальком или мелом. Качество ленты следует систематически проверять.

4.6 Предотвращение накопления и размыв донных отложений

4.6.1 В целях предотвращения накопления на днище резервуара осадков, а также для их удаления должны устанавливаться, размывающие системы – винтовые устройства.

4.6.2 Эксплуатация систем предотвращения накопления донных отложений должна проводиться в соответствии с технической документацией.

4.6.3 Размыв осадка проводится по графикам, утвержденным главным инженером филиала предприятия.

4.6.4 Все работы по размыву донных отложений (подготовка резервуара, контроль за ходом размыва, качеством откачиваемой нефти в смеси с размытыми донными отложениями) должны выполняться в соответствии с «Инструкцией по размыву донных отложений на НПС», утвержденной главным инженером филиала предприятия.

После окончания размыва донных осадков нефть следует откачать до минимально допустимого технологического (рабочего) уровня взлива.

4.6.5 По окончании размыва осадка и откачки нефти из резервуара необходимо провести замер высоты донных осадков в установленных точках. При неудовлетворительных результатах цикл размыва следует повторить.

4.6.6 Результаты измерений высоты донных осадков следует занести в журнал учета наличия и размыва донных осадков.

4.7 Дренирование подтоварной воды

4.7.1 На НПС, оснащенных очистными сооружениями или имеющих возможность очистки сточных вод, подтоварная вода, образующаяся в резервуарах при отстое нефти, должна периодически отводиться в производственную канализацию.

4.7.2 Частота дренирования подтоварной воды зависит от содержания воды в нефти, режима работы резервуаров (для резервуаров, работающих в режиме «прием-сдача», – перед проведением каждого измерения).

4.7.3 При удалении подтоварной воды необходим контроль за ее стоком. Не допускается вытекание нефти.

4.7.4 Измерение уровня подтоварной воды проводится в соответствии с требованиями 3.5.4.6.7.

4.7.5. Подтоварная вода из РВС удаляется через сифонный кран.

Сифонный кран необходимо осматривать при каждом дренировании подтоварной воды. При этом проверяется отсутствие течи в сальниках крана. Поворот крана должен быть плавным, без заеданий. В нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении.

4.7.6 Удаление подтоварной воды из ЖБР проводится погружным насосом, который монтируется на люке покрытия резервуара, или другими средствами.

4.8 Контроль за осадкой основания резервуаров

4.8.1 Для обеспечения надежной работы резервуаров в процессе эксплуатации необходимо осуществлять контроль за осадкой основания резервуаров.

4.8.2 Контроль за осадкой основания РВС заключается в нивелировании окрайки днища по наружному периметру резервуара в процессе его эксплуатации. По результатам нивелирования составляются акты (Приложения К, Л).

4.8.3 В первые четыре года эксплуатации нивелирование должно проводиться ежегодно в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы систематически (не реже одного раза в 5 лет) должно проводиться контрольное нивелирование.

4.8.4 Нивелировку окрайки днищ стальных вертикальных резервуаров необходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающим в большинстве случаев с вертикальными швами нижнего пояса резервуара, если листы нижнего пояса имеют длину 6 м.

Обход резервуара должен быть по часовой стрелке.

Точки должны быть отмечены краской красного цвета с указанием номера точки.

4.8.5 У резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонения от горизонтальности наружного контура днища резервуара не должны превышать величин, указанных в РД 08-95-95.

4.8.6 У резервуаров, находящихся в эксплуатации более 4 лет, допускаемые отклонения не должны превышать величин, указанных в РД 08-95-95.

4.8.7 Для получения достоверных величин осадки резервуара перед нивелированием необходимо проводить поверки геодезического инструмента, систематически следить за состоянием реперов, марок на запорной арматуре и лестнице, а также за разметкой точек нивелирования на резервуаре.

4.8.8 При нивелировании окрайки днища обязательно должны нивелироваться фундамент лестницы и фундаменты под запорную арматуру приемных технологических трубопроводов.

4.8.9 Необходимость вывода резервуара из эксплуатации при возникновении предельных величин осадки основания устанавливается комиссией, назначаемой ОАО МН.

4.8.10 За осадкой ЖБР устанавливается контроль путем нивелировки покрытия ЖБР.

Неравномерность осадки покрытия (основания) резервуаров должна быть не выше допустимых пределов:

– между центральной точкой покрытия и точками покрытия над стенкой: в цилиндрических резервуарах – 0,0006R, но не более 25 мм;

– между смежными колоннами – 0,0008L, но не более 5 мм,

где R – радиус цилиндрического резервуара, м;

L – расстояние между смежными колоннами, м.

4.8.11 Нивелировка покрытия в точках, указанных в журнале регистрации нивелирных отметок, проводится 2 раза в год в первые 5 лет эксплуатации, в последующие годы, после стабилизации основания, нивелировку покрытия следует проводить не реже 1 раза в 5 лет. Нивелирование проводится организацией, имеющей лицензию на проведение данного вида работ. Результаты нивелирования оформляются документально (акты, заключения и пр.).

4.8.12 Для измерения осадки основания ЖБР на территории предприятия должны быть установлены глубинные реперы, закладываемые по индивидуальным проектам ниже глубины промерзания грунта.

4.9 Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров,

газоуравнительной системы

4.9.1 Техническое обслуживание трубопроводов обвязки резервуаров, находящихся внутри обвалования, и отсекающих задвижек проводится в составе обслуживания оборудования НПС в соответствии с «Правилами устройств и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» и

РД 153-33ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

4.9.2 Обслуживание ГУС должно проводиться в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации газоуравнительных систем резервуарных парков магистральных нефтепроводов».

4.9.3 Техническое обслуживание газоуравнительной системы должно обеспечивать герметичность системы и заданную пропускную способность.

4.9.4 Периодичность осмотров ГУС должна быть не реже двух раз в месяц при положительных значениях температуры воздуха и не реже одного раза в неделю – при отрицательных.

При осмотре ГУС проверяются:

– герметичность элементов системы;

– состояние наземных газопроводов, их опор и оборудования;

– работа дыхательных клапанов;

– исправность заземляющих устройств;

– отсутствие конденсата в дренажных устройствах;

– работа задвижек на открытие-закрытие.

4.9.5 При выполнении ремонтных работ необходимо соблюдать следующие требования:

– производство ремонта газоуравнительной системы должно осуществляться только при наличии наряда-допуска с указанием в нем очередности проводимых операций ремонта и мер безопасности;

– при работах, связанных с временным разъединением трубопроводов или снятием оборудования с газоуравнительной системы, следует предварительно с помощью винтовых зажимов устанавливать на разъемах перемычки – токоотводы из стали сечением не менее 35 мм 2 ;

– работы, связанные с ремонтом трубопроводов, задвижек и другой арматуры на газоуравнительной системе, должны проводиться на предварительно отглушенном участке газопровода.

4.10 Обслуживание производственной канализации

4.10.1 Приемные колодцы производственной канализации, расположенные внутри обвалования, должны иметь хлопуши с тросовым управлением, выведенным за обвалование резервуаров. В нормальном положении хлопуша закрыта. Исправность хлопуш необходимо проверять не реже одного раза в квартал.

В каждом гидравлическом затворе слой воды должен быть не менее 0,25 м. Исправность гидрозатворов и уровень в них воды необходимо проверять 1 раз в месяц.

4.10.2 Осмотр производственной канализации должен осуществляться не реже одного раза в месяц.

4.10.3 Для сохранения пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка необходимо осуществлять их очистку не реже одного раза в год.

4.10.4 По данным осмотра по необходимости составляются дефектная ведомость на проведение ремонта канализационной сети.

4.11 Содержание территории

4.11.1 Обвалование резервуаров РВС должно содержаться в соответствии с требованиями раздела 1.6 настоящих «Правил…».

4.11.2 При проведении ремонта необходимо устраивать проезды через обвалование путем подсыпки грунта для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам РВС.

4.11.3 При нарушении обвалования в связи с работами по прокладке или ремонту коммуникаций по окончании этих работ оно должно быть восстановлено. Эксплуатация резервуаров с разрушенным обвалованием не допускается.

4.11.4 Котлованы и траншеи, вырытые при ремонте, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. Такие котлованы или траншеи должны быть ограждены и в ночное время освещены.

4.11.5 Места разлива нефти следует немедленно зачищать путем снятия слоя земли толщиной, превышающей на 1-2 см глубину проникновения в грунт нефти. Выбранный грунт должен быть удален в специально отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпана свежим грунтом или песком.

4.11.6 Территория резервуарного парка должна быть спланирована и своевременно очищена от мусора, сухой травы и листьев. В летнее время трава должна быть вывезена в сыром виде с территории резервуарного парка. В зимний период необходимо своевременно расчищать от снега дорожки и пожарные проезды на территории резервуарного парка.

4.11.7 Откосы обсыпки ЖБР должны быть покрыты растительным слоем, предотвращающим размыв земляной обсыпки поверхностными водами.

С территории резервуарного парка или отдельно стоящего ЖБР должен быть обеспечен организованный отвод дождевых вод.

4.11.8 Обсыпка ЖБР должна постоянно содержаться в полной исправности. При нарушении обсыпки в связи с ремонтами и другими работами по окончании их обсыпка должна быть восстановлена.

4.11.9 Запрещается загромождение покрытия резервуаров посторонними предметами и демонтированным оборудованием.

4.11.10 Временная статическая нагрузка на покрытие ЖБР не должна превышать допускаемого проектом значения. Наезд на покрытие резервуара какой-либо подвижной нагрузки (грузовой или пожарной машины, бульдозера, трубоукладчика и т.п.) категорически запрещается.

4.12 Подготовка резервуаров, оборудования, объектов

резервуарного парка к эксплуатации в зимний и летний

периоды года

4.12.1 При подготовке резервуаров к работе в зимний и летний периоды должен быть разработан перечень мероприятий, который утверждается руководством предприятия.

4.12.2 При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо:

– удалить воду с поверхности плавающей крыши и с покрытия резервуаров ЖБР с водяным экраном;

– сифонные краны промыть нефтью и повернуть в нерабочее положение и, при необходимости утеплить;

– слить воду с кольца орошения;

– проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, уровнемеры и пробоотборники, демонтировать кассеты огневых предохранителей;

– выполнить ревизию подвижных частей гидрозатвора уровнемера непрерывного измерения уровня нефти, заполнить гидрозатвор незамерзающей жидкостью, утеплить гидрозатвор и уровнемер.

4.12.3 Предохранительный гидравлический клапан на зиму необходимо залить незамерзающей жидкостью.

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

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

4.12.6 При подготовке канализационной сети к зиме необходимо провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, задвижек, колодцев.

4.12.7 При накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекоса необходимо очищать ее от снега.

4.12.8 При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его следует отрывать при помощи не образующих 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.

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

4.12.10 При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации на резервуарах следует выполнить ревизию дыхательных и предохранительных клапанов, установить кассеты огневых предохранителей.

5 СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРОВ И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ

5.1 Молниезащита

5.1.1 Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти (далее резервуары) должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД.

5.1.2 Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.

5.1.3 Для резервуарных парков при общей вместимости группы резервуаров более 100 тыс. м 3 защиту от прямых ударов молнии следует, как правило, выполнять отдельно стоящими молниеотводами.

5.1.4 В качестве заземлителей защиты резервуаров от прямых ударов молнии необходимо применять искусственные заземлители, проложенные в земле и размещенные не реже чем через 50 м по периметру основания резервуара, к которым должен быть присоединен корпус резервуара (число присоединений – не менее двух в диаметрально противоположных точках).

5.1.5 На резервуарах РВСП и РВСПК для защиты от электростатической индукции необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара.

5.1.6 Защита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным металлическим коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к заземлителям.

Ввод линий электропередачи, сетей сигнализации должен осуществляться только кабелями длиной не менее 50 м с металлической броней или оболочкой или кабелями, проложенными в металлических трубах и коробах.

5.1.7 Стержневые молниеприемники должны быть изготовлены из стали любой марки сечением не менее 100 мм 2 и длиной не менее 200 мм и защищены от коррозии оцинкованием, лужением или окраской. Тросовые молниеприемники должны быть выполнены из стальных многопроволочных канатов сечением не менее 35 мм 2 .

5.1.8 Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом.

5.1.9 При наличии стержневых и тросовых молниеотводов каждый токоотвод присоединяется к искусственному заземлителю, состоящему из 3-х и более вертикальных электродов длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Токоотводы и заземлители выбираются в соответствии с требованиями действующей НТД.

5.1.10 При эксплуатации устройств молниезащиты должен осуществляться систематический контроль за их техническим состоянием. В график планово–предупредительных работ должно входить техническое обслуживание этих устройств. В случае выявления механических повреждений и износа устройств молниезащиты следует производить текущий или капитальный ремонт.

5.1.11 Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводиться 1 раз в год перед началом грозового сезона.

Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников и токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений более чем в пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит ревизии (и ремонту, при необходимости).

5.1.12 Цель ревизии заключается в следующем:

– выявить элементы, требующие замены или усиления из-за механических повреждений;

– проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами (мест сварки и болтовых соединений);

– определить степень разрушения коррозией отдельных элементов молниезащиты и принять меры по восстановлению антикоррозионной защиты и усилению элементов, поврежденных коррозией.

5.1.13 На основании ревизий определяется необходимый объем ремонтных работ по системе молниезащиты, которые должны быть закончены к началу грозового периода года. Мелкие текущие ремонты устройств молниезащиты можно проводить во время грозового периода года, капитальные ремонты – только в негрозовой период.

5.1.14 Результаты ревизий молниезащитных устройств, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов необходимо заносить в журнал эксплуатации молниезащиты и устройств защиты от статического электричества.

5.1.15 Лица, проводящие ревизию молниезащиты, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов. Ответственность за исправное состояние молниезащиты несет служба главного энергетика.

5.2 Система пожаротушения

5.2.1 Система пожаротушения резервуаров и резервуарных парков является составной частью системы пожаротушения НПС.

5.2.2 Требования к системе пожарной безопасности и системам пожаротушения должны соответствовать Закону «О пожарной безопасности»,

ГОСТ 12.1.004 «Пожарная безопасность», ППБ 01-93* «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации», «Правилам пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов», СНиП 2.11.03 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», «Рекомендациям по проектированию системы подслойного пожаротушения нефти в стальных вертикальных резервуарах», «Рекомендациям по проектированию автоматической системы подслойного пожаротушения нефти в железобетонных резервуарах и стальных вертикальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей на объектах АК «Транснефть» и другим НТД.

5.2.3 Системы автоматического пожаротушения и сигнализации, установленные и введенные в эксплуатацию в резервуарных парках, должны соответствовать требованиям СНиП 2.04.09 и проектной документации.

5.2.4 Приемные станции и узлы управления следует размещать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.09 в помещениях с круглосуточным обслуживающим персоналом.

5.2.5 В резервуарных парках применяется пожаротушение воздушно-механической пеной средней и низкой кратности. Технические требования на пенообразователи приведены в ГОСТ Р 50588.

5.2.6 Работы по ТОР системы (установок) пожаротушения и установок пожарной автоматики должны осуществляться в соответствии с ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», РД 009-02-95 «Системы пожарной автоматики. Техническое обслуживание и планово-предупредительный ремонт» и другими действующими НД.

5.2.7 Все виды работ по ТОР системы (установок) пожаротушения должны выполняться специалистами НПС, прошедшими соответствующую подготовку, а в отдельных случаях – на договорной основе организациями, имеющими лицензию органов управления Государственной противопожарной службы (ГПС) на право выполнения работ по наладке и техническому обслуживанию установок пожаротушения.

5.2.8 Лиц, ответственных за техническое обслуживание систем пожаротушения, руководители эксплуатирующих предприятий назначают приказом по НПС (с записью в должностных инструкциях).

5.2.9 Установки пожарной автоматики должны постоянно находиться в дежурном режиме работы. Руководитель, ответственный за эксплуатацию систем пожаротушения, несет ответственность за техническое состояние, отказы и срабатывания пожарной автоматики.

В процессе эксплуатации запрещаются отключение установки пожарной автоматики, перевод из режима автоматического управления на ручной пуск или кратковременный вывод из эксплуатации в период проведения плановопредупредительных или иных ремонтных работ.

Внесение изменений в систему пожаротушения должно быть согласовано с проектной организацией или Государственной противопожарной службой МВД.

5.2.10 Решение о переводе автоматической установки пожаротушения в режим ручного пуска должно быть согласовано с пожарной охраной объекта.

5.3 Система защиты резервуаров от статического электричества

5.3.1 Выполнение требований по электростатической искроопасности обеспечивается регламентированием показателей по ГОСТ Р 12.1.018, применением средств защиты от статического электричества в соответствии с ГОСТ 12.4.124, требованиями и мероприятиями в соответствии с «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».

5.3.2 Для обеспечения электростатической искробезопасности резервуаров необходимо:

– заземлить все электропроводные узлы и детали резервуаров;

– исключить процессы разбрызгивания и распыления нефти;

– ограничить скорости истечения нефти при заполнении резервуаров и размыве донных отложений допустимыми значениями.

5.3.3 Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования или молниезащиты.

Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается до

5.3.4 Железобетонный резервуар считается электростатически заземленным, если сопротивление в любой точке его внутренней и внешней поверхностей относительно контура заземления не превышает 10 7 Ом. Измерения этого сопротивления должны производиться при относительной влажности окружающего воздуха не выше 60 %, причем площадь соприкосновения измерительного электрода с заземляемой поверхностью не должна превышать

20 см 2 ; при измерениях электрод должен располагаться в точках поверхности резервуара, наиболее удаленных от точек контакта этой поверхности с заземленными металлическими элементами.

5.3.5 Заземление заглубленного ЖБР должно быть выполнено путем заземления его арматуры.

5.3.6 Технологические трубопроводы и оборудование, расположенные в резервуарном парке и на резервуарах, должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая должна быть присоединена к контуру заземления не менее чем в двух местах.

5.3.7 Плавающая крыша или понтон резервуара должны быть соединены с корпусом резервуара гибкими металлическими перемычками. При этом число перемычек должно быть не менее двух. Если понтон изготовлен из диэлектрика, защита должна осуществляться по специальному проекту.

5.3.8 Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефти незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается. При применении поплавковых или буйковых уровнемеров их поплавки должны быть изготовлены из электропроводного материала и при любом положении иметь надежный контакт с заземлением.

Применение неэлектропроводных плавающих устройств и предметов, предназначенных для уменьшения потерь нефти от испарения, допускается только по согласованию со специализированной организацией, занимающейся защитой от статического электричества в данной отрасли.

5.3.9 При начале заполнения порожнего резервуара нефть должна подаваться в него со скоростью не более 1 м/c до момента затопления приемо-раздаточного патрубка в резервуаре без понтона или плавающей крыши и до всплытия плавающей крыши или понтона в резервуарах с плавающей крышей и понтоном. При дальнейшем заполнении резервуара допустимые скорости поступления нефти должны быть не более величин указанных в таблице 3.

5.3.10 Во избежание искрообразования ручной отбор проб и (или) измерение уровня нефти через замерный люк выполнять не ранее чем через 10 минут после прекращения операции закачки (откачки).

При этом устройства для проведения измерений должны быть изготовлены из токопроводящих материалов с удельным объемным электрическим сопротивлением меньше 10 5 Ом м и заземлены.

5.3.11 На каждое заземляющее устройство должен быть заведен паспорт. В первые два года эксплуатации необходимо следить за осадкой грунта над заземляющими устройствами. При осадке грунт нужно досыпать и тщательно утрамбовывать.

5.3.12 Обслуживание устройств защиты от статического электричества должно проводиться согласно графику ППР.

Измерение электрических сопротивлений заземляющих устройств для защиты от статического электричества должно производиться не реже одного раза в год в период наименьшей проводимости грунта (летом – при наибольшем просыхании или зимой – при наибольшем промерзании почвы).

При текущем осмотре и ремонте защитных устройств необходимо проверить надежность электрической связи между токоведущими элементами, выявить подлежащие замене или усилению элементы защитных устройств и определить необходимые мероприятия по защите элементов этих устройств от коррозии.

5.3.13 Результаты проверочных испытаний, осмотров и ремонтов защитных устройств должны заноситься в журнал «Эксплуатации молниезащиты и устройств защиты от статического электричества». К журналу должны быть приложены исполнительные схемы системы молниезащиты и защиты от статического электричества и акты о выборочных вскрытиях и осмотрах заземляющих устройств.

5.3.14 Ответственность за исправное состояние устройств защиты резервуаров от статического электричества несет служба главного энергетика.

5.4 Система защиты резервуаров от коррозии

5.4.1 Способы защиты от коррозии резервуаров для нефти следует принимать по СНиП 2.03.11 в зависимости от степени агрессивного воздействия среды на конструкции, в том числе внутренних поверхностей конструкций резервуаров для нефти – с учетом требований ГОСТ 1510.

5.4.2 Методы защиты резервуаров от коррозии определяются проектом на антикоррозионную защиту.

5.4.3 Антикоррозионная защита осуществляется следующим образом:

– наружная поверхность корпуса, крыш стальных резервуаров и оборудование, установленное на них, а также наземные участки трубопроводов всех назначений – защитными антикоррозионными лакокрасочными покрытиями;

– наружная поверхность днища стальных резервуаров, подземные участки трубопроводов различного назначения – защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (станциями катодной защиты – СКЗ и протекторами);

– внутренняя поверхность днища, поверхность первого пояса корпуса стальных резервуаров, внутрирезервуарная обвязка системы размыва донных осадков – лакокрасочными и комбинированными покрытиями, установкой протекторов;

– внутренняя поверхность стальных резервуаров (крыша, верхние пояса корпуса) – лакокрасочными и комбинированными защитными покрытиями;

– поверхность железобетонных резервуаров – применением оклеечных материалов, пропиткой или покраской конструкции, использованием герметиков;

– арматура, приемо-раздаточные патрубки, донные клапаны, световые и лазовые люки и другое металлическое оборудование железобетонных резервуаров – применением лакокрасочных, металлических (цинковых и алюминиевых), комбинированных (лакокрасочных по металлизационному слою) покрытий, средств электрохимзащиты.

5.4.4 Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты, должны соответствовать спецификации проекта ЭХЗ, государственным стандартам или техническим условиям и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта.

5.4.5 Средства и установки электрохимической защиты должны быть поставлены комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте, и сопровождены документами, удостоверяющими соответствие указанных средств и установок их техническим условиям.

5.4.6 При пуске и опробовании средств и установок электрохимической защиты следует руководствоваться государственными стандартами, строительными нормами и правилами, нормативно-техническими документами по защите подземных сооружений от коррозии, а также требованиями технического проекта и рабочих чертежей на ЭХЗ.

5.4.7 Части установок ЭХЗ, которые размещены под землей, разрешается засыпать грунтом только после того, как они освидетельствованы, получено письменное согласие на их засыпку от представителя заказчика и оформлен двусторонний акт на скрытые работы.

Качество изоляции контактных соединений протекторных установок перед засыпкой грунтом должно быть проверено искровым дефектоскопом напряжением 20 кВ.

5.4.8 При защите внутренней поверхности резервуаров с помощью металлизации с последующим нанесением изоляционного материала установка протекторов может исключаться.

5.4.9 Техническое обслуживание и ремонт установок катодной защиты проводятся в соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов. Контроль за работой установок катодной защиты проводится в соответствии с ГОСТ Р 51164.

5.4.10 Техническое обслуживание протекторной защиты должно включать:

– контроль эффективности протекторной защиты;

– замену изношенных протекторов.

5.4.11 Контроль работы протекторной защиты наружной поверхности днища резервуара от почвенной коррозии необходимо проводить с помощью следующих электрических измерений:

– распределения потенциала «резервуар-грунт»;

– омического сопротивления цепи протекторных установок;

– силы тока протекторных установок.

5.4.12 Контроль работы протекторов, устанавливаемых на внутренней поверхности резервуара, заключается в периодических измерениях силы тока контрольных протекторов и групп протекторов.

5.4.13 Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности потенциалов «резервуар – электролит» и силы тока в цепи «протектор – резервуар». Разность потенциалов «резервуар – электролит» (днище – подтоварная вода) следует измерять предназначенными для подобных измерений приборами с помощью специального медносульфатного электрода сравнения.

5.4.14 Замену изношенных протекторов необходимо производить в соответствии с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным главным инженером предприятия и составленным с учетом срока службы протекторов и данных об их эксплуатации.

5.4.15 Для защиты от коррозии внутренней поверхности вертикальных стальных резервуаров могут быть использованы покрытия, имеющиеся сертификаты и разрешительные документы.

5.4.16 Запрещается допуск подрядчиков производства работ, не имеющих лицензий Госгортехнадзора России на данный вид деятельности.

5.4.17 Периодически визуальный контроль состояния наружного антикоррозионного покрытия проводится 1 раз в год (ГОСТ 1510).

5.4.18 Контроль состояния внутренней поверхности вертикальных стальных резервуаров осуществляется при проведении полного обследования в сроки согласно РД 08-95-95.

5.4.19 Качество лакокрасочного покрытия определяется проверкой адгезии (адгезия не менее 2 баллов – ГОСТ 15140) и замером толщины покрытия.

Дефекты покрытия, обнаруженные при периодических осмотрах, подлежат устранению.

5.5 Система предупреждений аварий и повреждений

5.5.1 Основными контролируемыми параметрами являются:

– предельные уровни нефти в резервуаре (нижний и верхний предельные уровни указываются в технологической карте резервуара);

– давление парогазовой смеси в резервуаре (рабочее давление избыточное – не более 2 кПа, вакуум – не более 0,25 кПа (согласно СНиП 2.09.03));

– уровень загазованности территории резервуарного парка за счет выбросов углеводородов из резервуаров, фланцевых соединений и т.д..

5.5.2 Для автоматического контроля предварительно устанавливаемого верхнего и нижнего предельных уровней нефти в резервуаре используют сигнализаторы уровня различных модификаций, основанных на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля.

5.5.3 При достижении максимального (минимального) аварийного уровня нефти в резервуаре на операторном щите появляется светозвуковой сигнал, обязывающий оператора совместно с диспетчером принять меры к снижению взлива (или прекращению откачки) до технологического верхнего (нижнего) уровня.

5.5.4 Абсолютная погрешность измерения и срабатывания сигнализаторов аварийного уровня не должна превышать +10 мм.

5.5.5 Резервуарные парки в соответствии требованиям НТД оборудуются системами пожарной сигнализации.

5.5.6 Сигнал о загорании должен передаваться извещателями, установленными на крыше или стенке (по периметру) резервуара.

5.5.7 В качестве извещателей применяются извещатели пожарные, предназначенные для формирования сигнала при температуре контролируемой среды в резервуарах с нефтью, превышающей пороговую температуру срабатывания.

5.5.8 К ручным пожарным извещателям должен быть обеспечен свободный доступ, места их установки должны иметь достаточную освещенность.

5.5.9 Сигнализаторы предельных уровней и извещатели пожарные тепловые на резервуаре устанавливаются в соответствии с НТД и проектом. 5.5.10 Приборы сигнализации предельных уровней нефти и извещатели пожарные, устанавливаемые на резервуарах, а также их кабельные линии должны иметь взрывозащищенное исполнение по ГОСТ 22782.5,

ГОСТ 22782.6 или ГОСТ 22782.7.

5.5.11 В целях защиты резервуаров от перелива и превышения расчетного рабочего давления в технологических трубопроводах и арматуре в составе резервуарного парка должно быть предусмотрено резервирование емкости для сброса нефти.

5.5.12 План ликвидации возможных аварий, разрабатываемый на каждой НПС, должен содержать раздел по ликвидации возможных аварий в резервуарных парках.

5.5.13 При технической подготовке персонала аварийно-восстановительных бригад, а также работников НПС, нефтебаз необходимо провести обучение действиям в условиях повреждений, аварий и пожаров в резервуарных парках.

5.6 АСУ ТП РП

5.6.1 АСУ ТП РП предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления резервуарным парком из местного диспетчерского пункта (МДП) без постоянного присутствия эксплуатационного персонала непосредственно у технологических объектов.

5.6.2 Дистанционно измеряются и передаются в МДП следующие основные параметры:

– уровень нефти в резервуарах;

– температура нефти в резервуарах (при необходимости).

5.6.3 В МДП контролируются:

– достоверность измеряемых параметров на диапазон допустимых значений;

– параметры работы резервуаров;

– объем свободной емкости и нефти;

– положение запорной арматуры технологических трубопроводов резервуарного парка;

– состояние средств локальной автоматики и каналов связи.

5.6.4 В резервуарном парке предусматривается автоматическая защита от:

– перелива нефти в резервуарах;

– повышенного давления в подводящих трубопроводах;

5.6.5 В МДП предусматривается сигнализация о:

– максимально допустимом уровне нефти в резервуарах;

– повышении давления в подводящих трубопроводах;

– предельных уровнях в резервуарах;

– положении задвижек резервуарного парка;

– неисправности измерительных систем.

Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварийных ситуаций.

5.6.6 Технические средства АСУ ТП РП, устанавливаемые на резервуарах и имеющие непосредственное соприкосновение с взрывоопасной средой, должны быть взрывобезопасными, как правило, с искробезопасными электрическими цепями с уровнем или со специальным видом взрывозащиты.

5.6.7 Во всех системах и подсистемах АСУ ТП должны использоваться средства микропроцессорной и вычислительной техники на одинаковой элементной базе, обладающие свойствами электрической, конструктивной, логической и информационной совместимости, имеющие единую систему интерфейсов и организованные в виде локальных управляющих, информационных и вычислительных сетей.
Точно так же должны использоваться единые способы и средства организации внутрисистемной связи и передачи информации с реализацией коммуникационных систем.

5.6.8 При аварийном отключении электропитания базы данных должны сохраняться.

5.6.9 Сроки технического обслуживания и ремонта технических средств АСУ ТП РП должны быть согласованы с графиком технического обслуживания основного технологического оборудования и сооружений.

5.6.10 Техническое обслуживание выполняется без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства.

5.6.11 При техническом обслуживании проводят:

– проверку сохранности поверительного клейма;

– контроль наличия и маркировки на подводящих кабелях и проводах, а также надписей на приборах;

– контроль наличия заземления;

– контроль общего состояния с целью выявления неисправных приборов;

– очистку наружной части корпусов, крышек и стекол приборов от пыли и загрязнений;

– проверку и чистку арматуры.

5.6.12 В процессе текущего ремонта проводятся замена и восстановление сборочных единиц, имеющих наиболее низкие показатели долговечности, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу оборудования до следующего планового ремонта. Текущий ремонт предусматривает следующие виды работ:

– работы по техническому обслуживанию;

– проверку состояния заземления;

– отключение технических средств, вскрытие, чистку, частичную разборку технических средств;

– замену вышедших из строя элементов;

– проверку основных режимов работы технических средств в контрольных точках, регулирование чувствительности.

5.6.13 Капитальный ремонт включает в себя:

– демонтаж неисправных средств;

– разборку, чистку, замену дефектных узлов, наладку, регулировку и испытание технических средств;

– государственную или ведомственную поверку технических средств;

– полную разборку и дефектовку узлов и деталей технических средств;

– замену дефектных узлов и деталей;

– возможную модернизацию средства, внесение изменений в принципиальные схемы;

– восстановление антикоррозионных покрытий;

– сборку, регулировку, испытание и обкатку технических средств;

– поверку и монтаж технических средств.

5.6.14 Объем планового ремонта определяется в каждом конкретном случае результатами осмотра или характером отказа.

5.6.15 Выполнение ремонтных работ должно сопровождаться оформлением документации в установленном на предприятии порядке.

5.6.16 Работоспособность средств и систем АСУ ТП РП обеспечивается также наличием неснижаемых запасов материалов, запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП), определяемых ЭД и нормативными документами.

5.6.17 Обслуживание программного обеспечения должно проводиться в соответствии с эксплуатационной документацией программ.

6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1 Техническое диагностирование вертикальных стальных

резервуаров

6.1.1 Данный раздел регламентирует порядок проведения работ по техническому диагностированию вертикальных стальных цилиндрических резервуаров, эксплуатируемых в системе магистрального трубопроводного транспорта нефти.

6.1.2 Под техническим диагностированием понимается комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара. Целью диагностирования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

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

1. частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны без выведения его из эксплуатации;
2. полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

6.1.4 Периодичность выполнения полных и частичных технических обследований приведена в таблице 8.

Таблица 8 – Периодичность диагностирования вертикальных стальных

6.1.5 При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары:

– эксплуатируемые без полного обследования более 10 лет;

– сооруженные не по типовым проектам;

– изготовленные из кипящих или нескольких разнотипных сталей;

– находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

– эксплуатируемые более 5 лет в режиме учета нефти с частотой более 200 полных циклов в год;

– не имеющие внутренней антикоррозионной защиты;

– не снабженные системой и не обеспеченные условиями слива подтоварной воды;

– применяемые для хранения нефти, вызывающей усиленную коррозию металла;

– используемые для хранения товарной нефти с агрессивными примесями.

6.1.6 Техническое диагностирование резервуаров проводится на основании технического задания, утвержденного главным инженером предприятия.

Техническое диагностирование резервуаров проводится по типовой программе. Объем полного или частичного диагностирования может быть увеличен индивидуально, за счет проведения обследования по дополнительной программе, в зависимости от технического состояния, срока и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды.

6.1.7 Типовая программа частичного обследования, согласно

РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

– ознакомление с технической документацией;

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

– измерение толщины стенки и крыши резервуара;

– измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

– нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

– проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

– проверку состояния основания и отмостки;

– составление технического заключения по результатам обследования.

6.1.8 Дополнительная программа частичного обследования может включать следующие работы:

– акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;

– ультразвуковое или магнитное сканирование первого пояса стенки;

– зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами и другие работы.

6.1.9 Типовая программа полного обследования, согласно РД 08-95-95, предусматривает выполнение следующих работ:

– ознакомление с технической документацией;

– визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной и внутренней сторон;

– измерение толщины стенки, крыши, днища резервуара;

– измерение толщины патрубков и люков-лазов;

– измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

– нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;

– нивелирование фундаментов приемо-раздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы и газоуравнительной системы;

– контроль сварных соединений стенки физическими методами;

– контроль герметичности сварных соединений днища;

– контроль состояния внешнего и внутреннего (при наличии) покрытий;

– проверку состояния основания и отмостки;

– проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

– составление технического заключения по результатам обследования, включающего ведомость дефектов с указанием их координат на эскизах или чертежах.

6.1.10 При полном и частичном обследованиях резервуара с плавающей крышей (понтоном) помимо перечисленных в 6.1.7 и 6.1.9 типовая программа должна включать следующие работы:

– внешний осмотр и измерение габаритов элементов кольцевой площадки плавающей крыши, опорной фермы, катучей лестницы и затвора;

– измерение толщины элементов плавающей крыши (понтона);

– измерение зазора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара;

– проверку состояния затвора между плавающей крышей (понтоном) и стенкой резервуара.

– нивелирование коробов и мембраны плавающей крыши;

– нивелирование опорной фермы и катучей лестницы;

– толщинометрию мембраны в местах коррозии и вмятин

6.1.11 Дополнительная программа полного обследования, кроме перечисленных в 6.1.8, может включать следующие работы:

– химический анализ металла;

– механические испытания и (или) металлографические исследования сварных соединений и (или) основного металла.

6.1.12 По результатам технического диагностирования оформляется технический отчет, включающий дефектную ведомость с указанием дефектов и их координат на эскизах или чертежах.

6.1.13 Подготовка резервуара к диагностированию, содействие, контроль за выполнением работ и техникой безопасности осуществляются эксплуатирующей организацией. Проведение работ по техническому диагностированию возлагается на исполнителя.

6.1.14 Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров, должны иметь соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

6.1.15 Работы по обследованию резервуара проводятся с разрешения руководства эксплуатирующей организации (заказчика) после прохождения персоналом инструктажа по технике безопасности и противопожарной безопасности.

6.1.16 На выполненные при техническом диагностировании (освидетельствовании) работы составляется первичная документация (акты, протоколы, журналы и т.п.), на основании которой оформляется заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости его ремонта или вывода из эксплуатации.

6.1.17 При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется (раздел 8).

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

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

6.1.20 При подготовке резервуара к проведению акустико-эмиссионного контроля необходимо руководствоваться требованиями

6.1.21 Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться только при наличии следующих результатов:

– ознакомления с технической документацией;

– внешнего осмотра резервуара с внутренней и наружной сторон;

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

– измерения отклонений образующих стенки от вертикали;

– нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;

– контроля сварных соединений стенки физическими методами;

– контроля герметичности сварных соединений днища;

– проверки состояния основания и отмостки;

– проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (при необходимости);

– поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара (при необходимости).

6.1.22 Предельно допустимые отклонения образующих стенки от вертикали, наружного контура днища от горизонтали, допустимые стрелы прогиба выпучин или вмятин поверхности стенок, высота хлопунов, допустимые значения угловых деформаций сварных соединений стенки резервуара, допустимые отклонения геометрических размеров понтона (плавающей крыши) приведены в РД 08-95-95.

6.1.23 Данные технического обследования резервуара и его элементов служат основанием для разработки проекта ремонта и заключения о возможности его дальнейшей эксплуатации.

6.1.24 Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

6.1.25 Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, геометрическое положение и т.п., должны быть сравнены с допустимыми значениями, указанными в проекте, действующих нормативных документах. Недопустимые дефекты должны быть занесены в ведомость дефектов с указанием всех геометрических и др. параметров, необходимых для разработки проекта ремонта.

6.1.26 Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров — неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу, недопустимое поражение элементов конструкций РВС коррозией, недопустимый монтажный брак при строительстве.

6.1.27 После обследования и оценки технического состояния резервуара исполнителем составляется технический отчет, который должен содержать следующее:

– сведения о месте расположения резервуара, его инвентарный номер и дату диагностирования;

– наименование организации, выполнившей диагностирование, фамилии и должности исполнителей;

– краткую техническую характеристику резервуара, материалов, примененных при строительстве, данные о режиме эксплуатации и свойствах хранимой нефти;

– сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;

– даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований;

– данные о видах и датах аварий, количество и описание проведенных ремонтов;

– значения проектной и фактической толщины крыши, днища, стенки и элементов плавающей крыши (понтона);

– расчет кольцевых напряжений исходя из фактической толщины стенки РВС;

– результаты внешнего осмотра конструкций и сварных соединений;

– результаты измерений отклонений образующих стенки от вертикали;

– результаты нивелирования наружного контура и поверхности днища;

– результаты физического контроля сварных соединений стенки;

– результаты контроля герметичности сварных соединений днища;

– результаты механических испытаний, металлографического и химического анализов основного металла и сварных соединений;

– эскизы крыши, днища, развертки стенки резервуара и плавающей крыши (понтона) с нанесенными на них местами дефектов, отступлений от проекта, местами установки оборудования, точками измерения толщины элементов и т.п.;

– выводы по результатам обследования с основными данными, характеризующими состояние отдельных элементов или резервуара в целом;

– дефектную ведомость с указанием координат дефектов на эскизах или чертежах;

– заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его дальнейшей безопасной эксплуатации.

6.1.28 Оформленный технический отчет утверждается в установленном порядке техническим руководителем организации, выполнившей диагностирование. Копия технического отчета хранится в организации, проводившей диагностирование.

6.1.29 После получения технического отчета в паспорт резервуара вносится информация о проведенном диагностировании.

6.2 Техническое диагностирование железобетонных резервуаров

6.2.1 Общие положения

6.2.1.1 Техническое диагностирование железобетонного резервуара представляет собой комплекс мероприятий, обеспечивающих нормальное функционирование резервуара, своевременное проведение профилактических мероприятий и прогнозирование сроков вывода на капитальный ремонт. Диагностирование включает в себя частичное наружное обследование и полное техническое обследование.

6.2.1.2 Частичное наружное обследование проводится силами эксплуатирующей организации для оценки технического состояния резервуара в режиме эксплуатации, с целью своевременного обнаружения дефектов в сооружении и недопущения аварийной ситуации.

6.2.1.3 Полное техническое обследование проводится специализированной организацией с целью определения действительного технического состояния резервуара и его конструкций, получения количественных оценок фактического состояния качества конструкций и изучения возможности дальнейшей безопасной эксплуатации.

6.2.1.4 Дефекты (неисправности) конструкции резервуара могут быть вызваны как внешним воздействием (повреждения при эксплуатации), так и нарушением правил при изготовлении (дефект изготовления).

6.2.1.5 Выявление дефектов осуществляется как при визуальном осмотре, так и с помощью инструментального контроля.

6.2.1.6 Инструментальный контроль служит для получения количественной характеристики дефектов конструкции с помощью специального оборудования.

6.2.1.7 За основные критерии оценки состояния железобетонной конструкции принимаются несущая способность, жесткость и трещиностойкость, определяемые по установленным в ходе освидетельствования показателям.

6.2.1.8 Оценка технического состояния железобетонных и бетонных конструкций резервуаров для нефти необходима для разработки рекомендаций по дальнейшей их безопасной эксплуатации

6.2.1.9 Железобетонные резервуары должны подвергаться периодическому частичному наружному обследованию (2 раза в год) и полному техническому обследованию (1 раз в 10 лет, а также в случае обнаружения серьезных повреждений).

6.2.1.10 Подготовка к проведению работ по полному техническому обследованию выполняется силами организации, эксплуатирующий резервуар, и включает в себя подготовку резервуара и передачу исполнителю работ комплекта технической документации:

-технического задания на проведение полного технического обследова-

1. исполнительной документации;
2. эксплуатационной документации.

6.2.1.12 Техническое задание на проведение полного технического обследования резервуара согласовывается с исполнителем работ и должно содержать:

– перечень выполняемых работ;

– особые условия (при необходимости);

– сведения о возможности предоставления исполнителю материалов, оборудования, механизмов и других услуг при обследовании в соответствии с требованиями настоящего подраздела.

6.2.1.13 Исполнительная документация на строительство резервуара должна содержать:

– комплект рабочих чертежей резервуара;

– акты на скрытые работы (устройство подготовки основания резервуара, устройство дренажа, арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличивание стыков бетонных конструкций, навивка кольцевой предварительно напряжённой арматуры, торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара, устройство гидроизоляции, ремонтные работы);

– документы о согласовании отступлений от чертежей при строительстве резервуара (в т.ч. журнал производства работ);

– паспорта, подтверждающие класс (марку) бетона, класс арматуры;

– паспорта на сборные железобетонные конструкции, акты натяжения арматуры;

– акты испытаний резервуара на герметичность и газонепроницаемость покрытия;

– акт приёмки в эксплуатацию резервуара после окончания строительства (в т.ч. журнал и акты геодезических работ).

6.2.1.14 Эксплуатационная документация должна содержать:

– технический паспорт резервуара;

– технологическую карту эксплуатации резервуара;

– акты проведения нивелировок резервуара;

– журнал по проведению осмотров резервуара и резервуарного оборудования.

6.2.1.15 Для систематизации и проведения анализа состояния конструкций резервуара каждому повреждению присваивается определенный номер, который заносится в журнал дефектных ведомостей. Нумерация дефектов приведена в таблице 8:

– позиции 1-9 отражают характерные, наиболее часто встречающиеся дефекты железобетонных конструкций резервуара;

– позиция 10 в дефектной ведомости – указывается специфический дефект для обследуемого элемента.

Таблица 8 – Перечень дефектов элементов железобетонных

6.2.1.16 После указанного номера дефекта в дефектной ведомости осуществляются его описание и схематичная зарисовка, а также устанавливается его значимость для работы конструкции.

6.2.2 Полное обследование конструкций железобетонных резервуаров

6.2.2.1 Полное техническое обследование проводится на основании технического задания (6.2.1.12), утвержденного главным инженером предприятия по индивидуальной для каждого резервуара программе, разработанной специализированной организацией в соответствии с положениями данных Правил. Программа полного технического обследования утверждается главным инженером предприятия.

6.2.2.2 Перечень работ при полном обследовании:

– монтаж подмостков, обеспечивающих доступ для инструментальных измерений;

– установка страховочных устройств к конструкциям, находящимся в аварийном состоянии;

– отрывка шурфов и каналов;

– подготовка покрытия резервуара к проведению обследования плит.

6.2.2.3 Рекомендуемый набор приборов, оборудования и технических средств, необходимых для проведения полного технического обследования железобетонных резервуаров, приведен в Приложении М.

6.2.2.4 Определение физико-механических характеристик бетона и арматуры железобетонных конструкций резервуаров должно проводиться в полном соответствии с требованиями стандартов на эти виды испытаний.

6.2.2.5 Наличие и расположение трещин в конструкциях, стыках и герметизирующем слое устанавливаются визуально. В дефектной ведомости зарисовывается схема расположения трещин и их характер.

6.2.2.6 Ширина раскрытия трещин определяется с помощью прибора МПБ-2. При наличии трещин в теле бетона, в предварительно напряженных конструкциях и при раскрытии трещин более 0,3 мм в обычных конструкциях, необходима проверка состояния рабочей арматуры.

6.2.2.7 Уровень карбонизации защитного слоя бетона следует устанавливать на свежевскрытом защитном слое с помощью 1 % раствора фенолфталеина. Окраска в ярко-малиновый цвет после нанесения раствора фенолфталеина свидетельствует о потере бетоном защитных свойств.

6.2.2.8 Появление белого налета после обработки свежевскрытого бетона 1 % раствором азотнокислого серебра свидетельствует о наличии агрессивных к металлу ионов хлора.

6.2.2.9 Толщину защитного слоя, диаметр и расположение арматуры в конструкции следует определять на оголенных участках визуально и с помощью линейки и штангенциркуля, а в местах, закрытых защитным слоем бетона, – с помощью магнитного метода в соответствии с ГОСТ 22904.

6.2.2.10 Наличие коррозии рабочей арматуры определяется на оголенных участках и выборочно на участках со вскрытием защитного слоя в конструкциях с пониженными прочностью и плотностью бетона. Количество контролируемых участков устанавливается программой обследования.

6.2.2.11 Причина коррозии арматуры и состав коррозионного слоя устанавливаются с применением химического анализа.

6.2.2.12 Прогибы плит покрытия устанавливаются с помощью нивелирования отметок на торцах плит и в середине пролета. Установка и привязка нивелира должны осуществляться вне конструкций резервуара.

6.2.2.13 Совместная работа плит покрытия, их несущая способность и жесткость оцениваются выборочно по результатам нагружения конструкций с помощью гибких емкостей (брезентовых мешков с полиэтиленовыми вкладышами), заполняемых водой. Места загружения и уровень нагрузки устанавливаются программой обследования после анализа состояния плит покрытия, обследованных неразрушающими методами. При загружении конструкций фиксируются ступени загружения и измеряются прогибы по концам плит и в середине пролета. Загружение брезентовыми мешками, наполненными водой, участка покрытия резервуара показано на рисунке Приложения Н.

6.2.2.14 Все полученные результаты измерений и визуальных осмотров заносятся в Журнал для записи результатов измерения с указанием даты проведения работы, условий выполнения работы и конкретного лица, выполнившего замеры.

6.2.2.15 На выполненные при полном техническом обследовании резервуаров работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию, на основании которой оформляют заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуаров, необходимости их ремонта или вывода из эксплуатации.

6.2.3 Анализ результатов обследования и балльная оценка состояния конструкций

6.2.3.1 В зависимости от результатов полного обследования устанавливается один из пяти возможных баллов состояния конструкций резервуара (таблица 9).

Таблица 9- Оценка состояния конструкций железобетонного

резервуара по результатам полного обследования

6.2.3.2 Система присвоения балла заключается в комплексном сопоставлении измеренной прочности бетона, прогиба (для изгибаемой конструкции), состояния арматуры и экспертной оценки установленных дефектов с проектными показателями и ограничениями, установленными экспертами на основании обнаруженных дефектов (таблица 10).

Таблица 10 – Классификация состояния конструкций ЖБР в

зависимости от величины прочности бетона и прогиба

конструкций, измеренных при обследовании

7.2.6.3 Испытание на газонепроницаемость покрытия проводится в соответствии с разделом 2 настоящих «Правил …».

7.2.7 Приемка резервуара в эксплуатацию.

7.2.7.1 Приемка резервуара в эксплуатацию осуществляется комиссией, назначаемой руководителем эксплуатирующей организации. В состав комиссии включают представителей эксплуатирующей организации; организации, выполняющей ремонт; проектной организации; организации, проводившей обследование состояния конструкций, и органов государственного надзора.

7.2.7.2 Оценка качества работ проводится комиссией по результатам испытаний резервуара и визуально на соответствие выполненных работ проекту капитального ремонта.

7.2.7.3 Комиссия по приемке резервуара составляет акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением следующей документации:

• дефектной ведомости;
• проекта на капитальный ремонт с проектом производства работ;
• сертификатов на примененные при ремонте материалы;
• актов и журналов производства ремонтных работ;
• согласований на изменения и отклонения, допущенные при ремонте, по сравнению с проектом на капитальный ремонт резервуара;
• актов на проведенные испытания.

7.2.7.4 Акт о приемке резервуара в эксплуатацию утверждается руководителем эксплуатирующей организации.

7.2.7.5 Акт о приемке резервуара в эксплуатацию с документами, перечисленными в 7.2.7.3, хранится вместе с паспортом на резервуар. Сведения о ремонте заносятся в паспорт резервуара.

8 ОЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ

8.1 Резервуары для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, т.е. очистку необходимо проводить для:

– обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

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

– полного обследования и производства ремонта.

8.2 На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы:

– подготовка резервуара к проведению работ;

– безопасность проведения работ;

– схема размещения оборудования, используемого при очистке.

Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта.

8.3 Работы по очистке резервуаров могут выполнять ремонтные подразделения эксплуатирующей организации либо специализированные предприятия, имеющие соответствующую лицензию.

8.4 На весь период работ по очистке резервуара назначается ответственный для руководства и обеспечения безопасных условий труда (если очистка выполняется эксплуатирующей организацией) или решения организационных вопросов и контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте (при привлечении к очистке специализированной организации).

8.5 Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Расчет толщины заглушки выполняется в соответствии с Приложением Т. Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляются акт (Приложение У) и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводиться без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией перед их началом в журнале.

8.6 Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции:

– откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации;

– откачку до минимально возможного уровня;

– подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продукта и откачку его в соответствии с ППР;

– дегазацию резервуара до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20 % НКПР;

– очистку резервуара в соответствии с ППР;

– дегазацию резервуара до значений ПДК;

– контроль качества очистки;

8.7 Для очистки резервуаров применяются технологии, прошедшие утверждение в органах Госгортехнадзора в установленном порядке.

Выбор технологического варианта очистки обусловлен реальными условиями, состоянием объекта, уровнем и реологическими свойствами осадка.

8.8 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами.

Резервуары следует пропаривать при открытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 о С.

При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю (над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры.

8.9 Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме более 2 г/м 3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 г/м 3 ).

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

8.10 Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям:

– обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

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

– быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

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

8.11 В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве.

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

8.13 Качество очистки резервуара контролируется:

– измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м 3 );

– измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДПН не более 0,2 кг/м 2 для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м 2 с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ.

8.14 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме Приложения Ф.

8.15 При необходимости выполнения ремонта с ведением огневых работ составляется акт (Приложение Ц). Для проведения огневых работ оформляется наряд-допуск.

8.16 После окончания ремонтных и других работ все заглушки должны быть удалены. Снятие заглушек, отмеченных в журнале, обязан проверить ответственный представитель предприятия.

9 ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ОХРАНЕ

ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ И РЕЗЕРВУАРНЫХ

ПАРКОВ

9.1 Охрана труда

9.1.1 Общие положения

9.1.1.1 Охрана труда – система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

9.1.1.2 Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются законом «Об основах охраны труда в РФ», «Законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, решениями и указаниями органов государственного надзора, Министерства и ведомства (компании).

9.1.1.3 Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

9.1.1.4 Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» резервуары и резервуарные парки, входящие в состав НПС, относятся к опасным производственным объектам.

Декларация промышленной безопасности опасных производственных объектов должна содержать требования к промышленной безопасности резервуаров и резервуарных парков.

9.1.1.5 К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке инструктаж, подготовку, не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.

9.1.1.6 Обслуживание и ремонт технических средств резервуаров и резервуарных парков должны осуществляться на основании соответствующей лицензии, выданной федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности, при наличии договора страхования риска ответственности за причинение вреда при их эксплуатации.

9.1.1.7 Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов, участков, лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ, утвержденным руководителем предприятия.

9.1.1.8 При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

– образование взрывоопасной среды;

– загазованность воздуха рабочей зоны;

– повышенный уровень статического электричества;

– повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

– выполнение работ на высоте;

– повышенная или пониженная подвижность воздуха;

– недостаточная освещенность на рабочем месте;

– воздействие на организм человека электрического тока;

– повышенная или пониженная влажность воздуха.

9.1.2 Требования безопасности при выполнении технологических операций в резервуарах и резервуарных парках

9.1.2.1 Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

9.1.2.2 Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния (Открыто и Закрыто).

9.1.2.3 При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

9.1.2.4 В случае перелива нефти из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар, а разлитую нефть откачать в незаполненные резервуары. Резервуар, где произошел перелив, отключить из работы. Подключить его можно только после устранения загазованности, уборки загрязненного грунта, проведения расследования причин перелива и устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.

9.1.2.5 При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20 С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

9.1.2.6 На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов.

Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии

10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарных парках с сернистыми нефтями замер концентраций паров или отбор проб следует осуществлять, кроме того, на расстоянии 5-10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны.

Замер концентраций паров должен проводиться не реже 1 раза в смену – в каре резервуарных парков с резервуарами типа РВСП и РВСПК; 1 раза через 4 часа – в каре с резервуарами типа РВС.

В резервуарных парках с подземными или полуподземными железобетонными резервуарами (ЖБР) замер концентраций паров нефти или отбор проб воздуха следует проводить через каждые 4 часа на высоте 0,10-0,15 м над покрытием крыши около стенки наполняемого резервуара по осевой линии и против дыхательных клапанов (по осевым линиям) с подветренной стороны.

9.1.2.7 Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Нефть, находящаяся в резервуарах и резервуарных парках, по токсичности относится к III классу опасности вредного вещества.

Нефть с содержанием сероводорода в зависимости от его концентрации относится ко II или III классу опасности вредного вещества.

9.1.2.8 Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: для отдельно стоящего резервуара -не менее двух, для группы резервуаров – не менее четырех. Переходить через обвалования в других местах запрещается.

Лестницы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.044.

9.1.2.9 Если на территории парка трубопроводы возвышаются более чем на 0,5 метра от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостики с перилами.

9.1.2.10 Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

Для местного освещения следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно проводиться вне обвалования.

Согласно требованиям ПУЭ и СНиП 23-05 минимальная освещенность на территории резервуарного парка должна быть:

– для парка в целом – не менее 5 лк;

– в местах измерений уровня нефти в резервуаре и управления задвижками в резервуарном парке – 10 лк;

– на лестницах и обслуживающих площадках – 10 лк;

– в местах установки контрольно-измерительных приборов (комбинированное освещение с переносными светильниками) – 30 лк;

– на вспомогательных проездах – 0,5 лк;

– на главных проездах 1-3 лк.

9.1.2.11 Нахождение обслуживающего персонала на плавающей крыше во время закачки и откачки резервуара запрещается.

9.1.2.12 Должен быть установлен постоянный контроль за исправностью лестниц, ограждающих конструкций на кровле и крыши резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.

9.1.2.13 При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

9.1.2.14 При ручном отборе проб и замере уровня нефти, при спуске подтоварной воды, открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе с открытыми люками последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом. Запрещается без противогаза заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание отравления выделяющимися вредными парами и газами.

9.1.2.15 Запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную, а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы. При гололеде должны быть приняты дополнительные меры безопасности.

9.1.2.16 Запрещается эксплуатировать газоуравнительную систему без огневых предохранителей на газоотводных трубопроводах резервуаров.

9.1.3 Требования безопасности при подготовительных и ремонтных работах

9.1.3.1 На резервуаре, на котором проводятся операции по приему и откачке нефти, запрещается ведение ремонтных работ.

9.1.3.2 Работы по зачистке и дегазации резервуаров, некоторые виды ремонта (изоляция внутренней поверхности и др.) относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску на проведение огневых (ремонтных) работ. Эти работы должны выполняться только бригадой в составе не менее двух человек.

9.1.3.3 К зачистке, дегазации и проведению ремонта допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности, медицинский осмотр и сдавшие экзамен на допуск к работе.

9.1.3.4 Работы по зачистке и ремонту резервуаров и резервуарного оборудования проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке во время грозы.

9.1.3.5 Для приведения резервуара в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти:

– не более 0,3 г/м 3 при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств;

– не более 2,0 г/м 3 при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара.

9.1.3.6 Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки.

9.1.3.7 К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а температура не превышает допустимые санитарные нормы. Необходимо периодически, но не реже чем через каждые 2 ч, осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работ, а при обнаружении в воздухе паров нефти (углеводородов, сероводорода), концентрация которых превышает ПДК, начальник объекта, участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности, а при концентрации 20 % от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования, известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм.

9.1.3.8 В процессе выполнения работ внутри резервуара (монтаж моечного оборудования, ручная очистка, огневые и ремонтные работы и т.п.) необходимо проводить принудительную вентиляцию газового пространства резервуара.

9.1.3.9 Для ориентировки обслуживающего персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел, указывающий направление ветра. Запрещается проводить вскрытие и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

9.1.3.10 Инструмент, применяемый для удаления осадков (совки, скребки,

ведра и др.), должен быть изготовлен из материалов, не образующих искру при ударе о стальные предметы и конструкции. Для очистки резервуаров следует применять щетки из неискрящих материалов и деревянные лопаты.

9.1.3.11 Перед началом огневых работ должны быть установлены границы опасной зоны. Радиус опасной зоны определяется проектом производства работ (ППР).

9.1.3.12 Электросварочные работы должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.003 с учетом требований ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.1.004. Одновременное производство электросварочных и газопламенных работ внутри резервуара не допускается.

9.1.3.13 Производство электросварочных работ во время дождя или снегопада при отсутствии навесов над электросварочным оборудованием и рабочим местом электросварщика не допускается.

9.1.3.14 Требования безопасности при газовой сварке и резке с применением кислородных, ацетиленовых баллонов и генераторов следует выполнять в соответствии с действующими правилами пожарной безопасности в Российской Федерации.

9.1.3.15 Работами на высоте в соответствии с приказами Минздравмедпрома России № 280/88 от 05.10.1995 г. и № 280/90 от 14.03.1996 г. считаются все работы, которые выполняются на высоте 1,5 м от поверхности грунта или настила.

9.1.3.16 Основным средством предохранения работников от падения с высоты во время работы является его страховка предохранительным поясом по ГОСТ 12.4.089.

9.1.3.17 Для выполнения работ на высоте необходимо предусмотреть наличие исправных оградительных средств по ГОСТ 12.4.059 и защитных приспособлений по ГОСТ 26887, ГОСТ 27321, ГОСТ 27372.

9.1.3.18 При работах на высоте для защиты головы все работники, находящиеся в этой зоне, должны обеспечиваться касками по ГОСТ 12.4.087.

9.1.3.19 Приставные лестницы по конструкции должны соответствовать требованиям ГОСТ 26887 и быть оборудованы нескользкими опорами. Для спуска рабочих в ЖБР, работы внутри него и подъема из него должны применяться переносные лестницы, изготовленные из искробезопасного материала.

9.1.3.20 При выполнении работ на высоте необходимо пользоваться ящиками и сумками для инструмента и крепёжных изделий, спускать и поднимать все необходимые для работы предметы с помощью хлопчатобумажной веревки.

Для безопасной доставки с резервуара проб нефти в лабораторию следует переносить их в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо. Для подъёма тяжелых деталей надлежит применять соответствующие грузоподъёмные средства, своевременно проверенные согласно действующим правилам Госгортехнадзора.

9.1.3.21 Перед допуском людей в резервуар ответственные за проведение подготовительных и ремонтных работ обязаны лично убедиться в надежности отключения трубопроводов, проверить наличие заглушек и соблюдение всех мер безопасности. По окончании ремонтных работ перед закрытием люков резервуара ответственный должен убедиться, что в резервуаре не остались люди, убраны инструменты и материалы.

9.1.3.22 Запрещается отогревать огнем арматуру, трубопроводы в резервуарном парке в случае замерзания. Для этой цели может быть применен водяной пар или горячая вода.

9.1.3.23 Очистку и промывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД), спецодежде и спецобуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнальными веревками, свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находиться в руках у наблюдающего.

9.1.3.24 У люка резервуара должны находиться не менее двух человек, готовых в случае необходимости оказать помощь работающим в резервуаре. Для ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД.

9.1.3.25 При применении шлангового противогаза рабочие, находящиеся снаружи резервуара, должны следить за тем, чтобы приемный шланг не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте.

9.1.3.26 Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 минут, а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 минут.

9.1.3.27 При очистке и ремонте резервуара ответственным за проведение подготовительных и ремонтных работ перед применением СИЗ ОД необходимо проверить маски, шланги и соединения. При обнаружении трещин, незначительных неплотностей в соединениях использовать их запрещается.

9.1.3.28 При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов.

9.1.3.29 Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами.

9.1.3.30 Рабочие, выполняющие работы внутри резервуаров, должны периодически, но не реже одного раза в год, проходить медицинский осмотр.

9.1.3.31 Для защиты глаз от пыли, брызг, едких веществ, отлетающих частиц, твердых частиц при ремонте работающие должны пользоваться защитными очками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.013.

При производстве электрогазосварочных работ должны применяться соответствующие защитные маски и очки со светофильтром.

9.1.3.32 Перед началом и в период работы с полимерными композициями рабочие должны равномерно смазывать руки защитными пастами 4-5 раз в смену, по окончании работ смазывать кремом.

9.1.3.33 При нанесении на внутреннюю поверхность резервуара полимерных клеевых композиций или аналогичных им необходимо поверх спецодежды и обуви надевать дополнительно легкий защитный комбинезон и резиновые галоши.

9.1.3.34 Спецодежда, обувь и другие средства индивидуальной защиты выдаются работникам в соответствии с утвержденными отраслевыми нормами выдачи. Указанные нормы являются обязательными и могут быть дополнены по решению ОАО МН в части увеличения количественно-качественного ассортимента и уменьшения сроков службы.

9.1.3.35 Контроль за правильностью хранения, выдачи, ухода и пользования средствами индивидуальной защиты (СИЗ) возлагается на отдел охраны труда ОАО МН, инженеров по ТБ филиалов ОАО МН и структурных подразделений.

9.1.4 Требования безопасности при работе с нефтями с высоким содержанием сероводорода

9.1.4.1 При входе в обвалование резервуара, содержащего нефти с высоким содержанием сероводорода (более 2010 -6 мг/кг), необходимо надевать фильтрующий противогаз марок В, КД. Вход и работа на территории резервуарного парка проводятся в присутствии наблюдателя (дублера). У входа в резервуарный парк должны быть установлены предупреждающие знаки.

9.1.4.2 Ручной отбор пробы и замер уровня в резервуаре с нефтью, содержащей сероводород, спуск подтоварной воды, открытие замерных и других люков необходимо проводить в присутствии наблюдающего (дублёра).

9.1.4.3 Для предупреждения самовоспламенения пирофорных отложений необходимо периодически очищать внутреннюю поверхность резервуаров от продуктов коррозии.

Во время очистки внутреннюю поверхность резервуара необходимо непрерывно орошать (смачивать) водой.

9.1.4.4 Грязь, пирофорные отложения и другие отложения, извлеченные при очистке резервуара от нефти, необходимо постоянно поддерживать во

влажном состоянии до момента удаления их с территории резервуарного парка.

9.1.5 Требования безопасности в экстремальных условиях

9.1.5.1 К экстремальным условиям относятся явления, сопровождаемые предельными значениями температуры наружного воздуха и скорости ветра, разрядами атмосферного электричества, ливнями и т.д., при которых следует приостанавливать работы на открытом воздухе или внутри резервуара.

9.1.5.2 Руководство ведомства, предприятия в соответствии с законодательством о труде РФ устанавливает порядок обслуживания резервуаров и резервуарных парков при предельных значениях (и значениях выше) температуры наружного воздуха, скорости ветра для данного климатического района.

9.1.5.3 При экстремальных условиях (обледенение, туман и т.п.) проводить работы на высоте (отбор проб, измерение уровня ручным способом и т.п.), в резервуарах и резервуарных парках допускается при выполнении дополнительных мер безопасности (наличие дублёра, дополнительное освещение, применение предохранительных поясов, песка для устранения скольжения и других мер.)

9.1.5.4 Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе чем на 4 м запрещается.

9.1.5.5 При авариях и инцидентах в резервуарных парках действия персонала регламентируются планом ликвидации возможных аварий, разрабатываемым на каждой НПС. Требования к содержанию ПЛА для резервуаров и резервуарных парков представлены в Приложении Ш.

9.1.5.6 Действия по ликвидации пожара в резервуарном парке регламентируется планом тушения пожара.

9.2 Охрана окружающей среды

9.2.1 Под окружающей природной средой (окружающей средой) понимается вся совокупность природных элементов и их комплексов в зоне расположения резервуаров МН и нефтебаз и прилегающих к ней территорий.

В соответствии с Законом Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» от 19 декабря 1991 года вопросы охраны окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз решаются как комплексная задача, обеспечивающая сочетание экологических и экономических интересов.

9.2.2 Охрана окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз состоит в:

• соблюдении действующих стандартов, норм и правил в области охраны окружающей среды;

– контроле степени загрязнения атмосферы, воды и почвы нефтью;

– контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;

– своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды;

– осуществлении мероприятий по сокращению загрязнения окружающей среды.

9.2.3 Работы по охране окружающей среды при эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз должны проводиться в рамках единой для всей страны системы правовых, нормативных, инструктивных и методических документов с учетом региональной специфики.

9.2.4 Плата за загрязнение окружающей природной среды взимается в соответствии с Законом РФ «Об охране окружающей природной среды» от 19 декабря 1991 года или законодательными актами субъектов Федерации, входящих в состав Российской Федерации.

Внесение платы за загрязнение окружающей природной среды не освобождает природопользователей от выполнения мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, а также от возмещения в полном объеме вреда, причиненного окружающей природной среде, здоровью и имуществу граждан, народному хозяйству, в соответствии с действующим законодательством.

9.2.5 Охрана атмосферного воздуха

9.2.5.1 К числу основных загрязняющих веществ, выбрасываемых из резервуаров, относятся углеводороды, образующиеся вследствие испарения нефти из резервуаров.

9.2.5.2 В соответствии с Законом РФ «Об охране окружающей природной среды» выбросы загрязняющих веществ в атмосферу допускаются на основе разрешения на выброс, выдаваемого региональными органами по охране природы, на основании утвержденных норм предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

9.2.5.3 Нормы предельно допустимых выбросов для резервуаров с нефтью устанавливаются в составе проекта нормативов предельно допустимых выбросов для НПС магистральных нефтепроводов и проекта нормативов предельно допустимых выбросов для нефтебаз.

9.2.5.4 При разработке норм предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу следует руководствоваться Законом РФ «Об охране окружающей природной среды»; ГОСТ 17.2.3.02; «Нормами естественной убыли нефти при приеме, отпуске и хранении»; «Методикой расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий» ОНД-86; «Рекомендациями по оформлению и содержанию проекта нормативов предельно допустимых выбросов в атмосферу (ПДВ) для предприятия».

9.2.5.5 Если к моменту разработки нормативов предельно допустимых выбросов на НПС или нефтебазе по причинам объективного характера не может быть обеспечено достижение норм предельно допустимых выбросов, то по согласованию с региональными органами по охране природы допускается установление норм временно согласованных выбросов – лимитов.

Нормативы временно согласованных выбросов должны устанавливаться на уровне, определенном для технически оснащенных НПС и нефтебаз, аналогичных по мощности и технологии, с указанием мероприятий, направленных на поэтапное снижение выбросов загрязняющих веществ до значений, обеспечивающих соблюдение предельно допустимых концентраций.

9.2.5.6 После установления норм предельно допустимых выбросов (временно согласованных выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу на НПС и нефтебазах должен быть организован контроль за их соблюдением путем ведения журналов ПОД 1,2. Периодичность контроля выбросов углеводородов из резервуаров определяется на основании расчетов рассеивания, приведенных в «Проекте нормативов предельно допустимых выбросов (временно согласованных выбросов)» и положений ОНД –90 «Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы. Части 1 и 2».

Контроль должен осуществляться либо силами предприятия, либо специализированными организациями на договорной основе.

9.2.5.7 Для снижения уровня загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти из резервуаров.

Перечень технических средств по сокращению потерь от испарения нефти из резервуаров и показатели их эффективности представлены в таблице 12.

9.2.6 Охрана водных объектов

9.2.6.1 Производственно-дождевые сточные воды нефтеперекачивающих станций и нефтебаз перед сбросом их в водоемы и водотоки должны быть очищены. Необходимая степень очистки должна быть обоснована с учетом места сброса сточных вод и установленного норматива предельно допустимого сброса загрязняющего вещества.

9.2.6.2 Нормы предельно допустимого сброса загрязняющих веществ со сточными водами устанавливаются в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с «Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на спецводопользование» НВН 33.5.1.02.

9.2.7 Охрана почвы

9.2.7.1 Источниками загрязнения почвы нефтью на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов и нефтебазах являются неплотности запорной арматуры, фланцевых и муфтовых соединений, сварных стыков; утечки вследствие коррозионных повреждений резервуаров; продукты зачистки резервуаров.

Таблица 12 – Показатели эффективности технических средств

сокращения потерь нефти от испарения (от величины

потерь нефти из резервуаров без средств сокращения

Примечание – Принятые обозначения:

РВС – резервуар вертикальный стальной;

РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном;

РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей

Параметры железобетонных резервуаров

Унифицированный ряд емкостей резервуаров из железобетонных конструкций для нефти, сооруженных в 1960-1974 г.г., в т.ч. по типовым проектам серий 7-02-295* … 7-02-315**, приводится в таблице Б.1.

Таблица Б.1 – Унифицированный ряд емкостей ЖБР

резервуара,