Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ 2.1. Классификация резервуаров, технические требования к ним 2.2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой. 2.3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров 2.4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования 2.5. Требования к территории резервуарных парков. 3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ 4. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ 5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ 5.1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий 5.2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий 5.3. Протекторная защита резервуаров от коррозии 5.4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров 6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ 6.1. Промышленная безопасность 6.2. Пожарная безопасность 6.3. Требования охраны труда 6.4. Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества 6.5. Охрана окружающей среды 7. ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВ Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов 1. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ 1.1. Общие требования 1.2. Обследование металлоконструкций резервуара 1.3. Обследование сварных соединений 1.4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши 1.5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара 1.6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров 2. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ 3. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОБСЛЕДОВАНИЯ 3.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные: 4. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ 4.1. Общие положения 4.2. Подготовительные работы 4.3. Ремонт металлоконструкций 4.4. Ремонт основания и фундамента 4.5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ 4.6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ 4.7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой 4.8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров 4.9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции 5. ОБОРУДОВАНИЕ, МЕХАНИЗМЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ 6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ, ИСПЫТАНИЯ И ВВОД РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ 7. ОХРАНА ТРУДА И ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА 8. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ Приложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ РУКОВОДСТВА Приложение 2 ПАСПОРТ стального вертикального цилиндрического резервуара Приложение 3 ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА Приложение 4 НАРЯД-ДОПУСК на выполнение работ повышенной опасности Приложение 5 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны (по ГОСТ 12.1.005-88*) Приложение 6 РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИН ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРА Приложение 7 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ Приложение 8 МЕТОДИКА ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ Приложение 9 МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ПРОНИКАЮЩИХ ЛУЧЕЙ Приложение 10 МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ Приложение 11 ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ МЕТОДОМ АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ Приложение 12 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ НЕРАВНОМЕРНОЙ ОСАДКИ ДНИЩА И УКЛОНА ОТМОСТКИ Приложение 13 МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВ Приложение 14 Обязательное Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ Приложение 15 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР Приложение 16 ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ Приложение 17 ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА 1.1. Настоящие правила устанавливают основные требования технической эксплуатации, обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены для работников ОАО НК «Роснефть». 1.2. Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86. Правила переработаны согласно требованиям законодательных актов, постановлений Правительства РФ, новых государственных стандартов, строительных норм и правил, ведомственных нормативных документов, введенных в действие в последние годы. 1.3. Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». ПБ 03-381-00 «Правил устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», «Правил технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных Минэнерго России 19.06.2003 г. № 232. 1.4. Руководство предприятий должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и их оборудования. 1.5. Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по технической эксплуатации и ремонту резервуаров должны обеспечиваться в соответствии с Федеральным Законом РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-170-97, ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда. Общие положения». 1.6. Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации и ремонте резервуаров должны выполняться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ 01-93*, «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения» ВППБ 01-01-94, «Типовой инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» РД 09-364-00, «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций» и настоящими Правилами. 1.7. Полный перечень документов, использованных при разработке настоящих Правил приведен в Приложении 1. 2.1. Классификация резервуаров, технические требования к ним 2.1.1. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт ( приложение 2) и быть оснащен полным комплектом исправного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам. На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар. 2.1 .2. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота. Базовую высоту проверяют: - ежегодно в летнее время; - после зачистки резервуара; - после капитального ремонта. К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают: - номер резервуара; - значение базовой высоты; - номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту указывают год проведения поверки; - сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке; - надпись «с понтоном» (при наличии понтона); - оттиск поверительного клейма. 2.1.3. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой периодической поверки резервуара. 2.1.4. Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагается: - градуировочная таблица; - протокол калибровки; - эскиз резервуара; - журнал обработки результатов измерений при калибровке. 2.1.5. Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель государственной метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица. 2.1.6 Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов. 2.1.7. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. м3: - со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001 МПа; - со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001 МПа; - с понтоном и плавающей крышей (без давления); - резервуары с защитной (двойной) стенкой; - резервуары с двойной стенкой; - резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 200 м3. 2.1.8. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР 50.2.009-94 ГСП. «Порядок проведения испытаний и утверждение типа средств измерений». 2.1.9. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса: Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более; резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки. Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 м3 до 10000 м3. Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 м3 до 5000 м3. 2.1.10. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ 17032-71. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости, например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей. 2.1.11. Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84* и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении. 2.1.12. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения: - порядковый номер резервуара (на уровне третьего пояса); - значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного люка); - положение сифонного крана «Н», «С», «В» (у сифонного крана); - значение базовой высоты (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка); - при наличии понтона надпись «С понтоном». Допускается не наносить на резервуар надпись «ОГНЕОПАСНО», если он находится на охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том числе с внешней стороны ограждения. 2.1.13. Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами. 2.1.14. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно. В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара. 2.1.15. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней. 2.1.16. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума. Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов. 2.1.17. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона. Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта. 2.1.18. В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси. 2.1.19. При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию. 2.1.20. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование. 2.2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой. 2.2.1. Резервуары с защитной стенкой. 2.2.1.1. Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов». 2.2.1.2. Резервуары с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара. Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей. Защитный резервуар выполняется в виде открытого «стакана», в котором установлен основной резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга. 2.2.1.3. Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80 % от высоты стенки основного резервуара. Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м. Доступ в межстенное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара. 2.2.1.4. Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки. Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу. 2.2.1.5. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара. 2.2.1.6. При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара. Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования. 2.2.1.7. Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа: - первый - испытание основного резервуара; - второй - испытание защитного резервуара. Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до проектного уровня. По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара. 2.2.2. Резервуары с двойной стенкой. 2.2.2.1. Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов обладают наибольшей эксплуатационной надежностью. Резервуары оснащены необходимой арматурой для подсоединения к технологическим системам, а также системами и приборами контроля герметичности межстенного пространства. 2.2.2.2. На предприятиях-изготовителях согласно техническим требованиям резервуары подвергаются контролю качества сварных соединений: радиографическим методом, методом ультразвуковой дефектоскопии и т.п. Резервуары также испытываются на герметичность избыточным давлением воздуха 0,025 МПа в течение 30 минут или на прочность гидравлическим давлением равным 1,25 Рраб в течение 3 минут. 2.2.2.3. Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - азотом или специальной жидкостью - этиленгликолем. Жидкость (этиленгликоль) должна удовлетворять одновременно следующим требованиям; плотность ее должна превышать плотность нефтепродукта в резервуаре, температура вспышки не должна быть ниже 100°С, она не должна вступать в реакцию с материалами и веществами, применяемыми в конструкции резервуара, и топливом. 2.2.2.4. Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности межстенного пространства. 2.2.2.5. Периодический контроль герметичности межстенного пространства двухстенных горизонтальных резервуаров может проводиться: - путем периодических пневматических испытаний. Испытания должны проводиться путем создания избыточного давления инертного газа в указанном пространстве; - путем периодического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство. Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой откачки из него жидкости закрытым способом. Возможность образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена (например за счет устройства расширительного бака). Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть оборудован огнепреградителем. 2.2.2.6. Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров достигается: - путем непрерывного автоматического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство, с помощью соответствующего датчика-сигнализатора уровня; - путем непрерывного автоматического контроля падения давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика-сигнализатора давления. Величина избыточного давления инертного газа не должна превышать 0,02 МПа. Для предотвращения повышения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан. При разгерметизации системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и автоматически прекращается наполнение резервуара. 2.2.2.7. Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы. 2.2.2.8. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды). 2.2.2.9. Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации. 2.3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров 2.3.1 Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование. 2.3.2. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами. Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование: - дыхательные клапаны; - предохранительные клапаны; - стационарные сниженные пробоотборники; - огневые предохранители; - приборы контроля и сигнализации; - противопожарное оборудование; - сифонный водоспускной крап; - вентиляционные патрубки; - приемораздаточные патрубки; - люки-лазы; - люки световые; - люки измерительные; - диски-отражатели. Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимыми устройствами. Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы. 2.3.3. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0°С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные резервуары. 2.3.4. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Диаметр диска выбирают, исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении. 2.3.5. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (не менее двух), передающими сигнал на прекращение приема нефтепродукта или отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного. 2.3.6. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках. Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм. 2.3.7. Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки). 2.3.8. Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса храпения, приема и отпуска нефтепродуктов. Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческою учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов. 2.3.9. Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно «Правилам технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов» РД 153-112ТНП-028-97. 2.3.10. Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики: - местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре; - сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре; - сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре; - дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре; - местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева; - пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; - дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей; - сниженным пробоотборником; - сигнализатором верхнего положения понтона, 2.3.11. Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Все средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР 45.2.009-94 «ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений». 2.3.12. Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти наладку и приемочные испытания, подготовлен обслуживающий персонал. 2.3.13. Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Госгортехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия взрывобезопасности требованиям Госстандарта России. 2.3.14. Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с изменениями в схемах, записями и распоряжениями. 2.3.15. Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в соответствии с графиками ППР и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств автоматики, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями эксплуатационной документации, норм и правил Госстандарта России. 2.3.16. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом. 2.3.17. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой Планово-предупредительных ремонтов и рекомендациями заводов-изготовителей. График ППР утверждает главный инженер предприятия: - техническое обслуживание не реже одного раза в квартал; - текущий ремонт - не реже одного раза в год (кроме приборов систем контроля и защиты по загазованности приборов по технике безопасности). Капитальный ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов должен выполняться не реже одного раза в 5 лет. После капитального ремонта средства автоматики и КИП должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к новому оборудованию. 2.3.18. Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодической поверке или калибровке согласно перечню средств измерений, составленному эксплуатирующим предприятием и согласованному с местным органом Госстандарта. Поверка осуществляется органами Государственной метрологической службы (ГМС) в соответствии с ПР 50.2.006-94 «ГСИ Порядок проведения поверки средств измерений». 2.3.19. При нарушениях в работе средств автоматики, телемеханики или контрольно-измерительных приборов необходимо устранить или правильно оценить повреждение, при необходимости перейти на ручное управление и сделать запись в оперативном журнале. 2.4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования 2.4.1. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должно проводиться на основании инструкций заводов-изготовителей, настоящих Правил и результатов осмотров, с учетом условий эксплуатации. Технический надзор за эксплуатацией резервуара возлагается на квалифицированного работника и выполняется на основе осмотра основного оборудования. Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен проводиться по календарному графику и срокам, приведенным в таблице 1. Таблица 1 Сроки текущего обслуживания оборудования резервуаров. 2.5. Требования к территории резервуарных парков. 2.5.1. Резервуарные парки должны соответствовать нормам проектирования промышленных предприятий. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». 2.5.2. На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуара: - тип резервуара, наличие понтона (плавающей крыши); - номер резервуара по технологической схеме; - фактическая высота резервуара до верхнего уторного уголка, м; - фактическая высота резервуара до врезки пеногенератора, м; - максимально допустимый уровень нефтепродукта, м: - минимально допустимый уровень нефтепродукта, м; - аварийный уровень нефтепродукта, м; - максимально допустимая производительность закачки, м3/ч; - максимально допустимая производительность откачки, м3/ч; - геометрическая вместимость резервуара, м3; - пропускная способность дыхательного клапана, м3/ч; - пропускная способность предохранительного (гидравлического) клапана, м3/ч; - тип и количество дыхательных клапанов: - тип и количество предохранительных клапанов; - тип и количество огневых предохранителей; - средства измерения и контроля уровня; - средства измерения и контроля температуры; - средства измерения массы нефтепродукта. Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения. 2.5.3. Технологические карты резервуарных парков утверждает и переутверждает каждые 2 года (при изменении технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер предприятия. 2.5.4. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов без ведома главного инженера предприятия запрещается. 2.5.5. При наличии в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта. При смене сортов нефтепродуктов подготовка резервуара к заполнению должна соответствовать ГОСТ 1510-84* «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». Резервуары с понтонами рекомендуется использовать только для хранения бензинов. 2.5.6. При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим свойствам. Запрещается объединять резервуары с этилированным и неэтилированными бензинами обшей газовой обвязкой. 2.5.7. В пределах одной группы наземных резервуаров согласно действующих нормативно-технических документов следует отделять внутренними земляными валами или ограждающими стенами: - каждый резервуар вместимостью 20000 м3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20000 м3; - резервуары с этилированными бензинами от других резервуаров группы. Внутренний земляной вал или ограждающая стена должны быть высотой 1,3 м для резервуаров вместимостью 10000 м3 и более, для остальных резервуаров - 0,8 м. 2.5.8. Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть устроены лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров. В отдельных случаях допускается по согласованию с органами Госпожнадзора МЧС РФ, устройство двух лестниц вместо четырех. Между переходами через обвалование (ограждающую стену) и стационарными лестницами на резервуарах устраиваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м. 2.5.9. Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, которые не соединены с резервуарами. 2.5.10. Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке, своевременно очищаться от растительности. Не допускается засорение территории, размещение на ней горючих материалов и предметов, а также загрязнение нефтепродуктами, скопление подтоварной воды. 2.5.11. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством предприятия с местными органами Госпожнадзора МЧС Российской Федерации. 2.5.12. Сточные воды, образующиеся при периодической зачистке резервуаров в процессе их эксплуатации, не допускается сбрасывать в сеть производственно-ливневой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственно-ливневой канализации на очистные сооружения. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-ливневой канализации даже в аварийных случаях не допускается. 2.5.13. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую чистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслуживание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов, перекачивающих станций и АЗС». 2.5.14. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение в соответствии с требованиями СНиП 23-05-95* «Естественное и искусственное освещение» и СНиП 2.11.03-93. Устройство электроосвещения должно соответствовать требованиям «Правил устройства электроустановок ». Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы на мачтах, расположенных за обвалованием. Осветительные устройства, установленные в пределах обвалования резервуаров, должны быть во взрывозащищенном исполнении в соответствии с установленными требованиями. 2.5.15. В каждом резервуарном парке должен быть выделен резервуар или группа резервуаров для аварийного сброса нефтепродукта из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепродуктопроводов при остановке нефтепродуктопровода из-за отсутствия связи с диспетчером; для защиты концевого участка продукта провода от повышения давления при непредвиденных обстоятельствах; для защиты от перегрузки подпорных насосов и др. 2.5.16. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов. Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение. 2.5.17. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно подготовлены к паводку; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливают водой на расчетную высоту. 3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ 3.1. Технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов из резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-041-99 «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/ч до момента заполнения конца приемо-раздаточного патрубка. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 3,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из полимерных материалов должна быть указана в технической документации на понтон. Нефтепродукты в резервуар должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, и по возможности, струя нефтепродукта должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть такими, чтобы исключить разбрызгивание. 3.2. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков. При увеличении производительности наполнения и опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми показателями. 3.3. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков. 3.4. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по письменному указанию (телефонограмме) ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций. 3.5. Перекачка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам должна выполняться в соответствии с РД 153-39.4-041-99 и ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами». Нефтепродукты, перекачка которых допускается по одному технологическому трубопроводу, приведены в ГОСТ 1510 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортировка и хранение». Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным технологическим трубопроводам, должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510. 3.6. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны записываться в журнал телефонограмм, рабочий журнал, режимный лист. 3.7. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку. 3.8. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть, задвижки свободного резервуара и убедиться, что в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки заполненного резервуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек. 3.9. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии. 3.10. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов пены и температурного расширения нефтепродукта при нагревании. 3.11. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального уровня. В случае отсутствия ограничителя оперативно измерять уровень нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту) через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается. 3.12. Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном, если в технологических или магистральных трубопроводах после ремонтных работ остался воздух. 3.13. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных в обращение в установленном порядке. 3.14. Учетно-расчетные операции между поставщиком и потребителем осуществляются в соответствии с «Инструкцией по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах» РД 153-39-011-97. 5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна выполняться с учетом требований СПиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии», выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозионной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения» и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений. Рабочие чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара. В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. 5.4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров 5.4.1. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из 1-го слоя грунтовки ГФ-021 или ГФ-0163 и 2-х слоев эмали. Выбор цвета покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей. Периодически окраску наружной поверхности необходимо обновлять. 5.4.2. Для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты. 5.4.3. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт или скопление дождевой воды по контуру резервуара. 5.4.4. Основной и дополнительной защитой от почвенной коррозии является соответствующая гидроизоляция и катодная защита, выполненная по специальным проектам. 7. ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВ 7.1. Для каждого резервуара, находящегося в эксплуатации, должны быть следующие документы: а) технический паспорт резервуара; б) технический паспорт на понтон: в) градуировочная таблица резервуара; г) технологическая карта резервуара и схема технологических трубопроводов; д) журнал текущего обслуживания; е) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества; ж) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества. 7.2. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, подписан главным инженером. Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара. 7.3. Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации, приведенной в части II настоящих Правил. 3.16. Высота хлопунов при диаметре днища до 12 м не должна превышать 150 мм, а площадь 2 м2, при диаметре днища более 12 м высота их не должна быть более 180 мм, а площадь не более 5 м2. При большей высоте или площади хлопунов дефектное место исправляют. 3.17. Отклонения от горизонтали наружного контура днища не должны превышать величины, указанной в таблице 6. При наличии отклонений днища от горизонтали, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом. Таблица 6 Допустимые отклонения от горизонтали наружного контура днища Примечания 1. Знак «+» означает, что вещества опасны также при попадании на кожу. 2. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного вещества для I класса - не реже 1 раза в 10 дней: для II класса - не реже 1 раза в месяц: для III и IV классов - не реже 1 раза в квартал. При установленном соответствии содержания вредных веществ III и IV классов опасности уровню ПДК, по согласованию с органами государственного санитарного надзора, допускается проводить контроль не реже 1 раза в год.
Эксплуатационной надёжности стальных вертикальных резервуаров (РВС). Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных.
Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров. 2. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ.
В практике обследований до 70 % вертикальных стальных резервуаров. Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных.
EXPERIENCE Magazine of Civil Engineering, №7, 2011 Опыт выявления дефектов и трещин в крупноразмерных резервуарах для хранения углеводородов Д.т.н., профессор, заведующий кафедрой, директор Балаковского института техники, технологии и управления А.А. Землянский*; доцент О.С. Вертынский, ГОУ ВПО Саратовский государственный технический университет Ключевые слова: резервуары для хранения нефтепродуктов; комплексное обследование; дефекты; трещины...
Правила Правила технической эксплуатации резервуаров
РД 39-30-1284-85 Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров.
Обследование при частичной технической диагностике резервуаров;. Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных.
EXPERIENCE