• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте


     
     Разработчики: Г.К.Лебедев, В.Г.Колесников, Г.Е.Зиканов, О.Н.Лайков (ЦНИЛ, часть I); Ю.К.Ищенко, Г.А.Ритчик, Л.В.Дубень, Н.Е.Калпина (ВНИИмонтажспецстрой, часть II)
     
     УТВЕРЖДЕНЫ Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.
     
     
     Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.
     
     Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.
     
     Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.
     

ЧАСТЬ I

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

     
1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.
     
     Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.
     

1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:
     
     правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;
     
     выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;
     
     испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;
     
     соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.
     
     

Общие требования к стальным резервуарам

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

1.1.4. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:
     
     по вместимости - от 100 до 50000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     по расположению - наземные, подземные;
     
     по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;
     
     по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей.
     
     Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.
     
     Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.
     

1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:
     
     по вместимости - от 3 до 200 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     по расположению - наземные, подземные;
     
     по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.
     
     Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.
     
     Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.
     

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

1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, прил.1, п.3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.
     

1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.
     
     Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.
     
     Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.
     

1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил.1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.
     
     С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.
     
     Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.
     
     В прил.2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.
     

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

1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.
     
     Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.I.88.
     

1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил.1, п.2, 54).
     
     Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.
     
     Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.
     

1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту включительно должны изготовляться с плоскими днищами.
     
     Резервуары вместимостью более 8 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.
     

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

1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.
     
     В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.
     
     Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т.п.) должны быть законсервированы.
     

1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.
     
     По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.
     

1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, прил.1, п.55).
     
     Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.
     

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.
     

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

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

1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.
     

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

Требования к основаниям и фундаментам

1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:
     
     качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;
     
     климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;
     
     режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.
     

1.1.24. Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т.д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.
     

1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, прил.1, п.32).
     

1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.
     

1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.
     
     

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.
     

1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.
     

1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, прил.1, пп.4, 5).
     

1.2.4. Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать требованиям стандартов и приведены в табл.1.2.1, 1.2.2.
     
     

Толщина листа, мм

3,5-3,9

3,9-5,5

5,5-7,5

7,5-10

10-12

12-25

25-30

Предельные отклонения по толщине листов стали при ширине листа 1500-2000 мм

+0,4
-0,5

+0,4
-0,6

+0,35
-0,8

+0,4
-0,8

+0,6
-0,8

+0,6
-0,9


Таблица 1.2.1

     
Химический состав марок стали



Содержание элементов, %

ТУ, ГОСТ

Марка стали

С

Mn

Si

S

Р

Сr

Ni

Сu

V

N

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

0,2

0,4-0,7

0,12-0,25

0,045

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ2кп

0,09-0,15

0,25-0,5

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3кп

0,14-0,22

0,3-0,6

Не более 0,07

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3пс

0,14-0,22

0,4-0,65

0,05-0,17

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 380-71

ВСТ3сп

0,14-0,22

0,4-0,15

0,12-0,3

0,05

0,04

0,3

0,3

0,3

-

-

ГОСТ 23570-79

18сп

0,14-0,22

0,5-0,8

0,15-0,3

0,45

0,04

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20пс

0,17-0,24

0,35-0,65

0,05-0,17

0,04

0,04

Не более 0,3

0,25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

0,17-0,24

0,25-0,5

Не более 0,07

0,04

0,04

Не более 0,3

-

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

0,12

1,3-1,7

0,5-0,8

0,04

0,035

Не более 0,3

0,3

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2

0,12

1,4-1,8

0,17-0,37

0,04

0,035

Не более 0,3

-

-

0,07-0,3

0,12

ГОСТ 19282-73

16Г2АФ

0,14-0,2

1,3-1,7

0,2-0,6

0,04

0,035

0,04

0,3

0,15


-


     
Таблица 1.2.2

     
Механические свойства стали


ТУ, ГОСТ

Марка стали

Толщина листа, мм

Временное сопротивление, МПа

Предел текучести, МПа

Относи-
тельное удли-
нение, %

Ударная вязкость, Дж/смПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту







+20

-20

-40

ТУ 14-2-75-72

СТ3сп

До 12

370

225

22

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ2кп

До 20

320-410

215

33

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3кп

До 20

360-460

235

27

-

-

-

ГОСТ 380-71

СТ3пс

До 20

370-480

245

26

69

29

-

ГОСТ 380-71

СТ3сп

До 20

370-480

245

26

69

29

-

ГОСТ 23570-79

18сп

До 20

370-540

235

25

-

29

-

ГОСТ 1050-74

20пс

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 1050-74

20кп

До 20

410

245

25

-

-

-

ГОСТ 19282-73

09Г2С

До 20

470

325

21

59

-

34

ГОСТ 19282-73

09Г2

До 20

440

305

31

-

-

29

ГОСТ 19282-73

16ГАФ

До 32

590

445

20

-

-

39


     

1.2.5. В понтонах, плавающих крышах, затворах и резервуарном оборудовании допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия (прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических углеводородов 40% и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных нефтепродуктов и нефтей; старение в бензине, нефти, газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через материал). Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.
     
     

1.3. Защита металлоконструкций от коррозии

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

1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий, применение электрохимической катодной защиты, а также использование ингибиторов коррозии.
     
     Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью коррозии, условиями эксплуатации, видом нефтепродукта и технико-экономическими показателями.
     

1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности.
     

1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, приведенных в Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (прил.3).
     
     

1.4. Оборудование резервуаров

1.4.1. На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:
     
     дыхательные клапаны;
     
     предохранительные клапаны;
     
     огневые предохранители;
     
     приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);
     
     хлопушки;
     
     противопожарное оборудование;
     
     оборудование для подогрева;
     
     приемо-раздаточные патрубки;
     
     зачистной патрубок;
     
     вентиляционные патрубки;
     
     люки-лазы;
     
     люк световой;
     
     люк замерный.
     
     Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.
     

1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.
     
     Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т.д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил.1, пп.7, 8).
     

1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил.8 к ГОСТ 15150-69 (часть II, прил.1, п.7).
     

1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 (прил.1, п.9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 (часть II, прил.1, пп.7, 8).
     

1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора, предельных значений давления и вакуума или других приборов.
     

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.
     

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

1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.
     
     Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.
     
     Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл.1.4.1.
     
     

Таблица 1.4.1

Параметры

Марка диска-отражателя


КД-100

КД-150

КД-200

КД-250

Д

100

150

200

250

Н

200

270

370

470


     

1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил.1, пп.34, 38).
     

1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил.1, пп.10, 11).
     

1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.
     

1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.
     
     В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:
     
     стационарные и переносные;
     
     общие и местные;
     
     трубчатые, циркуляционного подогрева;
     
     паровые, электрические и другие.
     

1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.
     

1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.
     

1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.
     
     Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.
     
     За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.
     

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

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

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).
     

1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.
     
     Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
     
     Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.
     

1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил.1, пп.53, 39).
     
     

1.5. Автоматика и КИП

1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики:
     
     местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;
     
     сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;
     
     сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;
     
     дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;
     
     местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;
     
     пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;
     
     дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;
     
     сниженным пробоотборником;
     
     сигнализатором верхнего положения понтона;

     датчиком утечек.
     

1.5.2. Для измерения массы, уровня и отбора проб  нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры "Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол" и другие, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.
     

1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 58,8·10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и относительной влажности до 95% при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.
     

1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы:
     
     сигнализаторы СУУЗ-1, контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня;
     
     сигнализаторы СУУЗ-2, оснащенные двумя датчиками, сигнализирующими о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней, а также позволяющие в процессе налива контролировать с диспетчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня;
     
     сигнализаторы СУУЗ-3, которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза приемо-раздаточного патрубка;
     
     сигнализаторы СУУЗ-1P, предназначенные для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты;
     
     ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1", служащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и передачи информации на исполнительное устройство.
     
     Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости, а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных вертикальных резервуаров вместимостью 100-400 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. Допускается применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам не уступают указанным.
     

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

1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
     

1.5.7. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, должны предусматриваться сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.
     
     На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).
     

1.5.8. Перфорированные трубы, предназначенные для установки приборов КИП, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.
     

1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 (часть II, прил.1, п.16).
     

1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного парка должна отвечать требованиям СНиП II-106-79 (часть II, прил.1, п.34).
     

1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автoматика должны разрабатываться с учетом:
     
     свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазон рабочих температур, давление и т.д.) хранимых в резервуарах продуктов;
     
     диапазона измеряемого параметра;
     
     внешних условий (наружная температура, влажность воздуха и др.);
     
     конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).
     

1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эксплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов, инструкций заводов-изготовителей.
     
     

1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях:
     
     конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с типовым проектом;
     
     оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта;
     
     металлоконструкции, сварочные материалы соответствуют действующим стандартам или техническим условиям (на основании документов);
     
     монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами;
     
     стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта.
     
     Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых резервуарах, а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям, техническим условиям, требованиям организаций - разработчиков проектов на неметаллические защитные покрытия.
     
     Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.
     
     

1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организации, заказчика, представителя пожарной охраны и других органов.
     

1.6.3. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:
     
     сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;
     
     данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений;
     
     акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя;
     
     результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 (часть II, прил.1, п.33).
     

1.6.4. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно должна быть представлена техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа. В технической документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и т.д.
     

1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин:
     
     фактических размеров основания и фундамента;
     
     геометрических размеров и формы стальных конструкций (днища, стенки, крыши, понтона или плавающей крыши и т.д.).
     
     Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций резервуаров от проектных, в соответствии со СНиП III-18-75, не должны превышать величин, приведенных в табл.1.6.1, 1.6.2, 1.6.3, 1.6.4.
     
     

Таблица 1.6.1

     
Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров

Наименование отклонений

Допустимое отклонение

Днище


Отклонение наружного контура днища от горизонтали

См. табл.1.6.2

Высота хлопунов днища (допускаемая площадь одного хлопуна 2 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту)

Не более 150 мм

Стенка


Отклонение величины внутреннего радиуса стенки на уровне днища от проектной при радиусе:


до 12 м включительно

±20 мм

свыше 12 м

±30 мм

Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной:


из рулонной заготовки

±15 мм

из отдельных листов

±50 мм

Отклонения образующих стенки от вертикали

См. табл.1.6.3

Выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей

См. табл.1.6.4

Понтон и плавающая крыша


Отклонение наружного контура понтона или плавающей крыши от горизонтали

±20 мм

Отклонение направляющих понтона или плавающей крыши от вертикали

25 мм

Отклонение наружного кольцевого листа понтона или плавающей крыши от вертикали на высоту листа

±10 мм

Кровля


Отклонение стрелок прогиба радиальных элементов в центре и промежуточных узлах от проектных (с учетом строительного подъема)

±0,02

Разность отметок смежных узлов радиальных балок и ферм

10 мм


     Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.
     
     

Таблица 1.6.2

     
Допустимые отклонения (в мм) наружного контура днища от горизонтали


При незаполненном резервуаре

При заполненном резервуаре

Вместимость резервуара, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м

разность отметок любых других точек

Менее 700

10

25

20

40

700-1000

15

40

30

60

2000-5000

20

50

40

80

10000-20000

10

50

30

80

30000-50000

15

50

30

80


     
Таблица 1.6.3

     
Допустимые отклонения (± мм) образующих стенки резервуара от вертикали


Номер пояса

Резервуар

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Для резервуаров высотой до 12 м

С понтонами или плавающими крышами

10

20

30

40

45

50

55

60

-

-

-

-

Для резервуаров высотой до 18 м

То же

10

20

30

40

45

50

55

55

55

55

60

60

Для резервуаров высотой до 12 м

Другие типы

15

30

40

50

60

70

80

90

-

-

-

-

Для резервуаров высотой до 18 м

То же

15

30

40

50

60

60

70

70

70

80

80

90


     Примечания: 1. Измерения проводятся для каждого пояса на расстоянии до 50 мм oт верхнего горизонтального шва.
     

2. Проверка отклонений проводится не реже, чем через 6 м по окружности резервуара.
     

3. Для 20% образующих (по которым проводится контроль отклонений) резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения ±90 мм, а для резервуаров других конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяется по интерполяции.
     

4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом
     

5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по интерполяции.
     
     

Таблица 1.6.4

     
Допустимые величины выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей, ± мм

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм

Допускаемая величина выпучин или вмятин

До 1500 включительно

15

Свыше 1500 до 3000

30

Свыше 3000 до 4500

45


     

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

1.6.7. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных стыков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса, опускаемого от верхней кромки короба, и линейки с миллиметровыми делениями.
     
     Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.
     
     Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.
     

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

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

1.6.10. В резервуарах вместимостью 1000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту и более на одном листе стенки при площади не менее 7 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей других врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил.
     

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

1.6.12. Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара.
     
     Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.
     

1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуумкамеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающими излучениями применяют:
     
     в резервуарах, сооруженных из рулонных заготовок, на заводе, проверяя 100% пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50% пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     в резервуарах, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I и низа II поясов и 50% соединений поясов II, III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;
     
     для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм.
     
     Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов.
     

1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:
     
     иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов;
     
     глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4-10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм;
     
     все кратеры должны быть заварены.
     

1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не должны превышать величин, указанных в ГОСТ 5264-80, ГОСТ 8713-79, ГОСТ 14771-76 (прил.1, пп.12, 13, 14).
     

1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:
     
     величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, ПСР и центральной стойки;
     
     состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются);
     
     состояние коробов, поплавков и др.;
     
     наличие крепления заземления;
     
     крепление секций затвора с кольцом жесткости;
     
     соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;
     
     наличие защиты от статического электричества;
     
     работоспособность конструкции затвора;
     
     работоспособность дренажных устройств;
     
     работоспособность уровнемера, пробоотборника.
     
     

1.7. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность

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

1.7.2. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить защиту (ограждение).
     

1.7.3. При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего:
     
     усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца;
     
     организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;
     
     обеспечить освещение верхней бровки обвалования;
     
     на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину;
     
     установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.
     

1.7.4. Весь персонал, принимающий участие в проведении испытаний, должен пройти инструктаж.
     
     На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.
     
     Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой должны находиться вне опасной зоны.
     

1.7.5. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты, предусмотренной проектом.
     

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

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

1.7.8. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, Указаниях по изготовлению, монтажу, испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81, а также рекомендациями организаций - разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей.
     

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

1.7.10. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня:
     
     на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV;
     
     до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше.
     

1.7.11. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.
     

1.7.12. Герметичность кровли вертикального резервуара при гидравлическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м, закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой, создавая избыточное давление на 10% выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра, так как давление может изменяться не только от подачи воды, но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.
     
     Примечание. Избыточное давление можно создавать, нагнетая воздух компрессором.
     
     

1.7.13. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы, дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.
     
     В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и "захлебываний"
     

1.7.14. Резервуары вместимостью до 20000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, залитые водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч, а резервуары вместимостью свыше 20000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - не менее 72 ч. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность.
     

1.7.15. Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвергаться испытаниям на 1,25 рабочего давления. Допускаются пневматические испытания на давление, не превышающее рабочее (СНиП II-91-77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования).
     
     

1.8. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров
в эксплуатации

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

1.8.2. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП III-18-75 (часть II, прил.1, п.33) и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров* РД (прил.1, п.40).

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.
     
          

1.8.3. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84 (СТ СЭВ 4492-84) (часть II, прил.1, п.15).
     

1.8.4. Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются:
     
     работоспособность резервуара - состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;
     
     безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);
     
     долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;
     
     ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.
     

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

качественное сооружение оснований и фундаментов;
     
     качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;
     
     соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;
     
     контроль качества строительных и монтажных работ;
     
     соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;
     
     строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.
     

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

1.9. Требования к территории резервуарного парка

1.9.1. Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79 и Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

1.9.2. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны размещаться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, предприятий и путей железных дорог общей сети, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и др.) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, предприятий или на пути железных дорог общей сети. Указанные мероприятия должны также предусматриваться при размещении резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов на расстоянии до 200 м от уреза воды (при максимальном уровне).
     

1.9.3. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям СНиП II-106-79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил.1, п.38).
     

1.9.4. При строительстве и реконструкции резервуарных парков размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров, для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды должны быть стальными.
     
     При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже -30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1,6 МПа.
     
     Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования.
     

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 нефтебазы с местными органами Госпожнадзора МВД СССР.
     

1.9.5. С территории резервуарного парка следует отводить в производственно-дождевую канализацию сточные воды:
     
     подтоварные (кроме резервуарных парков нефтепродуктов, поступающих по магистральным нефтепроводам), образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов в процессе отстоя, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации;
     
     атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;
     
     расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.
     
     С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев.
     
     Сточные воды от резервуаров и технологических установок, связанных с хранением и применением этилированных бензинов, следует отводить по сети спецканализации на сооружения, предназначенные для очистки этих стоков, или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой. Состав сооружений для очистки этих вод и устройство производственно-дождевой канализации должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79.
     

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

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

1.9.8. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую прочистку 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 (часть II, прил.1, п.52).
     

1.9.9. На территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона.
     

1.9.10. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности, пожарной безопасности и требованиям СНиП II-4-79, ПУЭ (часть II, прил.1, пп.37, 57).
     

Минимальная общая освещенность, лк

Освещаемые рабочие поверхности, места производства работ:

резервуарные парки

5

места измерений уровня и управления задвижками в резервуарном парке

10

лестницы, обслуживающие площадку

10

места установки контрольно-измерительных приборов

30

проезды:

вспомогательные

0,5

главные

1-3

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

1.10. Производственные операции

1.10.1. Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников администрацией предприятия должны быть разработаны инструкции, определяющие круг служебных обязанностей работников, порядок проведения основных эксплуатационных операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.
     

1.10.2. На трубопроводы нефтебаз, наливных и перекачивающих станций должны быть составлены технологические схемы.
     
     Каждый трубопровод должен иметь определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схему расположения трубопроводов, а также расположение задвижек и их назначение.
     
     Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы, а там, где их нет, - главным инженером управления или заместителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной или у руководства).
     

1.10.3. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов на предприятиях без ведома главного инженера управления или заместителя председателя Госкомнефтепродукта союзной республики запрещается.
     

1.10.4. При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.
     

1.10.5. При смене сортов нефтепродуктов качество (чистота) подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84 (часть II, прил.1, п.3). Резервуары с понтонами целесообразно использовать только для хранения нефтей и бензинов.
     

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

1.10.7. Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефтепродуктов.
     

Форма и пример заполнения журнала по пароподогреву нефтепродуктов приведены в прил.6 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

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

1.10.9. Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; рекомендуется пользоваться Методикой по определению норм расхода топлива, тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнефтепродукта СССР и Правилами технической эксплуатации нефтебаз (прил.1, пп.42, 39)
     
     По одному трубопроводу, при обеспечении опорожнения, допускается перекачка нефтепродуктов, входящих в состав одной из нижеследующих групп:
     
     Топливо:
     
     1-я группа - автомобильные бензины неэтилированные;
     
     2-я группа - керосин осветительный, топлива для быстроходных дизелей, топливо дизельное;
     
     3-я группа - топливо моторное для средне- и малооборотных дизелей, топливо нефтяное (мазут);
     
     4-я группа - топливо для реактивных двигателей;
     
     5-я группа - бензины авиационные этилированные;
     
     6-я группа - бензин авиационный неэтилированный;
     
     7-я группа - автомобильные бензины этилированные.
     
     Масла:
     
     1-я группа - авиационные и для турбореактивных двигателей;
     
     2-я группа - турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин, конденсаторные, МТ, МК-6, МК-8, трансформаторные и МС-6, МС-8, МС-8п, МК-8п;
     
     3-я группа - веретенные АУ, АУп;
     
     4-я группа - трансмиссионные, цилиндровые;
     
     5-я группа - автомобильные, автотракторные, индустриальные, компрессорные, судовые, моторное для высокоскоростных механизмов;
     
     6-я группа - осевые;
     
     7-я группа - дизельные.
     

1.10.10. Максимальная температура нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту.
     

1.10.11. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей.
     
     При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.
     
     С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.
     
     В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.
     

1.10.12. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо:
     
     поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
     
     содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);
     
     проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефтепродуктов;
     
     не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров.
     

1.10.13. Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:
     
     обеспечить полную герметизацию кровли;
     
     осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по возможности в ночное время;
     
     максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;
     
     окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.
     

1.10.14. Эксплуатация газоуравнительной системы, дыхательной арматуры должна осуществляться в соответствии с требованиями раздела 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил.1, п.39).
     

1.10.15. Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо:
     
     поддерживать полную герметизацию системы;
     

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;
     
     систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;
     
     утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.
     

1.10.16. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.
     
     При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
     

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

1.10.18. Технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

1.10.19. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.
     

1.10.20. Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) должно быть дано после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки следует 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 заноситься в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала приведены в прил.5 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

1.10.21. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка должна быть остановлена.
     

1.10.22. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть у заполненного и убедиться, что нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.
     
     Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.
     

1.10.23. Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.
     

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

1.10.25. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта.
     

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

1.10.27. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя оперативные осмотры или измерения уровня нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня должны проводиться через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.
     

1.10.28. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств ("Уровень", "Утро-3", "Кор-Вол"), сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами и допущенными в обращение в установленном порядке. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.
     

1.10.29. Учетно-расчетные операции с нефтепродуктами проводятся согласно Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил.1, п.51).
     

1.10.30. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом или стандартами (уровнемерами, пробоотборниками и др.).
     
     Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следующая последовательность:
     
     резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;
     
     отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают;
     
     открывают задвижку на газовой обвязке.
     

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

1.10.32. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует ежегодно контролировать, результаты контроля заносить в акт, утвержденный руководителем предприятия.
     

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

1.10.34. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.
     

1.10.35. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:
     
     номер резервуара по технологической схеме;
     
     вместимость резервуара, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     высоту резервуара, м;
     
     базовую высоту резервуара, м;
     
     диаметр резервуара, м;
     
     максимальный уровень продукта в резервуаре, см;
     
     минимальный уровень продукта в резервуаре, см;
     
     тип и число дыхательных клапанов;
     
     максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту/ч;
     
     максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.
     
     Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы.
     

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

1.10.37. Максимальная скорость наполнения (опорожнения) резервуаров не должна превышать величин, указанных в типовых проектах и приведенных в прил.4 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

1.10.38. 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.
     

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

1.10.40. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.
     

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

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

     
2.1. Обслуживание резервуаров

2.1.1. Руководство нефтебазой должно в соответствии с настоящими Правилами разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицированного работника, ответственного за своевременное проведение обслуживания, ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров, устранение обнаруженных дефектов. Форма и пример заполнения журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуара приведены в прил.7 Правил технической эксплуатации нефтебаз.
     

2.1.2. При вступлении на дежурство старший по смене должен осмотреть резервуары. О замеченных недостатках (появление течи в швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т.д.) необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
     

2.1.3. Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров (прил.4).
     
     Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками, приведенными в подразделе 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
     

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

2.1.5. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.
     

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

2.1.7. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.
     

2.1.8. Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам (см. часть II настоящих Правил).
     

2.1.9. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79 (прил.1, п.41). Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями - разработчиками конструкций синтетических понтонов. Некоторые сведения по обслуживанию и ремонту синтетических понтонов приведены в прил.5 настоящих Правил.
     

2.1.10. В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон должен быть осмотрен на опорах согласно Перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей (прил.5).
     

2.1.11. При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта согласно Указаниям по дегазации резервуара с понтоном (прил.6).
     

2.1.12. Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
     

2.1.13. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта и настоящих Правил.
     

2.1.14. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.
     

2.1.15. Проверка электрической связи понтона с землей должна выполняться не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30х10 ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.
     

2.1.16. Проверка на герметичность сварных соединений понтона должна выполняться согласно Инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона, приведенной в прил.7.
     

2.1.17. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно проводиться согласно Указаниям, приведенным в прил.8.
     

2.1.18. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния. Очередность, сроки проведения обследований, а также объем работ по проверке технического состояния резервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров (часть II, прил.1, п.40). Сроки проведения частичного и полного обследования представлены в табл.2.1.1.
     
     

Таблица 2.1.1

     
Сроки проведения обследования резервуаров

Вид хранимого нефтепродукта

Срок эксплуатации резервуара

Полное обследование с выводом из эксплуатации

Частичное
обследование без вывода из эксплуатации

Нефть товарная

Более 25 лет

Через 3 года

Через год


Менее 25 лет

" 5 лет

" 2,5 года

Бензин

Более 25 лет

" 3 года

" 1 год


Менее 25 лет

" 5 лет

" 2,5 года

Дизельное топливо
Керосин

Более 25 лет

" 4 года

" 2 года

Менее 25 лет

" 7 лет

" 3 года


     

2.1.19. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специальные бригады, подготовленные к проведению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии оборудования и специалистов территориальные управления и Госкомнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.
     

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

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

2.1.22. Для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ на резервуары, включенные в план капитального ремонта, должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.
     

2.1.23. Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не реже одного раза в шесть месяцев, средний - не реже одного раза в два года.
     

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

2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз (часть II, прил.1, п.39).
     

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

2.2.3. На технологические трубопроводы, транспортирующие легковоспламеняющиеся жидкости (бензин, керосин, нефть), должны быть составлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходимо завести эксплуатационные журналы, в которые заносятся даты и данные о проведенных ревизиях и ремонтах.
     

2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы технологических трубопроводов - периодические ревизии, результаты которых служат основанием для оценки состояния трубопровода.
     
     Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администрация нефтебазы в зависимости от скорости их износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий, но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов, транспортирующих нефтепродукты, и не реже одного раза в шесть лет для остальных.
     

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

2.2.6. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года.
     

2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует проверять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяются инструкциями и графиками, разработанными и утвержденными руководством нефтебазы.
     

2 2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно.
     

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

2.2.10. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть:
     
     для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа - 1,5Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, но не менее 0,2 МПа;
     
     для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа - 1,25Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, но не менее Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту+ 0,3 МПа.
     
     Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания.
     

2.2.11. Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.
     
     

2.3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

2.3.1 Резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны подвергаться периодическим зачисткам:
     
     не менее двух раз в год - для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;
     
     не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
     
     не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.
     
     Резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
     
     При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.
     

2.3.2. Резервуары зачищают также при необходимости:
     
     смены сорта нефтепродуктов (составляется акт, см. прил.9);
     
     освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
     
     очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.
     

2.3.3. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтебазе, подписанным директором нефтебазы или его заместителем.
     

2.3.4. Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование, а также использование технологических режимов приведены в прил.9.
     

2.3.5. При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с ведением огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил.1, п.38), а также раздела 3.4 части II настоящих Правил.
     

2.3.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.
     

2.3.7. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.
     

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (прил.9) лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается.
     

2.3.8. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного акта-разрешения (прил.9), подписанного комиссией в составе главного инженера (директора), инженера по технике безопасности (инспектора охраны труда), представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.
     

2.3.9. Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар, изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.
     
     Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п.3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз, средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же, в разделе 9.
     

2.3.10. Результаты анализа оформляются справкой (прил.10).
     
     Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах (прил.11).
     

2.3.11. Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:
     
     для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил.12);
     
     для производства ремонтных работ - главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха и начальником пожарной охраны или лицами, их замещающими. Прием должен быть оформлен актом (прил.13).
     

2.3.12. Дегазацию резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции (часть II, прил.1, п.46).
     

2.3.13. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ (ПОР), который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении процесса дегазации.
     

К проекту организации работ должна быть приложена, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и установки оборудования (вентилятор, устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилятора, воздухопровод, газоотводная труба и др.). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, размеры воздухопровода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации (крепление вентилятора и др.).
     
     ПОР утверждается руководством нефтебазы (директором или главным инженером) и согласовывается с начальником пожарной охраны нефтебазы.
     

2.3.14. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в прил.6 настоящих Правил.
     
     

2.4. Требования, предъявляемые к проведению геометрических измерений
на резервуаре, составлению градуировочных таблиц

2.4.1. На каждый резервуар, используемый для приема, хранения и отпуска нефтепродукта, независимо от его форм и вместимости, должна быть составлена градуировочная таблица, позволяющая определять количество продукта.
     

2.4.2. Определение вместимости стальных резервуаров и их градуирование должны проводиться:
     
     вертикальных цилиндрических вместимостью 100-50000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - согласно ГОСТ 8.380-80 (часть II, прил.1, п.1);
     
     горизонтальных вместимостью 3-200 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - согласно ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил.1, п.2).
     

2.4 3. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для резервуаров устанавливают в зависимости от их назначения: для резервуаров, применяемых при учетно-расчетных операциях, - не более пяти лет, для резервуаров, применяемых при оперативном контроле и хранении, - не более 10 лет. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости, соответствующей данной высоте наполнения.
     

2.4.4. Поверку горизонтальных цилиндрических стальных резервуаров проводят объемным или геометрическим методом. Объемный метод поверки осуществляют двумя способами: с использованием образцовых мерников и образцового уровнемера и с использованием образцового счетчика жидкости и образцового уровнемера. При объемном методе поверки измеряют объем жидкости, поданной в резервуар, и высоту наполнения после каждой или нескольких доз. Геометрический метод поверки заключается в измерении размеров резервуаров и проведении расчетов.
     

2.4.5. Допустимые относительные погрешности градуировки вертикальных цилиндрических стальных резервуаров в зависимости от их вместимости составляют не более:
     
     ±0,2% для резервуаров от 100 до 3000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     ±0,15% для резервуаров свыше 3000 до 5000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту;
     
     ±0,1% для резервуаров свыше 5000 до 50000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.
     

2.4.6. Государственный надзор за состоянием измерений при определении количества нефтепродуктов при приеме, хранении, транспортировке и отпуске потребителю должен проводиться согласно Методическим указаниям РД 50-190-85 (часть II, прил.1, п.41).
     

2.4.7. Градуировочные таблицы на стационарные резервуары утверждает руководство организации, эксплуатирующей резервуары. Градуировочные таблицы на резервуары для учетно-расчетных операций утверждаются руководителем территориального органа Госстандарта.
     

2.4.8. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложены поправки на неровности днища.
     

2.4.9. Измерения геометрических параметров элементов резервуаров после ремонта проводит ведомственная метрологическая служба (МС) или, при отсутствии ее, комиссия, создаваемая на предприятии. Результаты измерений оформляются актом, который утверждает главный инженер предприятия (организации).
     

2.4.10. Градуировку резервуаров выполняют специалисты, освоившие методы поверки и требования количественного учета нефтепродуктов и имеющие право проведения работ. Организации, проводящие градуировку резервуаров, должны быть зарегистрированы в порядке, установленном Госстандартом.
     

2.4.11. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений должны храниться на предприятии и в территориальном управлении Госкомнефтепродукта СССР. Переход на новые градуировочные таблицы, хранение и списание предшествующих таблиц осуществляются в порядке, установленном Госкомнефтепродуктом СССР.
     
     

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ

3.1. Комплект технической документации должен включать:
     
     документацию на изготовление и монтаж резервуара;
     
     эксплуатационную документацию;
     
     ремонтную документацию.     
     

Документы на изготовление и монтаж резервуара

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

а) рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;
     

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

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

г) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей и др.);
     
     Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;
     

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

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

ж) журналы работ (журналы промежуточной приемки на монтажные работы, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску и др.);
     
     Журналы работ составляются отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя, а при монтаже - линейным инженерно-техническим персоналом;
     

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

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

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

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

м) акты приемки смонтированного оборудования;
     

н) схема и акт испытания заземления резервуара;
     

о) схема нивелирования основания резервуара;
     

п) акты на окраску, выполненную на монтаже;
     

р) акт на приемку протекторной защиты;
     

с) акт на приемку резервуара в эксплуатацию.
     

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

а) наименования предприятия-изготовителя;
     

б) типа резервуара;
     

в) номера по системе нумерации предприятия-изготовителя;
     

г) года и месяца изготовления;
     

д) рабочего давления;
     

е) номинального объема;
     

ж) массы резервуара.
     

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

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

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

в) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;
     

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

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

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

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

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

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

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

в) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов;
     

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

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

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

а) акт на скрытые работы по изоляции корпуса;
     

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

в) акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара;
     

г) документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.     
     

Эксплуатационная документация

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

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

б) технический паспорт на понтон;
     

в) градуировочная таблица резервуара;
     

г) технологическая карта резервуара;
     

д) журнал текущего обслуживания;
     

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

ж) схема нивелирования основания;
     

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

и) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;
     

к) технологические карты на замену оборудования резервуаров;
     

л) акты (см. п.3.2).
     
     Примечание. Документы, указанные в подпунктах б, ж, з, и, к, л, должны быть приложены к паспорту.
     
     

3.8. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.
     
     Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.
     

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

4. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

     
4.1. Противопожарные мероприятия

4.1.1. Пожарная безопасность резервуарного парка регламентируется Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.
     

4 1.2. Ответственность за соблюдение противопожарных мероприятий на рабочем месте возлагается на работника, обслуживающего этот участок. Он отвечает за правильное содержание и своевременное использование противопожарного оборудования, закрепленного за рабочим местом и участком технологического процесса.
     

4.1.3. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения.
     

4.1.4. Все резервуары вместимостью 5000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту и более должны быть оборудованы автоматическими стационарными системами (установками) пенного тушения в соответствии со СНиП II-106-79 и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил.1, пп.34, 38).
     
     Резервуары вместимостью 1000 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту и более независимо от места расположения должны быть оборудованы пеногенераторами и сухими стояками (сухотрубами) для подачи пены в верхний пояс резервуара.
     

4.1.5. Наземные резервуары со стационарной крышей или понтоном с стенками высотой более 12 м должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения.
     
     Охлаждение при пожаре указанных резервуаров с стенками высотой до 12 м включительно, а также подземных резервуаров вместимостью более 400 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту следует предусматривать передвижными установками. Для обеспечения охлаждения резервуаров при пожаре следует предусматривать кольцевой противопожарный водопровод вокруг резервуарного парка.
     

4.1.6. Во избежание образования разрядов статического электричества необходимо:
     
     применять пробоотборники, изготовленные из материалов, не дающих искр при ударе и имеющие токопроводящие тросики, припаянные к пробоотборникам (тросики следует присоединять к клеммам заземления на крыше резервуара до отбора пробы);
     
     использовать одежду из тканей, не накапливающих зарядов статического электричества, и обувь, исключающую искрообразование.
     

4.1.7. Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения надо применять только взрывобезопасные аккумуляторные фонари, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.
     
     Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуаре.
     

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

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

4.1.10. Запрещается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки.
     

4.1.11. Для удаления разлившегося при аварии нефтепродукта, а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвалований должны быть установлены запорные устройства в виде клапанов-хлопушек, приводимые в действие вне пределов обвалования.
     

4.1.12. При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтепродуктами.
     

4.1.13. Огневые работы (сварка, резка, клепка и др.) должны быть организованы и проведены с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.
     

4.1.14. В резервуарном парке запрещается проезд тракторов и автомобилей, не оборудованных искрогасителями. На участках, где возможно скопление газов и паров нефтепродукта, должны быть установлены знаки, запрещающие проезд автомобилей, тракторов, мотоциклов и другого транспорта.
     

4.1.15. Курение на территории резервуарного парка категорически запрещается и разрешено только в специально отведенных (по согласованию с пожарной охраной) и оборудованных местах. На видных местах территории резервуарного парка (у дорожек, переходных мостиков и др.) должны быть установлены знаки или надписи о действующем противопожарном режиме. Надписи и знаки должны соответствовать ГОСТ 12.4.026-76 (часть II, прил.1, п.17).
     
     

4.2. Требования охраны труда

4.2.1. Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарных парков нефтебаз, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.
     
     Обучение рабочих по специальности на нефтебазах должно проводиться согласно Типовому положению о подготовке и повышении квалификации рабочих непосредственно на производстве.
     

4.2.2. Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должны проходить соответствующие инструктажи, теоретическое и практическое обучение и проверку знаний согласно установленному порядку в отрасли.
     

4.2.3. Работники должны проходить предварительный медицинский осмотр в соответствии с приказом Министерства здравоохранения СССР от 19 июня 1984 г. N 700 в сроки, определенные лечебными учреждениями, обслуживающими предприятие, по согласованию с профсоюзной организацией и администрацией нефтебазы.
     

4.2.4. Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие допуска людей к участию в производственных процессах, режим труда персонала согласно действующим правилам, положениям, нормам по охране труда и внедрять в производство организационные, технические, санитарно-технические мероприятия и средства, предотвращающие воздействие на работающих вредных производственных факторов.
     

4.2.5. Все работники, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, этилированным бензином, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и др.), должны быть ознакомлены с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.
     

4.2.6. При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк запрещается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.
     
     Опускать и поднимать пробоотборник и лот следует так, чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей канавке замерного люка.
     

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

4.2.8. Организация и выполнение работ, связанных с зачисткой резервуаров, должны выполняться строго в соответствии с требованиями раздела 2.3 настоящих Правил.
     

4.2.9. Работникам, выполняющим операции с этилированным бензином, запрещается принимать пищу и брать табачные изделия руками, загрязненными этим продуктом.
     

4.2.10. Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать (опилками, песком), а загрязненные места обезвредить.
     
     Для обезвреживания почвы и полов, загрязненных этилированным бензином, следует применять дихлорамин (1,5%-ный раствор в бензине), раствор хлорамина (3%-ный раствор в воде) или хлорную известь в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на 2-5 частей воды). Кашицу хлорной извести надо приготовлять непосредственно перед употреблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами, например, керосином, щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок должны быть собраны совком в ведро с крышкой и вынесены в специально отведенное место, где опилки сжигают, а песок обжигают.
     

4.2.11. Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном случае должен осуществляться с учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ и подвергаться оценке по защитным физиолого-гигиеническим эксплуатационным показателям согласно стандартам ССБТ. Применение средств защиты, не имеющих соответствующей технической документации, запрещается.
     

4.2.12. Спецодежду, спецобувь, защитные средства и предохранительные приспособления выносить за пределы нефтебазы запрещается. Для хранения спецодежды и спецобуви должны быть выделены отдельные шкафчики в санбытовом помещении, для защитных средств и приспособлений - отдельные кладовые.
     

4.2.13. Рабочие и служащие, применяющие при работе средства индивидуальной защиты (СИЗ), должны проходить специальный инструктаж и тренировку по применению, методам контроля и испытания СИЗ, оказанию первой помощи при несчастных случаях. Инструктаж и тренировки по применению СИЗ проводятся не реже одного раза в год.
     

4.2.14. Хранение, дегазация, дезактивация, стирка и ремонт спецодежды рабочих, занятых на работах с вредными для здоровья веществами (свинец, его сплавы и соединения, ртуть, этилированный бензин, реактивные вещества и т.д.), должны осуществляться в соответствии с инструкциями и указаниями органов санитарного надзора.
     

4.2.15. Инженерно-технические работники обязаны строго выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санитарии и требовать их выполнения от своих подчиненных.
     

4.3. Молниезащита резервуаров

4.3.1. Проектирование и устройство молниезащиты при сооружении и реконструкции резервуаров должно выполняться согласно требованиям СН 305-77 (часть II, прил.1, п.50).
     
     Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относятся по устройству молниезащиты:
     
     ко II категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса В-1г);
     
     к III категории (резервуары, относящиеся по ПУЭ к зонам класса II-III).
     

4.3.2. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной продукции* и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.
_____________
     * Текст соответствует оригиналу. - Примечание "КОДЕКС".
     
     Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.
     

4.3.3. Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами.
     

4.3.4. Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.
     
     Резервуары, а также группы резервуаров II категории по устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допускается защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.
     
     При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям, к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.
     

4.3.5. При наличии на резервуарах, отнесенных ко II категории, газоотводных или дыхательных труб, независимо от имеющихся на них огневых предохранителей, для свободного отвода в атмосферу газов взрывоопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб, ограниченное цилиндром высотой Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, где Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - диаметр трубы, и радиусом Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.
     
     Для газоотводных и дыхательных трубок, оборудованных колпаками или "гусаками", в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом трубок, ограниченное цилиндрической поверхностью со следующими размерами: при избыточном давлении внутри установки менее 0,5·10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Па для газов тяжелее воздуха Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту=1 м, Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту=2 м; при избыточном давлении внутри установки от 0,5·10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонтудо 2,5·10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонтуПа для газов тяжелее воздуха и до 2,5·10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонтуПа для газов легче воздуха Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту=2,5 м, Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту=5 м.
     
     Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-1г дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.
     

4.3.6. Для резервуаров, указанных в пп.3 и 4, заземлители от прямых ударов молнии должны иметь импульсные сопротивления не более 50 Ом на каждый токоотвод.
     
     Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлено не более чем через 50 м по периметру основания резервуара, при этом число присоединений должно быть не менее двух.
     

4.3.7. Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25-30 м в виде металлических перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами, кабелями в металлическом корпусе и другими протяженными металлическими конструкциями, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.
     
     Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или других протяженных конструкций не требуется.
     

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

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

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

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

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

4.3.10. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.
     

4.3.11. Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту (диаметром около 7 мм).
     
     Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят.
     
     Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным, в исключительных случаях (при невозможности сварки) допускается соединение на болтах.
     

4.3.12. Токоотводы следует выполнять из стали размерами не менее указанных ниже:
     

Снаружи,
на воздухе

В земле

Круглые токоотводы и перемычки диаметром, мм

6

-

Круглые вертикальные электроды диаметром, мм

-

10

Прямоугольные токоотводы:

площадью сечения, ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

48

160

толщиной, мм

4

4

Уголковая сталь:

площадью сечения, ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

-

160

длиной полки, мм

2,5

4

Стальные трубы толщиной стенок, мм

2,5

Не допускается

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

4.3.14. Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей, должна быть окрашена в черный цвет.
     

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

а) вертикальные - из стальных вертикально ввинчиваемых стержней из круглой стали или забиваемых стержней из уголковой стали и стальных труб.
     
     Длина ввинчиваемых электродов принимается 4,5-5 м, а забиваемых - 2,5 м.
     
     Верхний обрез вертикального заземлителя должен находиться от поверхности земли на расстоянии 0,5-0,6 м;
     

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

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

4.3.16. Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее, чем указанные в п.4.3.12.
     
     Все заземлители между собой и с токоотводами должны соединяться посредством сварки. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников.
     
     Соединения на болтах допускаются при устройстве временных заземлений.
     
     Места разъемных соединений должны быть оцинкованы.
     

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

4.3.18. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.
     

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

4.3.20. Ежегодно, перед наступлением грозового сезона (в марте, апреле), необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.
     
     Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надежного соединения с токоотводом и заземлителем.
     

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

4.3.22. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов, и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше чем на 30% их следует полностью заменить либо заменить отдельные дефектные места.
     

4.3.23. Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должна проводиться не реже одного раза в год (летом и при сухой почве).
     
     Если сопротивление растеканию токов заземления превышает нормативное значение на 20%, то необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство.
     

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

4.3.25. Результаты ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов и т.д. следует заносить в специальный эксплуатационный журнал (прил.16).
     

4.3.26. Лица, проводящие ревизию молниезащиты, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов.
     

4.3.27. Ответственность за исправность и систематическую проверку заземлений возлагается на главного инженера предприятия.
     
     

4.4. Защита резервуаров от статического электричества

4.4.1. Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо предусматривать, с учетом особенностей производства, следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:
     
     снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;
     
     устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникаций, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;
     
     уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;
     
     использование радиоизотопных, индукционных и других нейтрализаторов.
     

4.4.2. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества следует, как правило, объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Такие заземляющие устройства должны быть выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-85, ГОСТ 21130-75, СН 102-76, Инструкцией по устройству сетей заземления. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.
     
     Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.
     
     Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.
     

4.4.3. Резервуары вместимостью более 50 мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту (за исключением вертикальных диаметров до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.
     

4.4.4. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается.
     
     Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, а если это возможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть выбраны таким образом, чтобы исключить разбрызгивание.
     

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

4.4.6. Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Ом·м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с.
     
     Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Ом·м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно.
     
     Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке жидкости, имеющей удельное объемное электрическое сопротивление более 10Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Ом·м, при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью, превосходящей безопасную, следует применять специальные устройства для отвода зарядов.
     
     Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанавливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в заполняемый резервуар так, чтобы при максимальной из используемых скоростей транспортирования время движения продукта по загрузочному патрубку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0,1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости.
     
     Если это условие конструктивно не может быть исполнено, то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда должен быть обеспечен внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на поверхность имеющейся в резервуаре жидкости.
     
     Примечания. В качестве устройств для отвода заряда из жидкого продукта могут использоваться нейтрализаторы со струнами, правила выбора, конструирования, монтажа и эксплуатации которых изложены в РТМ 6.28-008-78 Устройства отвода заряда из потока жидкости с протяженными разрядными электродами (нейтрализаторы со струнами).
     
     В качестве устройств для отвода заряда внутри заполняемого резервуара могут применяться клетки из заземленной металлической сетки, охватывающие некоторый объем у конца загрузочного патрубка таким образом, чтобы заряженный поток из патрубка поступал внутрь клетки. При этом объем клетки должен быть не менее Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, где Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - объем клетки, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту; Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - скорость перекачки нефтепродукта, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту/ч; Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту - постоянная времени релаксации заряда в нефтепродукте, с.
     
     

4.4.7. Данные по электрическим параметрам светлых нефтепродуктов и номограммы по определению допустимых скоростей перекачки приведены в Рекомендациях по предотвращению опасной электризации нефтепродуктов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары, автомобильные и железнодорожные цистерны, утвержденных 12/XI.85 г. Госкомнефтепродуктом РСФСР.
     

4.4.8. Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.
     
     При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.
     
     При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом требований п.4.4.6.
     

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

4.4.10. Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 ммПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.
     

4.4.11. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту.
     

4.4.12. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее, чем через 10 мин после прекращения движения нефтепродукта.
     
     Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник должен быть заземлен. Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика.
     
     Работники, отбирающие пробы, должны иметь обувь с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов, или подошвой из электронепроводящей резины.
     
     Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей, кроме нательного белья, запрещается.
     

4.4.13. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны проводиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования.
     
     Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества нефтебазы (прил.17). Страницы журнала должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью.
     

4.4.14. Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.
     
     

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1 (к п.1.1.9). ПЕРЕЧЕНЬ проектов стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов


Приложение 1
(к п.1.1.9)

Номер типового проекта

Наименование типового проекта

Вместимость резервуара, м

Организация-
разработчик проекта

704-1-158.83

Резервуар стальной горизонтальный для нефтепродуктов

3

Южгипронефтепровод

704-1-159.83

То же

5

То же

704-1-160.83

"

10

"

704-1-161.83

"

25

"

704-1-162.83

"

50

"

704-1-163.83

"

75

"

704-1-164.83

"

100

"

704-1-49

Вертикальный цилиндрический резервуар для нефти и нефтепродуктов, собираемый методом рулонирования, с щитовой кровлей

100

ЦНИИПроектстальконструкция

704-1-50

То же

200

То же

704-1-51

"

300

"

704-1-52

"

400

"

704-1-53

"

700

"

704-1-66.84

"

1000

Южгипронефтепровод

704-1-167.84

"

2000

То же

704-1-168.84

"

3000

"

704-1-169.84

"

5000

"

704-1-170.84

"

10000

"

704-1-171.84

"

20000

"

704-1-172.84

"

30000

"

704-1-150С

Резервуары для нефтепродуктов, предназначенные для эксплуатации
в условиях низких температур

100

Южгипронефтепровод

704-1-151С

То же

200

То же

704-1-152С

"

300

"

704-1-153С

"

400

"

704-1-154С

"

700

"

704-1-155С

"

1000

"

704-1-25

Резервуары для хранения светлых и темных нефтепродуктов с объемной массой не более 1 кг/смПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур

2000

Ленинградское отделение ЦНИИПСК

704-1-26

То же

3000

То же

704-1-27

"

5000

"

704-1-28

Резервуары для хранения светлых нефтепродуктов с объемной массой не более 0,9 кг/смПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур

10000

"

704-1-29

То же

20000

"

704-1-179.85

Резервуары стальные для нефти и нефтепродуктов со стационарной крышей и понтоном (вариант с применением крупногабаритных листов проката)

10000

Южгипронефтепровод

704-1-180.85

То же

20000

То же

704-1-181.85

"

30000

"

704-1-85

Наземный вертикальный резервуар с гладким с внутренней стороны покрытием

400

Аэропроект

704-1-86

То же

700

"

704-1-87

"

1000

"

704-1-88

"

2000

"

704-1-89

"

3000

"

704-1-90

"

5000

"

Специальные проекты

80729

Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей, собираемые методами полистовой сборки стенки или рулонирования

50000

ЦНИИПСК

83050

Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей. Резервуары можно собирать со стенкой комбинированной сборки; с двухслойной стенкой; со стенкой, усиленной бандажами

100000

ЦНИИПСК

Приложение 2 (к п.1.1.9). ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ


Приложение 2
(к п.1.1.9)


     
Таблица 1

     
Оптимальные параметры вертикальных резервуаров с плавающей крышей

Номинальный объем, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Диаметр, м

Высота стенки, м

Хранимая жидкость

1000

12,3

9

Нефтепродукты

2000

15,3

12

"

3000

19

12

"

5000

22,8

12

"

10000

28,5

18

"

20000

40

18

Нефть или нефтепродукт

40000

56,9

18

Нефть

50000

60,7

18

"

100000

85,3

18

"

150000

102,6

18

"


     
Таблица 2

     
Оптимальные параметры вертикальных резервуаров со стационарными покрытиями и резервуаров с металлическими понтонами

Номинальный объем, мПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Диаметр, м

Высота стенки, м

Хранимая жидкость

100

4,7

6

Нефтепродукты

200

6,6

6

"

300

7,6

7,5

"

400

8,5

7,5

"

700

10,4

9

"

1000

10,4

12

"

2000

15,2

12

"

3000

19

12

"

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Название документа: Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Принявший орган: Госкомнефтепродукт СССР

Опубликован: официальное издание

М.: "Недра", 1988 год

Дата принятия: 26 декабря 1986

Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах