Правила эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений
Обновлено: 19.04.2024
ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ
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.
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 м;
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 м;
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 м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.
Резервуары вместимостью более 8 м 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.
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.
Правила эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений
ГОСТ Р 58623-2019
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ
Правила технической эксплуатации
Trunk pipeline transport of oil and oil products. Vertical cylindrical steel tanks. Rules of technical operation
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть")
2 ВНЕСЕН подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила технической эксплуатации вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти/нефтепродуктов (далее - резервуары), входящих в состав объектов магистрального трубопровода для транспортировки нефти и нефтепродуктов.
1.2 Настоящий стандарт распространяется на резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 м, в том числе оборудованные теплоизоляцией, следующих типов:
- со стационарной крышей без понтона;
- со стационарной крышей с понтоном;
- с плавающей крышей.
1.3 Настоящий стандарт распространяется на следующие условия эксплуатации резервуаров:
- расположение резервуаров - наземное;
- плотность нефти и нефтепродуктов - не более 1600 кг/м;
- температура корпуса резервуара - от минус 65°С до 160°С;
- нормативное внутреннее избыточное давление в газовом пространстве - не более 5000 Па;
- нормативное относительное разрежение в газовом пространстве - не более 500 Па;
- сейсмичность района строительства - до 9 баллов включительно по шкале MSK-64 [1].
1.4 Настоящий стандарт не распространяется:
- на изотермические резервуары для хранения сжиженных газов;
- на железобетонные резервуары;
- на горизонтальные стальные резервуары;
- на резервуары для нефти/нефтепродуктов вспомогательных систем механо-технологического оборудования;
- на нефтеловушки и резервуары статического отстоя в части их оборудования;
- на резервуары, построенные и эксплуатируемые на многолетнемерзлых грунтах.
1.5 Настоящий стандарт допускается применять при технической эксплуатации резервуаров для пожарной воды, нефтесодержащих стоков.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.2.020 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка
ГОСТ 12.2.044 Система стандартов безопасности труда. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.003 Система стандартов безопасности труда. Работы электросварочные. Требования безопасности
ГОСТ 12.4.026 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ 12.4.059 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия
ГОСТ 12.4.087 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия
ГОСТ 12.4.107 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Канаты страховочные. Технические условия
ГОСТ 12.4.122 Система стандартов безопасности труда. Коробки фильтрующе-поглощающие для промышленных противогазов. Технические условия
ГОСТ 12.4.124 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
ГОСТ 12.4.253 (EN 166:2002) Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты глаз. Общие технические требования
ГОСТ 17.2.3.02 Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями
ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 22782.0 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 23055 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля
ГОСТ 26887 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия
ГОСТ 27321 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия
ГОСТ 27372 Люльки для строительно-монтажных работ. Технические условия
ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть
ГОСТ 31385 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия
ГОСТ 32489 Пояса предохранительные строительные. Общие технические условия
ГОСТ Р 18.12.02 Технологии авиатопливообеспечения. Оборудование типовых схем авиатопливообеспечения. Общие технические требования
ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 53324 Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности
ГОСТ Р 53691 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Паспорт отхода I-IV класса опасности. Основные требования
ГОСТ Р 58362 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования. Основные положения, термины и определения
ГОСТ Р МЭК 62305-1 Менеджмент риска. Защита от молнии. Часть 1. Общие принципы
СП 22.13330.2016 "СНиП 2.02.01-83* Основание зданий и сооружений"
СП 28.13330.2017 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии"
СП 70.13330.2012 "СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции"
СП 74.13330.2011 "СНиП 3.05.03-85 Тепловые сети"
СП 131.13330.2018 "СНиП 23-01-99* Строительная климатология"
СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности
СП 232.1311500.2015 Пожарная охрана предприятий. Общие требования
СП 246.1325800.2016 Положение об авторском надзоре за строительством зданий и сооружений
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется принять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 базовая высота: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края замерного люка или до риски направляющей планки замерного люка.
3.2 верхний аварийный уровень: Максимальный уровень заполнения, выше которого заполнение резервуара запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.
3.3 верхний допустимый уровень: Уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на приемо-раздаточных патрубках резервуара.
3.4 верхний нормативный уровень: Уровень нефти/нефтепродуктов, при достижении которого выполняются технологические операции по остановке заполнения резервуара.
ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)
ТЕХНОЛОГИЯ ЗАЧИСТКИ (ОЧИСТКИ ВНУТРЕННИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ) РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Для обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров с нефтепродуктом необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, контроля, выявления и устранения дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.
Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов является неотъемлемой частью технологического процесса нефтепродуктообеспечения.
В основу настоящего документа положены основные требования "Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов "ОАО "НК "РОСНЕФТЬ" от 28.01.2004 г. На основе материала, представленного в данной типовой технологической карте, могут быть разработаны технологические карты для зачистки резервуаров, предназначенных для различных технологических процессов, в т.ч. хранения, транспортировки и переработки нефтепродуктов, с уточнением маркировки резервуаров
1.2 Металлические резервуары, за исключением резервуаров предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке. Зачистка производится при необходимости смены сорта нефтепродукта, освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды, очередных и внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии и других эксплуатационных причин [1].
1.3 В соответствии с требованиями [4] установлены следующие сроки периодической зачистки:
- не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;
- не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
- не менее одного раза в 2 года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.
Металлические и железобетонные резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов следует зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
1.4 Обеспечение сохранности качества нефтепродукта при смене сорта регламентируется требованиями [4] и, в зависимости от наливаемого в резервуар нефтепродукта, вида остатка в нем, предусматривает в максимальном объеме зачистки выполнение следующих операций:
- промывку под давлением горячей водой с моющим веществом (или пропарить);
- последующую промывку горячей водой;
- вентиляцию (просушку) днища;
1.5 Периодическая зачистка может быть сокращенной и полной в зависимости от предполагаемых работ после завершения процесса зачистки резервуара и должна обеспечить пожарную безопасность и санитарные условия труда.
1.6 Зачистка в полном объеме необходима при последующем выполнении работ в резервуаре с применением открытого огня, длительном пребывании работников внутри резервуара, градуировке, дефектоскопии, а также перед наливом отдельных сортов топлива.
1.7 Сокращенный объем зачистки применяется в случаях, когда не требуется пребывание работников в резервуаре или кратковременного пребывания (периодическая зачистка и смена марки нефтепродукта в соответствии с [4]) и заключается в удалении остатка нефтепродукта, промывке горячей водой и просушке днища или, в отдельных случаях, только в удалении остатка (остаток не более 0,25% вместимости резервуара).
1.8 Резервуары подземные, эксплуатирующиеся на хранении высоковязких нефтепродуктов (мазуты, масла, моторное топливо и др.), зачищаются по мере необходимости, определяемой сроком ремонта и условиями сохранения качества.
Технология зачистки, оборудование и очищающие средства частично отличаются от используемых для зачистки наземных резервуаров.
1.9 Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов подготавливают к зачистке в соответствии с требованиями [19].
1.10 Процесс зачистки характеризуется большой трудоемкостью и производственной опасностью. Поэтому организация и проведение технологического процесса зачистки должен предусматривать максимально возможную механизацию трудоемких операций и устранение опасных и вредных производственных факторов.
1.11 Применительно к различным видам резервуаров эксплуатирующей организацией должны разрабатываться технологические (технические) регламенты, рабочие инструкции, проекты организации работ - (ПОР), технологические карты, предусматривающие выполнение соответствующих технологических операций с использованием сертифицированных средств механизации, приборов и устройств контроля безопасности.
1.12 Рекомендуемое специальное оборудование и устройства, представленные в данном документе, соответствуют требованиям безопасности и имеют соответствующие разрешения контролирующих организаций.
1.13 Для проведения работ по зачистке резервуаров необходимо создание специализированного участка, оснащенного средствами механизированной зачистки, с учетом количества резервуаров, их объемов, наличия очистных сооружений, энергетических источников и другими местными условиями. Аннотация.
2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЗАЧИСТКЕ
2.1 Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов и нефти относится к газоопасным работам, поэтому организация, подготовка и проведение этой работы выполняется с учетом требований НТД:
- ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования;
- ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) ССБТ Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения;
- ГОСТ 12.3.047-2012 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля;
- СО 02-04-АКТНП-007-2006 "Правила технической эксплуатации, диагностики и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО "АК "Транснефтепродукт";
- Правила пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт", ВППБ 01-03-96.
2.2 Соблюдение требований вышеупомянутых руководящих документов обеспечивает безопасные условия труда, как при операциях зачистки резервуара от нефтепродуктов, так и при проведении ремонтных работ.
2.3 Руководство предприятия, исходя из существующего на нем резервуарного парка, наименований нефтепродуктов, оборудования, устройств, наличия технических моющих средств, обеспечивающих качественную и безопасную зачистку, должно доукомплектовать предприятие необходимыми средствами зачистки и составить в установленном порядке рабочие инструкции на технологические процессы зачистки резервуаров.
2.4 В рабочей инструкции должны быть конкретизированы работы по подготовке и проведению операций зачистки, назначены ответственные работники за выполнение подготовительных и зачистных работ.
Проведение работ оформляется нарядом-допуском, приложение Б.
К наряду-допуску прикладываются схемы обвязки и установки оборудования (выкачке остатка, промывка, дегазация, удаление продуктов зачистки и т.д.) и технологический процесс. Разработанная документация согласовывается с начальником пожарной охраны предприятия, инженером по ОТ ТБ и ПБ и утверждается главным инженером предприятия.
2.5 Главный инженер (технический руководитель) и инженер по охране труда предприятия несут ответственность за организацию и безопасность работ по зачистке резервуаров, а там, где эти должности не предусмотрены, - работодатель или лицо, назначаемое приказом (из числа специалистов).
2.6 Начальник цеха (резервуарного парка) обязан:
- организовать разработку мероприятий по подготовке и безопасному проведению зачистных работ и обеспечивать контроль их выполнения;
- назначать ответственного за подготовку и ответственного за проведение работ, знающих порядок подготовки и правила проведения этих работ;
- совместно с ответственным за проведение работы определять средства индивидуальной защиты, состав исполнителей и устанавливать режим работы (продолжительность пребывания в средствах защиты, перерывов в работе, периодичность отбора проб воздуха и т.п.).
2.7 Начальник смены несет ответственность за правильность схемы отключения резервуара и коммуникаций, на которых должна проводиться работа, правильность и полноту инструктажа ответственного за подготовительные работы и ответственного за проведение зачистки, за правильность и полноту принятых мер безопасности, а также за допуск персонала к проведению подготовительных работ и к непосредственному выполнению зачистных работ.
2.8 Ответственный за проведение подготовительных работ несет ответственность за правильность и надежность отключения резервуара и отглушения трубопроводов и выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.
Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:
- начинать работу только по согласованию с начальником смены;
- обеспечивать последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;
- обеспечивать проведение анализа воздушной среды на месте работы после выполнения подготовительных мероприятий;
- после окончания подготовительной работы проверить ее полноту и качество и сдавать объект ответственному за проведение зачистки;
- доводить до сведения ответственного за проведение работы по зачистке и исполнителей о специфических особенностях резервуара (наличие и исправность понтона, замерных устройств) и характерных опасностях, которые могут возникнуть при проведении работы.
2.9 Ответственный за проведение работ по зачистке резервуаров несет ответственность за правильность и полноту принятых мер безопасности, за достаточную квалификацию лиц, назначенных исполнителями работ, за полноту и качество их инструктажа, за техническое руководство работой и соблюдение работающими мер безопасности.
Ответственный руководитель работ должен пройти переподготовку (повышение квалификации) в Академии ГПС МЧС России или в аккредитованной организации по учебным программам, согласованным в Академии ГПС МЧС.
Ответственный руководитель работ обязан:
- совместно с ответственным за подготовку резервуара проверить полноту выполнения подготовительных мероприятий, готовность резервуара к зачистке;
- проверять у исполнителей наличие и исправность средств индивидуальной защиты, инструмента и приспособлений, их соответствие характеру выполняемых работ;
- проводить инструктаж исполнителей о правилах безопасного ведения работ и порядке эвакуации пострадавшего из опасной зоны;
- сообщать о готовности резервуара и исполнителей к производству работ газоспасательной службе (службе техники безопасности);
- по согласованию с начальником смены и при получении подтверждения о возможности выполнения работ по зачистке от представителя ГСС (службы техники безопасности), удостоверенных их подписями в п.14 наряда-допуска, давать указание исполнителям приступить к работе, предварительно проверив место работы, состояние средств защиты, готовность исполнителей к работе;
- контролировать выполнение исполнителями мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;
- обеспечивать последовательность и режим выполнения операций зачистки;
- обеспечивать контроль состояния воздушной среды в резервуаре;
- принимать меры, исключающие допуск на место проведения работ лиц, не занятых ее выполнением;
- в случае возникновения опасности или ухудшения самочувствия исполнителей немедленно прекращать выполнение работ, поставить об этом в известность начальника цеха и принять необходимые меры по обеспечению безопасности работ;
- по окончанию регламентированных перерывов убеждаться, что условия безопасного проведения работ не изменились. Не допускать возобновление работ при выявлении изменения условий ее безопасного проведения;
- по окончании работы совместно с начальником смены проверить полноту и качество выполненной работы и закрывать наряд-допуск.
2.10 Подготовку резервуара к зачистке выполняет подразделение предприятия, эксплуатирующее данный объект, а зачистку резервуара, сбор и утилизацию продуктов зачистки поручается специализированной бригаде этого предприятия или стороннего аккредитованного (имеющее сертификат системы сертификации услуг (работ) в области пожарной безопасности - СДСПБ) предприятия по договору. При проведении работ собственными силами члены зачистной бригады должны пройти обучение в аккредитованной в системе СДСПБ организации.
Выполнять работы по зачистке резервуара следует бригадой исполнителей в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами в соответствии с требованиями п.8.2.
2.11 Ответственным руководителем работ по проведению подготовительных операций и операций по проведению зачистки резервуаров может быть назначен один работник, если зачистка резервуара проводится собственными силами предприятия.
2.12 Исполнители работ по зачистке резервуара несут ответственность за выполнение всех мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.
Исполнители работ по зачистке резервуаров обязаны:
- пройти инструктаж по безопасному проведению работ и расписаться в наряде-допуске;
- ознакомиться с условиями, характером и объемом работ на месте их выполнения;
- выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске;
- приступать к работе только по указанию ответственного за проведение этой работы;
- применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные нарядом-допуском и требованиями раздела 8 настоящей инструкции;
- знать признаки отравления вредными веществами, места расположения средств телефонной связи и сигнализации, порядок эвакуации пострадавших из опасной зоны;
Инструкция по эксплуатации и обслуживанию резервуаров
1.1. Настоящая инструкция устанавливает требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, контролю технического состояния и ремонту вертикальных и горизонтальных стальных резервуаров, предназначенных для хранения и подготовки нефти и нефтепродуктов, а также хранения подтоварной (попутной) воды на опасных производственных объектах.
1.2. По вопросам техники безопасности, промышленной санитарии, охраны труда и охраны окружающей среды наряду с настоящей инструкцией следует также руководствоваться требованиями действующих нормативных документов и инструкций.
2. Общие требования
2.1. В настоящей инструкции приведены следующие сведения:
- вид, объем, периодичность и порядок проведения основных технологических операций и работ по обслуживанию резервуара;
- периодичность, порядок проведения и оформления результатов осмотров, ревизий и технического диагностирования резервуаров;
- порядок вывода резервуаров в ремонт и ввода их в эксплуатацию после ремонта;
- обязанности персонала, обслуживающего резервуары;
- права и обязанности лиц, ответственных за безопасное действие резервуара и ответственных за надзор за техническим состоянием резервуара;
- особенности эксплуатации резервуаров в зимний период;
- необходимые мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности при эксплуатации, техническом обслуживании, ревизии и ремонте резервуаров.
2.2. На каждый эксплуатируемый в обществе резервуар должен быть составлен технический паспорт, укомплектованный необходимыми для получения разрешения на ввод его в эксплуатацию документами. Форма технического паспорта приведена в приложениях №1 и №1.1.
На резервуар, выполненный по типовому проекту, и поставляемый заводом- изготовителем в собранном виде, паспорт предоставляется заводом - изготовителем в составе комплекта поставки. При этом для унификации документов, оформляемых в процессе эксплуатации резервуаров, в целом лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие резервуаров, может оформляться паспорт в соответствии с формами приложений №1 и №1.1. При этом паспорт завода - изготовителя хранится в составе эксплуатационной документации на всем протяжении срока эксплуатации резервуара.
На резервуар, монтируемый на производственной площадке, рулонным или полистовым способом паспорт составляется лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие резервуаров, на основании данных исполнительной документации в соответствии с формой (Приложение №1, №1.1)
2.3. Каждый эксплуатируемый в обществе резервуар должен быть оснащен комплектом оборудования, предусмотренного проектом и иметь номер, четко написанный на корпусе.
2.4. Для каждого вертикального 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. Порядок измерения базовой высоты вертикального резервуара и форма акта, оформляемого по результатам измерения, должны соответствовать требованиям и ГОСТ 8.570-2000 "Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки".
2.5. Резервуары, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами, а также для взаимных расчетов между по
ставщиком и потребителем подлежат первичной и периодической поверке по ГОСТ 8.346-2000 "Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки" и ГОСТ 8.570-2000 "Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки".
2.6. Устанавливают следующие виды поверок резервуара:
- первичная - проводят после строительства и гидравлических испытаний резервуара перед вводом в эксплуатацию;
- периодическая - проводят по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта и при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость.
2.7. На стенке вертикального резервуара рядом с уровнемером и на его крыше рядом с замерным люком должны быть нанесены несмываемой краской значения базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения.
На резервуарах, предназначенных для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами, а также для взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, прошедших поверку по ГОСТ 8.570-2000 должны быть установлены таблички с данными поверки. Форма таблички должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.570-2000.
2.8. Резервуары подлежат обязательной регистрации в отделе технического надзора.
2.9. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации:
- Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. куб. м:
- Горизонтальные надземные и подземные резервуары, объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 200 куб. м.
2.10. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей.
Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости, например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей.
2.11. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).
2.12. Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды в условиях эксплуатации.
2.13. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар (приложение №1) приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.
2.14. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.
Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее оборудование:
- стационарные сниженные пробоотборники;
- приборы контроля и сигнализации;
- сифонный водоспускной кран;
Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.
2.15. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0 °C, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.
Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные резервуары.
2.16. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.
Диаметр диска выбирают исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.
2.17. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (не менее двух), передающими сигнал на прекращение приема нефтепродукта или отключение насосного оборудования.
При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.
2.18. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки. Люки- лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.
2.19. Для осмотра внутреннего пространства вертикального резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).
2.20. Все импортные приборы и изделия, используемые при монтаже, эксплуатации и ремонте резервуаров, должны иметь паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия по взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.
2.21. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом.
2.22. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольноизмерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой планово-предупредительных ремонтов и рекомендациями заводов-изготовителей..
2.23. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта эксплуатации (Приложение №2). Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения.
2.24. Технологические карты резервуарных парков утверждает (и переутверждает при изменении технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер.
2.25. Все изменения, произведенные в обвязке резервуаров, насосных установок, трубопроводных коммуникаций, расположении арматуры, должны немедленно вноситься в
технологическую схему (с утверждением ответственного руководителя) и доводиться письменным распоряжением (записью в журнале) до обслуживающего персонала.
2.26. Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории:______________________________________________________________
Максимальный объем одного резервуара, м 3
Общая вместимость склада, м 3
св. 20 000 до 100 000 включ.
св. 10 000 до 20 000 включ.
св. 2 000 до 10 000 включ.
Общая вместимость складов нефти и нефтепродуктов определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему.
2.27. Ширина обсыпки грунтом (обвалование) определяется расчетом на гидростатическое давление разлившейся жидкости, при этом расстояние от стенки вертикального резервуара (цилиндрического и прямоугольного) до бровки насыпи или от любой точки стенки горизонтального (цилиндрического) резервуара до откоса насыпи должно быть не менее 3 м.
2.28. Здания и сооружения складов нефти и нефтепродуктов должны быть I, II или Ша степеней огнестойкости.
2.29. Территория складов нефти и нефтепродуктов должна быть ограждена продуваемой оградой из негорючих материалов высотой не менее 2 м.
2.30. Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех - для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров.
2.31. Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке, своевременно очищаться от растительности. Не допускается засорение территории, размещение на ней горючих материалов и предметов, а также загрязнение нефтепродуктами, скопление подтоварной воды.
2.32. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение. Устройство электроосвещения должно соответствовать требованиям "Правил устройства электроустановок". Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы на мачтах, расположенных за обвалованием. Осветительные устройства, установленные в пределах обвалования резервуаров, должны быть во взрывозащищенном исполнении в соответствии с установленными требованиями.
2.33. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0 °C необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.
Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.
2.34. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно подготовлены к паводку; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливают водой на расчетную высоту.
3. Требования к проведению операций по приему и отпуску нефти и нефтепродуктов.
3.1. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струей не допускается.
Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм и, по возможности, струя нефтепродукта должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть такими, чтобы исключить разбрызгивание.
3.2. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков.
При увеличении производительности наполнения и опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми показателями.
3.3. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
3.4. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей.
При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки.
3.5. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара и убедиться, что в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки заполненного резервуара.
4. Техническое обслуживание резервуаров
4.1. В рамках обеспечения производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности, необходимо содержать резервуары в исправном состоянии и обеспечить безопасные условия их работы. В этих целях должны быть определены, и назначены приказом:
- ответственные лица по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией резервуаров, а также допуску персонала к обслуживанию резервуаров;
- ответственные лица за безопасное действие (эксплуатацию) резервуаров;
- ответственные лица за исправное состояние резервуаров;
- ответственные лица за организацию и проведение производственного контроля за техническим состоянием и эксплуатацией резервуаров.
4.2. Техническое обслуживание стенки, кровли, металлоконструкций резервуара, должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев, предпочтительно в периоды под готовки резервуаров к работе в зимних и летних условиях.
4.3. Техническое обслуживание стенки, кровли, металлоконструкций резервуара, как правило, проводится без освобождения его от продукта и должно включать в себя:
- мелкий ремонт кровли и верхних поясов корпуса без применения огневых работ;
- ремонт, при необходимости, наружного защитного покрытия и изоляции.
4.4. При переводе резервуаров на весенне-летний и осенне зимний периоды эксплуатации, производстве работ по замене, обслуживанию и мелкому ремонту установленного на резервуарах оборудования, в том числе по замене теплоизоляции и обшивки, необходимо- обеспечивать обязательный вывод резервуара из технологического процесса с отметкой в вахтовом журнале.
4.5. Не допускается применение на кровле резервуаров электроинструментов не во взрывозащищенном исполнении и проведение любых работ, связанных с искрообразованием и нагревом до температур самовоспламенения, до выполнения комплекса мероприятий, обеспечивающих полную безопасность работ.
4.6. Необходимо постоянно контролировать ход выполнения работ по обслуживанию и ремонту резервуаров, выполняемых с привлечением подрядных организаций, на соответствие их локальным и нормативным требованиям в области охраны труда и промышленной безопасности. Допуск персонала к обслуживанию и ремонту резервуаров производить после полной проверки их готовности в соответствии с требованиями в области охраны труда и промышленной безопасности.
4.7. Для проверки правильности эксплуатации резервуаров и своевременного надзора за их техническим состоянием, без освобождения его от продукта должно проводиться плановое техническое обслуживание:
4.8. Эксплуатационный персонал не реже 1 раза в смену обязан проверять следующее:
- сварные швы и основной материал стенки резервуара в доступных местах, обращая особое внимание на сварные швы нижних поясов, и соединения стенки с днищем (сварные швы уторного уголка) - визуально на отсутствие течи продукта, отпотин, трещин, вмятин, коррозионного износа;
- герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых) приемораздаточных патрубков, люков-лазов, задвижек (запорных), бокового управления хлопушкой, штуцеров, патрубков и мест приварки люков-лазов, патрубков и другого наружного оборудования к стенке резервуара - визуально на отсутствие подтеков, течи продукта, трещин;
- отсутствие инея и промерзания входного и выходного отверстий дыхательного клапана (в зимнее время);
- давление в резервуаре - мановакуумметром, подсоединенным к специальному штуцеру резервуара.
Измерение давления в резервуаре производится также после каждой операции по заполнению или опорожнению резервуара (не ранее чем через 2 ч.).
4.9. О всех замечаниях, неисправностях и дефектах, обнаруженных при ежесменном осмотре, необходимо немедленно сообщить начальнику производственного объекта (участка, цеха) и начальнику смены с принятием необходимых мер и обязательной записью в сменном журнале.
4.10. Профилактический осмотр резервуаров и их оборудования осуществляется для выявления технического состояния резервуаров и необходимости ремонта их отдельных частей.
4.11 . Профилактический осмотр резервуаров и их оборудования проводится согласно календарному графику (приложение №4), разработанному механиком производственного объекта (цеха, установки).
График разрабатывается в соответствии со сроками, приведенными в «Карте осмотра резервуара»
Читайте также: