Руководство по эксплуатации резервуаров вертикальных стальных
Обновлено: 24.04.2024
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.
Руководство по эксплуатации резервуаров вертикальных стальных
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Настоящее Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (далее - Руководство) вводится в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности организациями, осуществляющими деятельность по проектированию, изготовлению, строительству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров. Руководство содержит рекомендации по обеспечению промышленной безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, используемых на опасных производственных объектах нефтедобычи, транспортирования, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов, и не является нормативным правовым актом.
Руководство распространяется на вертикальные цилиндрические стальные резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 м для нефти и нефтепродуктов со стационарными или плавающими крышами.
Положения настоящего Руководства распространяются на стальные конструкции резервуара, ограниченные первым фланцевым или сварным (резьбовым) соединением технологических устройств или трубопроводов снаружи или изнутри корпуса резервуара.
Настоящее Руководство применяется также при сооружении резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков, жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии обеспечения санитарно-гигиенических норм).
При разработке Руководства проанализированы и учтены действующая законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности Ростехнадзора, опыт проектирования, изготовления и эксплуатации резервуаров на базе российских стандартов организаций Ассоциации Ростехэкспертиза (СТО-СА-03-002-2009), ОАО "АК "Транснефть", американского стандарта API 650*, европейского стандарта EN 14015*, а также многочисленные пожелания предприятий, организаций и специалистов в области промышленной безопасности.
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.
В разработке Руководства приняли участие: представители Ростехнадзора (С.А.Жулина, Г.М.Селезнев, В.В.Козельский, С.П.Гончар, Н.И.Ларев, О.В.Кононова); ОАО "АК "Транснефть" (В.А.Ерамаченко, Е.Г.Ильин, С.Н.Чужинов, П.И.Шотер); ООО "НИИ транспорта нефти и нефтепродуктов" (А.А.Катанов, Е.Е.Семин).
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Область применения и назначения
1.1.1. Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (далее - Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности.
1.1.2. Руководство содержит рекомендации по обеспечению промышленной безопасности при проектировании, изготовлении, строительстве вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, используемых на опасных производственных объектах нефтедобычи, транспортирования, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов, и не является нормативным правовым актом.
1.1.3. В целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности организации, осуществляющие деятельность по проектированию, изготовлению, строительству вертикальных цилиндрических стальных резервуаров, могут использовать иные способы и методы, чем те, которые указаны в настоящем Руководстве.
1.1.4. Руководство распространяется на вертикальные цилиндрические стальные резервуары номинальным объемом от 100 до 120000 м для нефти и нефтепродуктов со стационарными или плавающими крышами.
Проектирование, изготовление и монтаж резервуаров объемом более 120000 м рекомендуется выполнять по индивидуальным техническим условиям специализированными организациями с учетом рекомендаций настоящего Руководства.
Положения настоящего Руководства распространяются на резервуары при следующих условиях эксплуатации:
расположение резервуаров - наземное;
плотность хранимых продуктов - не более 1,1 т/м;
максимальная температура корпуса резервуара - не более 100 °С (для резервуаров с температурой хранения более 100 °С следует учитывать изменения физико-механических характеристик применяемых сталей);
минимальная температура корпуса резервуара - не менее -60 °С;
внутреннее избыточное давление - не более 2,0 кПа;
относительное разрежение в газовом пространстве - не более 0,25 кПа;
сейсмичность района строительства - не более 9 баллов включительно по шкале MSK-64 "Шкала сейсмической интенсивности MSK-64".
1.1.5. Рекомендации настоящего Руководства не распространяются на:
изотермические резервуары для хранения сжиженных газов, баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары для хранения агрессивных химических продуктов;
выполнение работ по технологическому проектированию; проектированию электроснабжения, противопожарного оборудования, систем контроля и автоматики и прочего оборудования, эксплуатации и обслуживания вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
разработку ППР по ремонту.
Термины и определения, список сокращений, используемые в Руководстве, приведены в приложениях N 1, 2 к настоящему Руководству.
1.2. Классификация и типы резервуаров
1.2.1. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары для нефти и нефтепродуктов относятся к повышенному уровню ответственности сооружений в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" и ГОСТ Р 54257-2010 "Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования", утвержденным приказом Росстандарта от 23 декабря 2010 г. N 1059-ст.
1.2.2. В зависимости от номинального объема резервуары рекомендуется подразделять на четыре класса опасности:
класс I - резервуары номинальным объемом более 50000 м;
класс II - резервуары номинальным объемом от 20000 до 50000 м включительно, а также резервуары номинальным объемом от 10000 до 50000 м включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
класс III - резервуары номинальным объемом от 1000 и менее 20000 м;
класс IV - резервуары номинальным объемом менее 1000 м.
1.2.3. Класс опасности устанавливается заказчиком в задании на проектирование.
1.2.4. При проектировании класс опасности рекомендуется учитывать при:
назначении специальных требований в рабочей документации к материалам и объемам контроля;
выборе коэффициента надежности по назначению;
выборе методов расчета.
1.2.5. Общий срок службы резервуаров рекомендуется обеспечивать выбором материала, учетом температурных, силовых и коррозионных воздействий, нормированием дефектов сварных соединений, оптимальных конструктивных решений металлоконструкций, оснований и фундаментов, допусками на изготовление и монтаж конструкций, способов защиты от коррозии и назначением регламента обслуживания.
1.2.6. По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары рекомендуется подразделять на следующие типы:
1.2.7 Выбор типа резервуара рекомендуется осуществлять в зависимости от классификации хранимой нефти или нефтепродукта по температуре вспышки и давлению насыщенных паров при температуре хранения:
а) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров свыше 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) до 93,3 кПа (700 мм рт.ст.) (нефть, бензины, нефтяные растворители) применяются: РВСПК; РВСП;
б) РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами либо устройством ГО и установкой УЛФ;
в) для ЛВЖ при давлении насыщенных паров менее 26,6 кПа (200 мм рт.ст.), а также для ГЖ с температурой вспышки выше 61 °С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, авиационный керосин, реактивное топливо, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются РВС без ГО;
г) для аварийного сброса нефти или нефтепродукта применяются РВС, оборудованные дыхательными и предохранительными клапанами.
1.2.8. По методам изготовления и монтажа листовых конструкций (стенки, днища, настила стационарных крыш, мембраны понтонов и плавающих крыш) резервуары рекомендуется подразделять на:
а) резервуары рулонной сборки, листовые конструкции которых изготавливаются и монтируются в виде рулонируемых полотнищ;
б) резервуары полистовой сборки, изготовление и монтаж всех листовых конструкций которых ведется из отдельных листов;
в) резервуары комбинированной сборки, часть листовых конструкций которых изготавливается и монтируется из отдельных листов, а часть - в виде рулонируемых полотнищ.
1.2.9. Стенки резервуаров всех типов объемом 10000 м и более не рекомендуется изготавливать и монтировать в виде рулонируемых полотнищ.
II. МАТЕРИАЛЫ
2.1. Общие рекомендации к материалам
2.1.1. При подборе сталей для использования в конструкциях резервуаров рекомендуется пользоваться СП 16.13330.2011 "Свод правил "СНиП II-23-81* Стальные конструкции", утвержденным приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 79, действующими стандартами и техническими условиями, а также положениями настоящего Руководства.
Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: приказом Минрегиона РФ от 27 декабря 2010 г. N 791, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.
2.1.2. Все элементы конструкций по требованиям к материалам разделяются на группы А, Б и В, а группа Б - на подгруппы Б и Б, а именно:
а) А и Б - основные конструкции:
1) А - стенка, привариваемая к стенке листы окрайки днища, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, привариваемые к стенке усиливающие накладки, опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины на стенке для крепления конструктивных элементов;
2) Б - каркас крыши (включая фасонки), самонесущие бескаркасные крыши;
3) Б - центральная часть днища, анкерные крепления, настил крыш, плавающие крыши и понтоны, обечайки люков и патрубков на крыше, крышки люков;
б) В - вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, переходы, ограждения и др.
2.1.3. Для металлоконструкций резервуара рекомендуется применять сталь, выплавленную электропечным, кислородно-конвертерным или мартеновским способом. В зависимости от требуемых показателей качества и толщины проката сталь поставляется в состоянии после горячей прокатки, термической обработки (нормализации или закалки с отпуском) или после контролируемой прокатки.
2.1.4. Для основных конструкций группы А рекомендуется применять только спокойную (полностью раскисленную) сталь.
Для основных конструкций группы Б рекомендуется применять спокойную или полуспокойную сталь.
Для вспомогательных конструкций группы В наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235.
2.2. Химический состав и свариваемость
2.2.1. При сварке плавлением качество сварочных материалов и технологию сварки рекомендуется подбирать так, чтобы они обеспечивали прочность и вязкость металла сварного соединения не ниже исходного основного металла.
2.2.2. Углеродный эквивалент стали с пределом текучести 390 МПа и ниже для основных конструкций рекомендуется не более 0,43%. Эквивалент углерода , %, определяют по формуле
где , , , , , , , , - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома, молибдена, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа (ковшовой пробы), приведенные в сертификатах на прокат.
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»
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.
Читайте также: