Об утверждении Правил технической эксплуатации стальных резервуаров

Приказ № 65 от 21.02.2013 САЗ 13-18

1. Утвердить Правила технической эксплуатации стальных резервуаров, согласно Приложению к … 1
2. Признать утратившим силу Приказ Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального … 1
3. Настоящий Приказ вступает в силу со дня, следующего за … 2
Раздел 1. Общие положения 2
1. Настоящие Правила технической эксплуатации стальных резервуаров (далее - Правила) … 2
2. Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования … 2
3. Руководство организаций должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими … 3
4. Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по … 3
5. Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации … 3
Раздел 2. Общие технические требования к резервуарам 3
Глава 1. Классификация резервуаров, технические требования к ним 3
6. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт. … 3
7. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота. 3
8. К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, … 3
9. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных … 4
10. Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит … 4
11. На резервуар составляется градуировочная таблица. Градуировка резервуаров производится организациями, … 4
12. Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения … 4
13. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и … 4
14. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых … 5
15. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются … 5
16. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ … 5
17. Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ … 6
18. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «огнеопасно» (на … 6
19. Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения … 7
20. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в … 7
21. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие … 7
22. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены … 7
23. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках … 7
24. В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз … 7
25. При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить … 7
26. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, … 8
Глава 2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой 8
27. Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться … 8
28. Резервуары с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего резервуара), … 8
29. Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с … 8
30. Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80 … 8
31. Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного … 8
32. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется … 8
33. При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных … 8
34. Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два … 9
35. По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания … 9
36. Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов … 9
37. На организациях-изготовителях согласно техническим требованиям резервуары подвергаются контролю качества … 9
38. Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - … 9
39. Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности межстенного пространства. 10
40. Периодический контроль герметичности межстенного пространства двухстенных горизонтальных резервуаров может … 10
41. Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров достигается: 10
42. Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не … 10
43. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки … 10
44. Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по … 10
Глава 3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров 11
45. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным … 11
46. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами. 11
47. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с … 11
48. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения … 12
49. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта … 12
50. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении … 12
51. Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его … 12
52. Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в … 12
53. Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческою учета, … 12
54. Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и … 12
55. Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии … 13
56. Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти … 13
57. Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние работающих … 13
58. Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в … 13
59. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и … 13
60. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов … 13
61. Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений, … 14
62. При нарушениях в работе средств автоматики, телемеханики или контрольно-измерительных … 14
Глава 4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования 14
63. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должно проводиться на … 14
64. Осадка основания каждого резервуара систематически контролируется. Первые четыре года … 15
65. В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо … 16
66. При осмотре резервуарного оборудования необходимо: 16
67. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период … 17
Глава 5. Требования к территории резервуарных парков 17
68. Резервуарные парки должны соответствовать нормам проектирования промышленных организаций. 17
69. На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта … 17
70. Технологические карты резервуарных парков утверждает и переутверждает каждые 2 … 18
71. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных … 18
72. При наличии в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов … 18
73. При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары … 18
74. В пределах одной группы наземных резервуаров согласно действующих нормативно-технических … 18
75. Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть … 19
76. Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, … 19
77. Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке, … 19
78. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при … 19
79. Сточные воды, образующиеся при периодической зачистке резервуаров в процессе … 19
80. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного … 19
81. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь … 19
82. В каждом резервуарном парке должен быть выделен резервуар или … 20
83. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях … 20
84. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне … 20
Раздел 3. Требования к проведению операций по приему, хранению и … 20
85. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него … 20
86. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной … 21
87. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение … 21
88. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по письменному указанию (телефонограмме) … 21
89. Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным … 21
90. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения … 21
91. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по … 21
92. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть, … 21
93. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи … 21
94. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с … 22
95. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая … 22
96. Эксплуатация понтона без затвора не допускается. 22
97. Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном, если в … 22
98. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, … 22
Раздел 4. Периодическая зачистка резервуаров 22
99. Резервуары должны периодически зачищаться согласно требованиям ГОСТ 1510-84, введенный … 22
100. Зачистку резервуаров проводят специализированные организации, аккредитованные в установленном порядке. … 22
101. Подготовка резервуара к зачистке включает организационно-технические мероприятия, прокладку вспомогательных … 23
102. С учетом особенностей эксплуатации резервуаров и других факторов следует … 23
103. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск установленной формы (выполнение … 23
104. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному … 23
105. Контроль за организацией и безопасностью работ по зачистке осуществляется … 23
106. Резервуар, подлежащий зачистке, освобождается от остатка нефтепродукта по зачистному … 23
107. Переносное оборудование, применяемое при зачистке резервуаров, должно быть взрывозащищенного … 23
108. При опорожнении резервуара и откачке остатка нефтепродукта («мертвого» остатка) … 23
109. Откачка «мертвого» остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов (с температурой вспышки до … 24
110. После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединяют от всех трубопроводов … 24
111. На период подготовки и проведения в резервуаре зачистных работ … 24
112. При зачистке резервуаров от сернистых нефтепродуктов необходимо соблюдать меры … 24
113. При зачистке резервуаров из-под этилированного бензина необходимо контролировать содержание … 24
114. Обезвреживание от ТЭС производится водным 0,1 %-ным раствором перманганата … 24
115. Во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара напылением раствора … 24
116. В процессе мойки должен быть обеспечен отстой моющей жидкости … 24
117. Механизированную мойку резервуаров выполняют с помощью моечных машинок и … 24
118. Мойка резервуаров свободными струями растворяюще-эмульгирующих средств, растворителями (дизельное топливо, … 25
119. Перед началом работы в резервуаре необходимо определить содержание кислорода … 25
120. Для вентилирования должны использоваться вентиляторы в пожаровзрывобезопасном исполнении. 25
121. До начала и в процессе дегазации проводят контроль концентрации … 26
122. В зависимости от назначения зачистки резервуара качество дегазации необходимо … 26
123. Работы, связанные с пребыванием рабочих внутри резервуара, рекомендуется выполнять … 26
124. Наземные резервуары типа РВС остаются под наблюдением в течение … 26
Раздел 5. Защита резервуаров от коррозии 27
125. Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов выполняют в … 27
Глава 1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных … 27
126. Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами … 27
127. При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия … 27
128. Антикоррозионную защиту резервуаров рекомендуется начинать с крыши. Затем покрываются … 27
129. В проекте нанесения покрытия на резервуары должны быть указаны: 27
130. Контроль состояния покрытия производится визуально после очистки резервуара от … 28
Глава 2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных … 28
131. Технология получения комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий состоит из трех самостоятельных … 28
132. Подготовка металлоконструкций резервуара (удаление парафинов, ржавчины, шлаков и других … 28
133. Перед нанесением металлизированного слоя поверхность резервуара обеспыливается. 28
134. Толщина покрытия должна быть 160...200 мкм в соответствии с … 28
135. В качестве лакокрасочного материала применяются эмали на основе эпоксидных … 29
136. Лакокрасочное покрытие состоит из 2-х слоев: 29
Глава 3. Протекторная защита резервуаров от коррозии 29
137. Проектирование протекторной защиты следует проводить с учетом общей минерализации, … 29
138. При монтаже протекторной защиты выполняются следующие работы: 29
139. Подготовку протекторов выполняют в специальном помещении с принудительной вентиляцией … 29
140. Протекторы размещают на днище и стенках резервуара так, чтобы … 30
141. Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и … 30
142. Контакт протектора с днищем резервуара осуществляют путем приварки к … 30
143. Техническое обслуживание протекторной защиты заключается в контроле эффективности протекторной … 30
Глава 4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров 30
144. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна … 30
145. Для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность … 31
146. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать … 31
147. Основной и дополнительной защитой от почвенной коррозии является соответствующая … 31
Раздел 6. Требования безопасности при эксплуатации резервуаров 31
Глава 1. Промышленная безопасность 31
148. Требования промышленной безопасности должны соблюдаться согласно Закону «О промышленной … 31
149. Нефтебазы входят в состав опасных производственных объектов и подлежат … 31
150. Руководство резервуарного парка в процессе его эксплуатации обязано: 31
151. Работники при обслуживании резервуарного парка обязаны: 32
152. В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и … 32
153. Мероприятия должны включать в себя проведение тренировочных занятий с … 32
154. Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале. 33
155. Администрация организации обязана организовывать и осуществлять производственный контроль соблюдения … 33
156. По каждому факту возникновения аварии в резервуарном парке проводится … 33
157. Работники обязаны представлять комиссии по техническому расследованию причин аварии … 33
158. Работники, нарушающие требования норм и правил промышленной (технической, пожарной, … 33
159. Выдача руководителями указаний или распоряжений, вынуждающих подчиненных работников нарушать … 33
160. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную … 33
161. В пониженных участках газопроводов монтируются дренажные устройства, состоящие из … 33
162. Для эффективной работы газоуравнительной системы в процессе эксплуатации резервуара … 33
163. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать … 34
164. Допускается проведение измерений уровня и отбор проб вручную при … 34
165. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до … 34
166. Перед отбором проб нефтепродукта пробоотборник должен быть заземлен. 34
167. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с … 34
168. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. 34
169. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно собрать и … 34
170. Оставлять на крыше ветошь, паклю, различные предметы запрещается. 34
171. Эксплуатация, надзор, ревизия и ремонт технологических трубопроводов должны производиться … 34
172. Надзор за правильной эксплуатацией технологических трубопроводов ежедневно осуществляет лицо, … 34
173. За арматурой технологических трубопроводов, как наиболее ответственных элементов коммуникаций, … 34
174. Применяемая трубопроводная арматура (в том числе приобретенная по импорту) … 34
175. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента … 35
176. Эксплуатация резервуаров и технологических трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, … 35
177. За герметичностью резервуаров и их оборудования должен быть установлен … 35
178. Траншеи, прорытые при прокладке или ремонте трубопроводов внутри обвалования … 35
179. Запрещается уменьшать высоту обвалования или ограждающей стены, установленную проектом. 35
180. Люки, служащие для измерения уровня и отбора проб нефтепродукта … 35
181. Ручной отбор проб нефтепродуктов и измерение уровня с помощью … 35
182. По периметру и внутри резервуарных парков должны быть вывешены … 35
183. При попадании нефтепродукта в каре обвалования должны быть приняты … 35
184. Проведение огневых работ на территории резервуарного парка допускается в … 35
185. Во избежание перекоса и потопления понтонов в процессе эксплуатации … 35
186. Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек можно применять только … 35
187. Запрещается использовать в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки нефтепродуктов … 36
188. Отбирать пробы легковоспламеняющихся жидкостей и горючих жидкостей из резервуаров … 36
189. Запрещается во время грозы проводить работы по зачистке и … 36
190. Все работники организаций должны допускаться к работе только после … 36
Глава 2. Требования охраны труда 36
191. При эксплуатации резервуаров общие нормы и требования безопасности, связанные … 36
192. Общее руководство работой по охране труда возлагается на руководителя … 37
193. Для обеспечения соблюдения требований охраны труда, осуществления контроля за … 37
194. При организации работ по охране труда следует учитывать специфику … 37
195. Руководитель организации обязан организовывать проведение предварительных (при поступлении на … 37
196. Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и проверки … 37
198. Работники должны быть обеспечены инструкциями по охране труда, утвержденными … 37
199. Работник обязан: 37
200. Работники цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным … 38
201. На каждом производственном участке должна находиться аптечка с необходимым … 38
202. Запрещается въезд на территорию резервуарных парков в период выполнения … 38
203. Ямы и траншеи, вырытые для проведения ремонтных работ внутри … 38
204. За исправностью резервуарной лестницы, перил, ограждений и переходных площадок … 38
205. Измерять уровень и отбирать пробы нефтепродуктов необходимо исправными приборами. 38
206. При открывании измерительного люка для измерения уровня или отбора … 38
207. Люк должен иметь герметичную крышку с педалью для открывания … 39
208. При ручном отборе проб нефтепродуктов пробоотборником следует использовать гибкие, … 39
209. В резервуарах с газоуравнительной системой измерять уровни и отбирать … 39
210. При необходимости отбора проб или измерения уровня нефтепродукта в … 39
211. Переносить пробы нефтепродуктов от места отбора в лабораторию следует … 39
212. К работам по осмотру и зачистке резервуаров допускают лиц … 39
213. Рабочие, постоянно занятые работой внутри резервуара, должны периодически, но … 39
214. Заместитель руководителя (главный инженер) нефтебазы обязан лично проверить выполнение … 39
215. Все строительные и монтажные работы на территории эксплуатируемых резервуарных … 40
216. Ремонтные работы в резервуарных парках проводятся под руководством ответственного … 40
217. Ответственность работников позволяет: 40
218. Работники, виновные в нарушении законодательства, требований промышленной безопасности и … 40
219. В зависимости от характера и степени нарушений работники могут … 40
Глава 3. Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества 40
220. Комплекс мероприятий по молниезащите резервуаров с нефтепродуктами и конструкции … 40
221. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен быть … 40
222. Для защиты резервуаров от вторичных проявлений молний корпус (стенка) … 40
223. Защита от заноса высокого потенциала по трубопроводам выполняется путем … 41
224. При устройстве в процессе эксплуатации нового молниеотвода необходимо сначала … 41
225. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на … 41
226. При эксплуатации устройств мюлниезащиты должно осуществляться систематическое наблюдение за … 41
227. Ежегодно перед наступлением грозового сезона необходимо осмотреть состояние наземных … 41
228. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих … 41
229. Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должна … 41
230. Для защиты от статического электричества все металлические и электропроводные … 41
231. Для защиты от статического электричества необходимо заземлять металлическое оборудование, … 42
232. Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродуктов … 42
233. Требования по отводу зарядов статического электричества понтона из ППУ … 42
234. Запрещается отсоединять и присоединять проводники заземления во время наливных … 42
235. Осмотр и текущий ремонт защитных устройств необходимо проводить одновременно … 42
236. Работники, проводящие ревизию молниезащитных устройств, должны составлять акт осмотра … 42
237. Ответственность за периодическую проверку заземляющих устройств, ведение паспортов на … 42
238. Проверку электрической связи понтона с землей проводят не реже … 42
239. При расчетах выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров … 42
240. Для снижения загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия … 43
241. Для сокращения потерь нефтепродуктов и предотвращения загрязнения почвы при … 43
242. Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования, фланцевых … 43
243. Во избежание потерь нефтепродуктов от переливов следует применять предохранительные … 43
244. Нефтешламы, образующиеся при зачистке резервуаров, трубопроводов и при ликвидации … 43
Раздел 7. Документация на эксплуатацию резервуаров 44
245. Для каждого резервуара, находящегося в эксплуатации, должны быть следующие … 44
246. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, … 44
247. Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой … 44
Раздел 8. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов. … 44
Глава 1. Общие требования 44
248. Контроль технического состояния резервуаров (обследование) проводится на основании действующих … 44
249. При нормальной эксплуатации резервуарного парка, рекомендуется следующая периодичность обследования … 45
250. Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы: 45
251. Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем. … 45
252. Обследование проводится специализированными организациями, аккредитованными на данный вид работ … 45
253. Полное обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров производится после вывода … 45
254. В случае необходимости проводится диагностика днища без опорожнения резервуара, … 45
255. Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное … 45
256. Необходимость диагностирования конкретного резервуара определяется специалистами и должностными лицами … 45
257. Диагностика резервуаров и определение остаточного ресурса должны выполняться специализированными … 45
258. Частичное обследование резервуара включает: 45
259. Полное обследование резервуара включает: 46
260. При визуальном осмотре подлежат проверке: 46
261. При измерениях геометрической формы резервуара определяют отклонения стенки от … 47
262. При обследовании основания необходимо обратить внимание на плотность прилегания … 47
263. Результаты контроля закосят в журнал обследования с отметкой дефектов … 47
264. По результатам контроля составляют техническое заключение о состоянии резервуара … 47
265. Для определения вертикальности стенки измеряют величину отклонений от вертикали … 47
266. Обследование резервуаров с помощью специальных приборов физического контроля следует … 47
267. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на: 47
Глава 2. Обследование металлоконструкций резервуара 47
268. При осмотре резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным … 47
269. При появлении трещин в швах или основном металле уторного … 48
270. Сварные соединения освобожденных из-под нефтепродукта участков понтона необходимо проверить … 48
271. В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из … 48
272. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания … 48
273. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатков … 48
274. Согласно ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов», … 48
275. Металлографические исследования проводят на образцах из контрольных пластин, предназначенных … 48
276. Химический анализ металла для резервуаров находящихся долгое время в … 49
277. Метод инфракрасной спектроскопии предназначен для выявления и измерения концентраторов … 49
Глава 3. Обследование сварных соединений 49
278. Контроль качества сварных соединений и основного металла осуществляется как … 49
279. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия проводятся в соответствии … 49
280. При контроле, связанном с разрушением, проводятся механические испытания, металлографические … 50
281. Объем контроля сварных соединений физическими методами в зависимости от … 50
282. Ультразвуковая дефектоскопия для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых … 51
283. В случае если данные, полученные в результате физического контроля, … 51
284. Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия проводится для выявления поверхностных дефектов … 52
285. Этому контролю подлежат: 52
286. Механические испытания проводят в тех случаях, когда отсутствуют сведения … 52
287. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводят в соответствии с … 52
288. Ультразвуковую дефектоскопию применяют для выявления внутренних и поверхностных дефектов … 52
289. Ультразвуковую дефектоскопию используют для контроля сваренных встык и внахлестку … 52
290. Ультразвуковой контроль (Приложение № 9 к настоящим Правилам) проводят … 52
291. Ультразвуковая дефектоскопия производится только при положительной температуре окружающей среды … 52
292. Акустико-эмиссионный (далее АЭ) метод контроля сварных соединений предусматривает проведение … 52
293. АЭ обследование резервуара включает в себя контроль днища резервуара, … 53
294. Наружное обследование резервуаров (без вывода из эксплуатации) проводится не … 53
295. Первоочередному обследованию подвергаются резервуары: 53
296. Проведение акустико-эмиссионного обследования резервуаров позволит организациям-владельцам резервуарных парков своевременно … 53
Глава 4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши 53
297. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками … 53
298. При осмотре понтона через световой люк (не реже одного … 53
299. Передвижение по понтону из ППУ для его осмотра или … 54
300. При наличии в отсеках или центральной части понтона нефтепродукта … 54
301. Техническое обслуживание и ремонт понтонов из полимерных материалов выполняют … 54
302. Не реже одного раза в квартал рекомендуется проверять эффективность … 54
303. При осмотре понтона обращают внимание на: 54
304. На внутренней поверхности стенки резервуара по ходу понтона (плавающей … 55
Глава 5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара 55
305. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на: 55
306. При наличии неравномерной осадки основания, превышающей допускаемые для данного … 55
307. Свайные основания, получившие осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой … 55
100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара. 55
Глава 6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров 55
308. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров, т.е. установление их негерметичности, … 55
309. Диагностирование днища осуществляется косвенно, установлением наличия нефтепродукта в грунте … 55
310. Работы проводятся специализированными организациями или работниками организаций, прошедшими обучение, … 55
Раздел 9. Охрана труда при обследовании и комплексной дефектоскопии резервуаров 56
311. Работники, занятые на обследовании и дефектоскопии резервуаров должны знать … 56
312. К работе по дефектоскопии допускаются лица не моложе 18 … 56
313. Вновь принятые на работу проходят вводный инструктаж и инструктаж … 56
314. Повседневный контроль выполнения мероприятий по охране труда выполняет руководитель … 56
315. Применение гамма-источников или рентгеновских аппаратов, работы с электрооборудованием, работы … 56
316. В местах проведения работ устанавливаются размеры и маркируется знаками … 56
317. При работе с электроприборами, электрооборудованием наиболее опасным видом травм … 56
318. Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.1 … 57
319. К работам на высоте относятся работы, при выполнении которых … 57
320. Работа на высоте производится с лестницы или стремянки, установленных … 57
Раздел 10. Оформление технического заключения по результатам обследования 57
Глава 1. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии 57
321. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое … 57
322. Заключение и выводы должны быть четкими и конкретными, не … 58
323. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы … 58
324. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит … 58
325. Оценку технического состояния резервуаров проводят только при наличии следующих … 58
326. Предельно допустимую минимальную толщину отдельных листов стенки резервуаров, находящихся … 59
1. Вычисления производились из расчета плотности нефтепродукта 0,008 кН/м3. 60
2. Толщина верхних поясов принята из условия обеспечения их устойчивости. 60
327. Предельно допустимый износ листов кровли и днища по измерениям … 60
328. Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, … 60
329. Предельно допустимый износ листов понтона (плавающей крыши) по измерениям … 60
330. В случае производственной необходимости, если толщина листов стенки ниже … 60
331. Для сооружения новых резервуаров применяется листовая сталь, которая должна … 60
332. В процессе эксплуатации изменение геометрической формы резервуара чаще всего … 60
1. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 … 61
2. Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых резервуаров … 61
333. Указанным в 6 отклонениям должны удовлетворять данные 75 % … 61
334. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные … 61
335. Допустимые местные отклонения (выпучины, вмятины) стенки от прямой, соединяющей … 61
336. Высота хлопунов при диаметре днища до 12 м не … 62
337. Отклонения от горизонтали наружного контура днища не должны превышать … 62
338. Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов … 63
339. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, … 63
340. Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие … 63
341. В случае получения недопустимых отклонений от установленных строительными нормами, … 63
342. Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны … 63
343. Основанием для полной отбраковки резервуаров является неудовлетворительное качество металла … 63
344. Списание находящихся в эксплуатации резервуаров производится в порядке, установленном … 63
Раздел 11. Правила проведения ремонтных работ 63
Глава 1. Общие положения 63
345. Требования Правил распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных … 63
346. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие … 64
347. Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых: 65
348. Техническое обслуживание: 65
349. Текущий ремонт: 66
350. Капитальный ремонт: 66
351. Ремонты проводят по графикам. Периодичность ремонтов не должна превышать … 67
352. Периодичность каждого вида ремонта устанавливается в зависимости от скорости … 67
353. Работы по ремонту резервуаров следует проводить специализированными организациями в … 67
354. Работники, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по их … 67
Глава 2. Подготовительные работы 67
355. Подготовку резервуара к ремонтным работам начинают с его пропарки, … 67
356. Необходимым условием выполнения ремонтных огневых работ на резервуарах является … 67
357. Руководитель организации, исходя из существующей структуры управления, должен утвердить … 67
358. Работы по подготовке к ремонту резервуара с ведением огневых … 67
359. Подготовительные работы включают также подготовку территории резервуарных парков и … 67
360. На территории резервуарного парка, освобожденного от постороннего оборудования и … 67
361. Все применяемые машины, оборудование, инструмент и приспособления должны быть … 68
362. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных смол, … 68
363. Ответственный за проведение подготовительных работ обязан: 68
364. Перед началом работ по зачистке и ремонту работники проходят … 69
365. Работники, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой … 69
366. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными … 69
367. Наблюдающий обеспечивается такими же защитными средствами и спецодеждой, что … 69
368. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его … 69
369. По окончании подготовительных работ составляется акт о готовности проведения … 69
Глава 3. Ремонт металлоконструкций 69
370. Текущий и капитальный ремонты резервуаров следует производить по календарному … 70
371. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, … 70
372. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от … 70
373. Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, … 70
374. Дефектные участки сварных соединений удаляют: 70
375. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется … 70
376. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных … 71
Глава 4. Ремонт основания и фундамента 71
377. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы: 71
378. При ремонте основания для подбивки, исправления песчаной подушки и … 72
379. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность … 72
380. В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие … 72
381. При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха … 72
382. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем … 72
383. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые, ремонт осуществляют … 72
384. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят … 72
Глава 5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ 73
385. Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна соответствовать действующим стандартам … 73
386. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров … 73
387. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться … 73
388. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки … 74
389. Расстояние между непараллельными сварными швами элементов вставок и накладок … 74
390. При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством … 74
391. Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах … 74
392. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, … 74
393. Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. … 74
394. При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой … 74
395. При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних … 74
396. Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и … 74
397. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют … 75
398. Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже … 75
399. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, … 75
400. Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся в … 76
401. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные … 76
402. При выполнении сварочных работ при ремонте и исправлении дефектных … 76
403. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять … 76
404. Многослойную сварку стыков на низколегированной стали (при толщине более … 77
405. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может … 77
406. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в … 78
407. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на … 78
Глава 6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ 78
408. Исправление дефектных мест с использованием эпоксидных составов не обеспечивает … 78
409. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной … 78
410. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется при дегазированном … 78
411. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, … 78
412. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее … 78
413. Для ремонта резервуаров рекомендуется применить эпоксидные композиции (клей) холодного … 78
414. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и … 79
415. Перед началом работ по ремонту резервуаров с применением эпоксидных … 80
416. Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не … 80
417. Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место … 80
418. Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с … 80
419. Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняют с … 80
420. Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки … 80
421. Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным … 80
422. Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться … 80
423. Качество ремонтных работ с применением эпоксидных составов обеспечивается постоянным … 80
424. Клеевое покрытие «Спрут» наносится на защищенную внутреннюю или внешнюю … 81
425. Соотношение компонентов и последовательность их введения при приготовлении клея … 81
426. Соотношение компонентов при приготовлении ряда других клеевых композиций типа … 82
427. Составы и назначение клеевых покрытий и шпатлевок на основе … 82
428. На компоненты, используемые для применения клея типа «Спрут» должны … 83
429. Одним из методов ремонта резервуаров без применения сварочных работ … 83
430. Для приготовления клеевого состава для холодной сварки используют два … 83
431. На предварительно очищенную и обезжиренную поверхность смесь наносится шпателем … 83
432. Качество работ обеспечивается соблюдением технологических требований и контролем за … 83
433. Ремонтные работы, выполненные материалами «Диамант», контролируются методом цветной дефектоскопии. 83
Глава 7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой 83
434. Работы по ремонту резервуаров выполняются в соответствии с рекомендациями … 84
435. Перед проведением ремонтных работ жидкость (этиленгликоль) или инертный газ … 84
436. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки … 84
437. Диагностирование резервуаров должно носить комплексный характер для выявления всех … 84
438. Подготовительные работы перед проведением ремонта, а также ремонт резервуаров … 84
439. В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, … 84
440. На прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные … 84
441. После завершения работ по антикоррозионной защите поверхностей оформляется акт … 84
Глава 8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров 84
442. Усиление эксплуатирующихся резервуаров проводится бандажированием с целью восстановления несущей … 85
443. Бандажные усиления для укрепления стенки и повышения ее несущей … 85
444. Бандажные усиления представляют собой разъемные стальные кольца, состоящие из … 85
445. Монтажные работы по установке бандажных усилений следует совмещать с … 85
446. Решение на усиление резервуара или группы резервуаров бандажами принимается … 85
447. На каждый резервуар, намеченный к проведению работ по усилению, … 85
448. Резервуар после завершения комплекса ремонтных работ и монтажа бандажных … 85
Глава 9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции 85
449. Подготовка к ремонтным работам в резервуаре с ППУ - … 85
450. Поверхность понтона промывается с помощью моющего раствора типа МЛ … 86
451. Для ремонта только ППУ-понтона концентрация углеводородов снижается до санитарных … 86
452. Отбор проб паровоздушной смеси производится из следующих точек под … 86
453. Концентрация паров вредных веществ не должна превышать допустимых значений … 86
454. При ремонтных работах в предварительно зачищенном и дегазированном резервуаре … 86
455. Надрезы и неплотно прилегающие к стенке и другим элементам … 86
456. При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные … 86
457. Проведение сварочных работ и других огневых работ с открытым … 87
458. Перед производством огневых работ на резервуаре с ППУ-понтоном должно … 87
459. При загорании теплоизоляции или понтона из ППУ нахождение работников … 87
460. При ремонте понтона освещение обеспечивается светильниками во взрывобезопасном исполнении. 87
461. При удалении и исправлении дефектных мест кровли, корпуса резервуара, … 87
462. Работы по ремонту понтонов из ППУ производятся в защитной … 87
463. К ремонту понтонов из ППУ допускаются лица, прошедшие предварительную … 87
Глава 10. Оборудование, механизмы и материалы для ремонта резервуаров 87
464. При проведении ремонта может быть применено следующее оборудование, приспособления … 87
465. Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент, выпускаемые … 88
466. Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим … 88
467. Работы по подъему, перемещению, транспортированию грузов должны выполняться в … 88
468. Оборудование для резки, сварки, электрооборудование должно быть работоспособным, находиться … 88
469. Измерительный инструмент и приборы, используемые для определения линейных, массовых, … 88
470. Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окрайка днища, … 89
471. Для ремонта стенки и днища горизонтальных сварных резервуаров следует … 89
472. При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные … 89
473. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных составов … 89
Глава 11. Контроль качества ремонтных работ, испытания и ввод резервуаров … 89
474. При ремонте резервуаров применяются следующие виды контроля качества сварных … 89
475. Визуальному контролю должны подвергаться 100 % ремонтируемых сварных соединений. 90
476. К недопустимым внешним дефектам сварных резервуаров относятся трещины любых … 90
477. Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуаров … 90
478. Контроль выполненных работ осуществляют: 90
479. Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных … 90
480. В старых клепаных резервуарах подвергаются проверке заклепочные соединения в … 90
481. Контроль сварных соединений посредством визуального осмотра необходимо проводить на … 90
482. Визуальный осмотр, измерения геометрических размеров швов проводятся шаблонами в … 91
483. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с … 91
484. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны … 91
485. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а … 91
486. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны … 91
487. Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются … 91
488. Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом … 91
489. Испытание на герметичность сварных соединений днища резервуаров производится вакуум-методом. 92
490. Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ, центральной части понтона … 92
491. Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и … 92
492. Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка … 92
493. Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных … 92
494. Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окрайка днища и вертикальных … 92
495. Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят … 93
496. В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов … 93
497. После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для … 93
498. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и … 93
499. Качество ремонта понтона (плавающей крыши) и уплотняющего затвора проверяют … 93
500. После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов … 93
Глава 12. Охрана труда и требования к огневым работам при … 93
501. Меры безопасности при огневых работах определяются исходя из конкретных … 94
502. К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением … 94
503. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении огневых … 94
504. К производству огневых работ допускаются работники, выдержавшие испытания по … 94
505. Огневые работы следует производить в светлое время суток (за … 94
506. Выполнение огневых работ проводится только после оформления наряда-допуска на … 94
507. Для организации подготовки и проведения огневых работ назначаются работники … 94
508. Огневые работы можно производить только после выполнения всех подготовительных … 94
509. При проведении огневых работ рабочие должны быть обеспечены спецодеждой … 94
510. При проведении огневых работ на рабочем месте должны быть … 94
511. Огневые работы производятся только в присутствии ответственного за выполнение … 94
512. При проведении огневых работ в резервуаре все люки (лазы) … 94
513. Все роботы в резервуаре должны контролироваться снаружи работниками (не … 94
514. При проведении огневых работ баллоны со сжатым, сжиженным и … 94
515. Огневые работы должны проводиться исправным инструментом и заземленным сварочным … 94
516. Во время проведения огневых работ в резервуаре любые другие … 95
517. Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении несоблюдения … 95
518. Ответственный за проведение огневых работ, при возникновении опасной ситуации, … 95
519. По окончании огневых работ место их должно быть тщательно … 95
1. Технический проект на конструкции резервуара (проект КМ); 97
2. Рабочие (деталировочные) чертежи конструкций резервуара; 97
3. Сертификат качества на конструкции резервуара; 97
4. Акт на приемку основания и фундаментов; 97
5. Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара; 97
6. Акт гидравлического испытания резервуара; 97
7. Акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум; 97
8. Акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара; 97
9. Акт выполнения теплоизоляции резервуара; 97
10. Акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования. 97
1. Журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара является внутренним … 98
2. Журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. … 98
3. В журнале отражаются результаты осмотра и устраняемые неисправности оборудования … 98
1. Выдан (кому)______________________________________________________________ 98
2. На выполнение работ_______________________________________________________ 99
3. Место проведения работ_____________________________________________________ 99
4. Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие) _______________ 99
5. Планируемое время проведения работ:_________________________________________ 99
6. Меры по обеспечению безопасности___________________________________________ 99
7. Требуемые приложения_____________________________________________________ 100
8. Особые условия____________________________________________________________ 100
9. Наряд выдал_______________________________________________________________ 100
10. СОГЛАСОВАНО:_________________________________________________________ 100
11. Объект к проведению работ подготовлен: 100
12. К выполнению работ допускаю______________________________________________ 100
13. Отметка о ежедневном допуске к работе, окончании этапа работы: 100
14. Наряд-допуск продлен до___________________________________________________ 101
15. Продление наряда-допуска согласовано (в соответствии с п.10)___________________ 101
16. К выполнению работ на период продления допускаю____________________________ 101
17. Изменения состава бригады исполнителей:_________________________ 101
18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в … 101
1. Знак «+» означает, что вещества опасны также при попадании … 103
2. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного … 103
1. Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином … 104
2. Для проверки герметичности двухсторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится … 104
3. При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения … 104
1. Диагностирование методом инфракрасной спектроскопии проводят в климатических условиях, обеспечивающих … 104
2. Температура окружающей среды должна соответствовать температурному диапазону тепловизионного приемника. … 105
3. В зависимости от глубины поиска дефекты, выявляемые тепловизионным способом, … 105
4. Тепловизионную камеру устанавливают на расстоянии, соответствующем заданной глубине поиска … 105
5. Резервуар нагружают тестовой нагрузкой. Изменение температурного поля стенки резервуара … 105
6. Применяют несколько способов регистрации и обработки тепловизионной информации: 105
7. Обработка термограмм заключается в выявлении и измерении макро-и микроконцентраторов … 105
8. При обработке тепловизионных изображений для исключения собственных тепловых полей … 105
1. Для просвечивания сварных соединений на рентгеновскую пленку применяются гамма-дефектоскопы … 106
2. Запас пленки в службе дефектоскопии и на складах не … 106
3. Для оценки качества сварного соединения в специальный карман кассеты … 106
4. При контроле сварных швов с помощью проникающих излучений кассета … 106
5. Фокусное расстояние выбирают в зависимости от длины снимка и … 106
6. Время экспозиции при просвечивании швов зависит от мощности источника … 107
7. Во избежание получения размытых «смазанных» изображений шва на снимке … 107
8. Установку кассет при просвечивании швов 2-го и 3-его поясов … 107
9. Швы стыковых соединений контролируют с направлением центрального луча в … 107
10. В резервуарах полистовой сборки рулонного изготовления, находящихся в эксплуатации, … 107
11. Если в процессе контроля будут обнаружены недопустимые дефекты, выходящие … 107
12. Проявление пленок, экспонированных рентген- или гамма-лучами, производят стандартными проявителями, … 107
13. После проявления снимки промываются в проточной воде или в … 107
14. Фиксирование проявленных снимков проводят в фиксаже рекомендованном заводом-изготовителем пленки … 107
15. После фиксирования снимки тщательно промывают в проточной воде в … 107
16. Сушат негативы в сушильных шкафах с регуляторами температуры с … 107
17. Наиболее часто встречающимся дефектом снимков является чрезмерная вуаль, которая … 107
18. Ширина и длина дефекта шва, проявившегося на снимке определяется … 108
19. В заключении по результатам просвечивания швов указывают условное обозначение … 108
20. Расшифрованные снимки собирают в связки, на бирке которой указывают … 108
1. Настоящая методика распространяется на контроль сварных соединений из углеродистых … 109
2. Для дефектоскопии резервуаров применяют ультразвуковые дефектоскопы. В комплект приборов … 109
3. К выполнению работ по дефектоскопии допускаются операторы, прошедшие обучение, … 109
4. Перед началом контроля поверхность металла очищают на расстоянии 50 … 109
5. С целью обеспечения акустического контакта между шумоискателем и изделием, … 109
6. Проверяют правильность работы дефектоскопа по эталонам согласно прилагаемой к … 109
7. Контроль стыковых швов толщиной 4 - 20 мм ведут … 109
8. Если на экране прибора в пределах рабочего участка развертки … 110
9. Контроль угловых сварных соединений производят с одной стороны за … 110
10. Тавровые швы, соединяющие стенку с днищем, с допустимым технологическим … 110
11. Результаты ультразвукового контроля заносятся в журнал или протокол, а … 110
12. Карта контроля включает: 110
13. Запись дефектов ведут в сокращенном виде и обозначают знаками: 110
14. Для сокращения записи протяженности дефектов по длине шва применяются … 111
15. По результатам ультразвукового контроля швы сварных соединений резервуаров должны … 111
1. Целью АЭ-контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) … 112
2. Метод АЭ основан на регистрации и анализе акустических волн, … 112
3. Основные характерные особенности метода АЭ: 112
4. АЭ-контроль технического состояния исследуемых объектов проводится при создании в … 112
5. Метод АЭ рекомендован для контроля таких объектов химических и … 112
6. Для проведения АЭ контроля используется комплекс дефектоскопический акустикоэмиссионный (АЭ) … 112
7. В соответствии с Программой заказчик осуществляет: 113
8. При ознакомлении с технической документацией устанавливается ее комплектность. Сведения … 113
9. На основе данных Опросного листа производится: 114
10. АЭ диагностика резервуара включает в себя: 114
11. Установка преобразователей АЭ. 114
12. Проверка работоспособности АЭ аппаратуры с использованием имитаторов АЭ и … 114
13. АЭ контроль выполняется в процессе нагружения объекта путем изменения … 114
14. В процессе контроля производится оперативное накопление данных. Одновременно на … 115
15. Накопленные данные обрабатываются и анализируются в соответствии с выбранной … 115
16. По результатам документального оформления работ составляются Протоколы по применению … 115
17. На основе анализа результатов обследования дается Заключение о техническом … 115
18. Все данные, полученные в процессе подготовки и проведения диагностических … 115
1. Величину неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяют нивелированием … 116
2. Нивелирование проводят два оператора, один из которых работает с … 116
3. При работе с нивелиром производят отсчеты всех точек, просматриваемых … 116
4. После снятия отсчета последней точки нивелир устанавливают в рабочее … 116
5. Расчет производят по следующей схеме: 116
6. Уклон отмостки определяют при помощи нивелира. При этом отсчет … 117
1. Определение герметичности днища резервуара по аномалиям электрической проводимости в … 117
2. Для измерения сопротивления или электрической емкости грунта в песчаную … 117
3. Проводят измерения проводимости последовательным подключением зондов, результаты после обработки … 118
4. Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное … 118
1. Резервуар зачищен__________________________________________________________ 119
2. Отсоединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прокладки: поставлены металлические … 119
3. Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ … 119
4. Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах, водоспускные краны, … 120
5. Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения (песок, лопаты, кошма, … 120
1. В зимнее время сварочно-монтажные работы при ремонте резервуаров должны … 120
2. Изготовление накладок, вставок и деталей для ремонта резервуаров проводят … 121
3. При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и … 121
4. Исправлять кромки следует абразивным инструментом. При этом следы от … 121
5. При температуре воздуха минус 40°С и ниже кислородную резку … 121
6. Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой. 121
7. Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и … 121
8. Запрещается сбрасывать заготовленные детали конструкций при погрузке и выгрузке. 121
9. Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм, расстояние … 121
10. Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным … 121
11. При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок … 121
12. В сварных стыковых соединениях листов разной толщины в целях … 121
13. При установке технологического оборудования резервуара необходимо руководствоваться требованиями Инструкции. 121
14. Стыковые соединения резервуаров под сварку при толщине листов 5 … 121
15. Лист днища резервуара рекомендуется собирать непосредственно на песчаном основании … 121
16. Листы настила кровли резервуара следует собирать внахлест по коротким … 122
17. После окончания сборки необходимо проверить качество работы (зазоры между … 122
18. Сварочное оборудование должно быть подготовлено для эксплуатации в условиях … 122
19. Вблизи ремонтируемого резервуара следует установить передвижной домик для обогрева … 122
20. Работа сварщика на морозе должна чередоваться с отдыхом в … 122
21. При ремонтных работах вручную и механизированной сварке стальных конструкций … 122
22. Сварку ответственных швов резервуара (стыковые и нахлесточные соединения стенки, … 122
23. При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна … 122
24. Кромки собранных элементов и прилегающие к ним зоны металла … 122
25. К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно … 122
26. Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться … 123
27. Сварщики, впервые приступающие к работе при отрицательной температуре воздуха, … 123
28. При температуре окружающего воздуха ниже минус 5°С сварные соединения, … 123
29. Во избежание создания значительных напряжений и деформаций, а также … 123
30. В целях уменьшения возможности образования трещин в сварных соединениях … 123
31. В целям уменьшения деформаций в процессе сварки, понижения скорости … 124
32. При сварке стенки резервуара в первую очередь заваривают вертикальные, … 124
33. Сварку углового соединения стенки с днищем следует выполнять в … 124
34. При ручной и механизированной сварках (полуавтоматом) стыковых и угловых … 125
35. Высота угловых швов должна быть не менее 4 мм … 125
36. Угловые швы следует выполнять, как правило, с вогнутой поверхности … 125
37. При сварке соединений с подваренным слоем сварку последнего рекомендуется … 125
38. При сварке днища механизированной или ручной дуговой сваркой в … 125
39. При ремонте части стенки и днища резервуара сначала сваривают … 125
40. Листы настила покрытия можно сваривать ручной дуговой или механизированной … 125
41. При выполнении сварки ответственных узлов резервуара особенно тщательно выполняют … 125
42. Свариваемая поверхность (зона сварки) конструкций должна быть ограждена от … 126
43. Применение прерывистых швов при ручной сварке запрещается. 126
44. Вырубку дефектных мест сварных соединений и металла следует выполнять … 126
45. Конструкция и сварные швы по окончании сварки должны быть … 126
46. При контроле сварных соединений, выполненных при отрицательной температуре, особое … 126
47. Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуаров следует проводить … 126
48. Контроль качества сварных соединений проводится в соответствии с требованиями … 126
49. Подрезы основного металла при сварке допускаются: 126
50. Несплавления по кромкам, а также непровары стыковых и угловых … 126
51. Окончательной браковке подлежат элементы, имеющие трещины в металле сварочного … 126
52. Исправлять дефектные участки разрешается не более двух раз. 127
1. Эпоксидные смолы и их отвердители, а также их составы … 127
2. К работе с эпоксидными составами допускаются лица, прошедшие предварительный … 127
3. Все компоненты клеев необходимо хранить в темном помещении в … 127
4. В местах производства работ компаунды, растворители и материалы, необходимые … 127
5. При продолжительной работе с эпоксидными смолами и отвердителями рабочие … 127
6. Спецодежда при работе должна быть застегнута. Ее следует очищать … 127
7. Операции, связанные с приготовлением лакокрасочных и клеевых составов, должны … 127
8. Порожнюю тару из-под компонентов, растворителей необходимо удалять из рабочего … 128
9. При выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резервуарах последние … 128
10. При работе с эпоксидным клеем на внешней стороне резервуаров … 128
11. При случайном попадании отвердителя в глаза их необходимо промыть … 128
12. Брызги смолы, отвердителя и их смеси при попадании на … 128
13. При случайном разливе отвердителя даже в небольшом количестве необходимо … 128
14. Работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обязаны в … 128
15. При использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными … 128
16. Рабочее место, инструмент оборудование и спецодежду очищают от остатков … 128
17. Обтирочный материал, загрязненный клеевым составом, и обрезки стеклоткани необходимо … 128

Первоначальный документ

Избранное

Сохранить редакцию для быстрого доступа

Уведомления

Получать уведомления о новых редакциях

Скачать

Доступно по тарифу

К карточке документа

1. Утвердить Правила технической эксплуатации стальных резервуаров, согласно Приложению к настоящему Приказу.
2. Признать утратившим силу Приказ Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Приднестровской Молдавской Республики от 12 июля 2002 года № 261 «Об утверждении и введении в действие Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту» (Регистрационный № 1673 от 16 августа 2002 года) (САЗ 02-33) с изменениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 25 февраля 2009 года № 54 (Регистрационный № 4779 от 27 марта 2009 года) (САЗ 09-13); Приказом Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Приднестровской Молдавской Республики от 11 апреля 2012 года № 13 (Регистрационный № 5998 от 16 мая 2012 года) (САЗ 12-21).
3. Настоящий Приказ вступает в силу со дня, следующего за днем официального опубликования.
Раздел 1. Общие положения
- 1. Настоящие Правила технической эксплуатации стальных резервуаров (далее - Правила) устанавливают основные требования технической эксплуатации, обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены для всех организаций независимо от организационно- правовой формы и формы собственности.
- 2. Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований нормативно-технических документов.
- 3. Руководство организаций должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и их оборудования.
- 4. Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по технической эксплуатации и ремонту резервуаров должны обеспечиваться в соответствии с Законом Приднестровской Молдавской Республики от 6 мая 2006 года № 25-3-IV «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (САЗ 06-19) с изменениями и дополнениями, внесенными законами Приднестровской Молдавской Республики от 21 декабря 2009 года № 919-ЗД-IV (САЗ 09-52), от 24 декабря 2012 года № 246-ЗИД-V (далее Закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов») и иными действующими в Приднестровской Молдавской Республике нормативными актами.
- 5. Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации и ремонте резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями нормативно-технических документов и настоящими Правилами.
Раздел 2. Общие технические требования к резервуарам
Глава 1. Классификация резервуаров, технические требования к ним
- 6. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт. Форма паспорта приведена в Приложении № 1 к настоящим Правилам. Резервуар должен быть оснащен полным комплектом исправного оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.
- 7. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.
- 8. К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:
- 9. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой периодической поверки резервуара.
- 10. Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагается:
- 11. На резервуар составляется градуировочная таблица. Градуировка резервуаров производится организациями, аттестованными для этих целей в установленном порядке. Утверждение таблиц производится руководителями организаций, которым принадлежит АЗС. Градуировка производится по окончании строительно-монтажных работ и гидравлических испытаний.
- 12. Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.
- 13. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий эксплуатации.
- 14. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с нормативно-техническими документами.
- 15. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:
- 16. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ 17032-71 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 25 октября 2002 года № 425 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 16274.2-77 по ГОСТ 18061-90)» (Регистрационный № 1838 от 1 ноября 2002 года) (САЗ 02-44) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 11 июня 2003 года № 248 (Регистрационный № 2231 от 16 июня 2003 года) (САЗ 03-25), от 20 июня 2003 года № 260 (Регистрационный № 2269 от 1 июля 2003 года) (САЗ 03-27), от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 375 (Регистрационный № 2880 от 3 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 27 июля 2004 года № 376 (Регистрационный № 2882 от 4 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 641 (Регистрационный № 3079 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 19 мая 2006 года № 118 (Регистрационный № 3577 от 24 мая 2006 года) (САЗ 06-22), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42) и от 13 апреля 2010 года № 174 (Регистрационный № 5257 от 21 мая 2010 года) (САЗ 10-20), от 30 сентября 2010 года № 477 (Регистрационный № 5421 от 21 октября 2010 года) (САЗ 10-42), 2 ноября 2010 года № 558 (Регистрационный № 5446 от 19 ноября 2010 года) (САЗ 10-46) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 25 октября 2002 года № 425 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 16274.2-77 по ГОСТ 18061-90)»).
- 17. Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)» (Регистрационный № 1837 от 1 ноября 2002 года) (САЗ 02-44) с изменениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 24 марта 2003 года № 120 (Регистрационный № 2077 от 27 марта 2003 года) (САЗ 03-13), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), от 20 июня 2003 года № 260 (Регистрационный № 2269 от 1 июля 2003 года) (САЗ 03-27), от 7 июля 2003 года № 283 (Регистрационный № 2284 от 10 июля 2003 года) (САЗ 03-28), от 27 февраля 2004 года № 116 (Регистрационный № 2670 от 22 марта 2004 года) (САЗ 04-13), от 1 марта 2004 года № 126 (Регистрационный № 2650 от 10 марта 2004 года) (САЗ 04-11), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 375 (Регистрационный № 2880 от 3 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 19 мая 2006 года № 118 (Регистрационный № 3577 от 24 мая 2006 года) (САЗ 06-22), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 17 февраля 2011 года № 64 (Регистрационный № 5558 от 17 марта 2011 года) (САЗ 11-11), от 17 марта 2011 года № 99 (Регистрационный № 5585 от 12 апреля 2011 года) (САЗ 11-15), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)») и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.
- 18. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись «огнеопасно» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения:
- 19. Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами.
- 20. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м² горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно.
- 21. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней.
- 22. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения.
- 23. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух человек (2 кН), которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.
- 24. В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.
- 25. При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в эксплуатацию.
- 26. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.
Глава 2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой
- 27. Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и монтироваться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
- 28. Резервуары с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего резервуара), предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного резервуара), предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.
- 29. Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.
- 30. Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80 % от высоты стенки основного резервуара.
- 31. Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.
- 32. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара.
- 33. При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 21-04-02 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 3 июля 2002 года № 584 «О нормативной документации в строительстве» (Регистрационный № 1777 от 25 сентября 2002 года) (САЗ 02-39) с изменениями и дополнениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 9 декабря 2002 года № 1247 (Регистрационный № 1926 от 28 декабря 2002 года) (САЗ 02-52), от 20 июля 2006 года № 586 (Регистрационный № 3670 от 13 сентября 2006 года) (САЗ 06-38), от 17 сентября 2008 года № 549 (Регистрационный № 4585 от 30 сентября 2008 года) (САЗ 08-39), от 17 октября 2008 года № 613 (Регистрационный № 4606 от 29 октября 2008 года) (САЗ 08-43), от 11 ноября 2008 года № 6801 (Регистрационный № 4648 от 12 декабря 2008 года) (САЗ 08-49), от 16 марта 2009 года № 130 (Регистрационный № 4780 от 27 марта 2008 года) (САЗ 09-13), от 2 марта 2009 года № 99 (Регистрационный № 4798 от 10 апреля 2009 года) (САЗ 09-15), от 22 сентября 2010 года № 466 (Регистрационный № 5411 от 11 октября 2010 года) (САЗ 10-41), от 15 декабря 2010 № 656 (Регистрационный № 5490 от 22 декабря 2010 года) (САЗ 10-51), от 14 июня 2011 года № 279 (Регистрационный № 5675 от 5 июля 2011 года) (САЗ 11-27), от 15 ноября 2011 года № 512 (Регистрационный № 5808 от 25 ноября 2011 года) (САЗ 11-47), от 27 декабря 2011 года № 590 (Регистрационный № 5873 от 29 декабря 2011 года) (САЗ 12-01) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 3 июля 2002 года № 584 «О нормативной документации в строительстве»). При этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать диаметр основного резервуара.
- 34. Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:
- 35. По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.
- 36. Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов обладают наибольшей эксплуатационной надежностью. Резервуары оснащены необходимой арматурой для подсоединения к технологическим системам, а также системами и приборами контроля герметичности межстенного пространства.
- 37. На организациях-изготовителях согласно техническим требованиям резервуары подвергаются контролю качества сварных соединений: радиографическим методом, методом ультразвуковой дефектоскопии и т.п. Резервуары также испытываются на герметичность избыточным давлением воздуха 0,025 МПа в течение 30 минут или на прочность гидравлическим давлением равным 1,25 Рраб в течение 3 минут.
- 38. Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - азотом или специальной жидкостью - этиленгликолем.
- 39. Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности межстенного пространства.
- 40. Периодический контроль герметичности межстенного пространства двухстенных горизонтальных резервуаров может проводиться:
- 41. Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров достигается:
- 42. Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы.
- 43. 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).
- 44. 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.
Глава 3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров
- 45. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.
- 46. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.
- 47. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой выше 0°С, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.
- 48. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.
- 49. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (не менее двух), передающими сигнал на прекращение приема нефтепродукта или отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.
- 50. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на опорных стойках.
- 51. Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).
- 52. Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП), применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса храпения, приема и отпуска нефтепродуктов.
- 53. Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческою учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.
- 54. Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами автоматики:
- 55. Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями по эксплуатации.
- 56. Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти наладку и приемочные испытания, подготовлен обслуживающий персонал.
- 57. Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, с обязательной записью в журнале осмотра основного оборудования и арматуры (Приложение № 2) проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с изменениями в схемах, записями и распоряжениями.
- 58. Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в соответствии с графиками планово-предупредительных ремонтов (далее ППР) и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств автоматики, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями эксплуатационной документации, нормативно-технических документов.
- 59. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом.
- 60. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой ППР и рекомендациями заводов-изготовителей. График ППР утверждает главный инженер организации:
- 61. Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодической поверке или калибровке.
- 62. При нарушениях в работе средств автоматики, телемеханики или контрольно-измерительных приборов необходимо устранить или правильно оценить повреждение, при необходимости перейти на ручное управление и сделать запись в оперативном журнале.
Глава 4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования
- 63. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должно проводиться на основании инструкций заводов-изготовителей, настоящих Правил и результатов осмотров, с учетом условий эксплуатации.
- 64. Осадка основания каждого резервуара систематически контролируется. Первые четыре года при эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайков днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, не реже, чем через 6 месяцев. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование основания.
- 65. В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений, а также мест присоединения арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи необходимо подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки.
- 66. При осмотре резервуарного оборудования необходимо:
- 67. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период необходимо регулярно очищать их от инея, не допуская уменьшения зазора между тарелкой и стенкой корпуса клапана, что может препятствовать нормальному подъему тарелок клапана и уменьшать их пропускную способность. Сроки между осмотрами устанавливаются в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.
Глава 5. Требования к территории резервуарных парков
- 68. Резервуарные парки должны соответствовать нормам проектирования промышленных организаций.
- 69. На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуара:
- 70. Технологические карты резервуарных парков утверждает и переутверждает каждые 2 года (при изменении технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер организации.
- 71. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до обслуживающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубопроводов без ведома главного инженера организации запрещается.
- 72. При наличии в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта.
- 73. При эксплуатации газоуравнительной системы в резервуарном парке объединяют резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим свойствам.
- 74. В пределах одной группы наземных резервуаров согласно действующих нормативно-технических документов следует отделять внутренними земляными валами или ограждающими стенами:
- 75. Для перехода через обвалование или ограждающую стену должны быть устроены лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров. В отдельных случаях допускается по согласованию с УПАСС Министерства внутренних дел Приднестровской Молдавской Республики, устройство двух лестниц вместо четырех.
- 76. Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, которые не соединены с резервуарами.
- 77. Территория резервуарного парка должна содержаться в чистоте и порядке, своевременно очищаться от растительности.
- 78. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано руководством организации и с УПАСС Министерства внутренних дел Приднестровской Молдавской Республики.
- 79. Сточные воды, образующиеся при периодической зачистке резервуаров в процессе их эксплуатации, не допускается сбрасывать в сеть производственно-ливневой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственно-ливневой канализации на очистные сооружения.
- 80. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профилактическую чистку не реже двух раз в год.
- 81. Территория резервуарного парка в темное время суток должна иметь освещение в соответствии с требованиями и СНиП 21-04-02 и СНиП 23-02-02 «Естественное и искусственное освещение», введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 3 июля 2002 года № 584 «О нормативной документации в строительстве». Устройство электроосвещения должно соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок, утвержденных Приказом Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Приднестровской Молдавской Республики от 18 мая 2009 года № 542 «О введении в действие Правил устройства электроустановок» (Гострудпромнадзор ПМР информирует от 20 апреля 2010 года № 1) с изменением, внесенным Приказом Гострудпромнадзора Приднестровской Молдавской Республики от 22 сентября 2010 года № 1039 (Гострудпромнадзор ПМР информирует от 20 мая 2011 года № 4), Приказом Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Приднестровской Молдавской Республики от 5 мая 2012 года № 50 (САЗ 12-23) (далее ПУЭ).
- 82. В каждом резервуарном парке должен быть выделен резервуар или группа резервуаров для аварийного сброса нефтепродукта из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепродуктопроводов при остановке нефтепродуктопровода из-за отсутствия связи с диспетчером; для защиты концевого участка продукта провода от повышения давления при непредвиденных обстоятельствах; для защиты от перегрузки подпорных насосов и др.
- 83. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.
- 84. 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.
Раздел 3. Требования к проведению операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов из резервуаров
- 85. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/ч до момента заполнения конца приемо-раздаточного патрубка.
- 86. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков.
- 87. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
- 88. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по письменному указанию (телефонограмме) ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.
- 89. Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным технологическим трубопроводам, должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)».
- 90. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей.
- 91. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку.
- 92. 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.
- 93. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии.
- 94. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов пены и температурного расширения нефтепродукта при нагревании.
- 95. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального уровня. В случае отсутствия ограничителя оперативно измерять уровень нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту) через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения.
- 96. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.
- 97. Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном, если в технологических или магистральных трубопроводах после ремонтных работ остался воздух.
- 98. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных в обращение в установленном порядке.
Раздел 4. Периодическая зачистка резервуаров
- 99. Резервуары должны периодически зачищаться согласно требованиям ГОСТ 1510-84, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)».
- 100. Зачистку резервуаров проводят специализированные организации, аккредитованные в установленном порядке. Специализированная организация должна иметь подготовленный и аттестованный персонал, подразделения для контроля газовоздушной среды внутри резервуара, механические средства для зачистки резервуара, сертифицированные средства индивидуальной защиты.
- 101. Подготовка резервуара к зачистке включает организационно-технические мероприятия, прокладку вспомогательных трубопроводов для воды, пара, подготовку и установку оборудования для механизированной зачистки и др.
- 102. С учетом особенностей эксплуатации резервуаров и других факторов следует разработать рабочие инструкции по зачистке конкретных резервуаров.
- 103. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск установленной формы (выполнение работ повышенной опасности) в соответствии с Приложением № 3 к настоящим Правилам.
- 104. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из инженерно-технических работников.
- 105. Контроль за организацией и безопасностью работ по зачистке осуществляется главным инженером и инженером по технике безопасности или лицом, назначенным приказом из числа инженерно-технических работников.
- 106. Резервуар, подлежащий зачистке, освобождается от остатка нефтепродукта по зачистному трубопроводу-шлангу. Для более полного освобождения резервуара от остатков нефтепродуктов производится подъем их на «воду», затем обводненный нефтепродукт направляется в разделочный резервуар (резервуар-отстойник), а вода сбрасывается на очистные сооружения или сборную емкость.
- 107. Переносное оборудование, применяемое при зачистке резервуаров, должно быть взрывозащищенного исполнения. Электрические кабели должны соответствовать классу взрывоопасной зоны.
- 108. При опорожнении резервуара и откачке остатка нефтепродукта («мертвого» остатка) скорость движения нефтепродукта устанавливается регулировкой производительности насоса в соответствии с требованиями по защите резервуаров от статического электричества.
- 109. Откачка «мертвого» остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов (с температурой вспышки до 61°С) разрешается только при герметично закрытых нижних люках.
- 110. После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединяют от всех трубопроводов путем установки заглушек с указателями-хвостовиками.
- 111. На период подготовки и проведения в резервуаре зачистных работ должны быть прекращены технологические операции по наполнению (опорожнению) резервуаров, находящихся в одном каре ближе 40 м от зачищаемого.
- 112. При зачистке резервуаров от сернистых нефтепродуктов необходимо соблюдать меры безопасности.
- 113. При зачистке резервуаров из-под этилированного бензина необходимо контролировать содержание паров тетраэтилсвинца (далее ТЭС) в воздушном пространстве резервуара, которое не должно превышать значения предельно допустимые концентрации (далее ПДК) (Приложение № 4 к настоящим Правилам).
- 114. Обезвреживание от ТЭС производится водным 0,1 %-ным раствором перманганата калия с помощью насоса и распылителя (форсунки).
- 115. Во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара напылением раствора перманганата калия допуск людей в резервуар не разрешается.
- 116. В процессе мойки должен быть обеспечен отстой моющей жидкости в резервуаре-отстойнике. Содержание растворенных нефтепродуктов в моющей жидкости не должно превышать 1500 мг/л.
- 117. Механизированную мойку резервуаров выполняют с помощью моечных машинок и гидромониторов.
- 118. Мойка резервуаров свободными струями растворяюще-эмульгирующих средств, растворителями (дизельное топливо, керосин, уайт-спирит и т.п.) и другими моющими средствами, приготавливаемыми на основе керосина, дизельного топлива, запрещается.
- 119. Перед началом работы в резервуаре необходимо определить содержание кислорода и паров нефтепродукта в газовом пространстве резервуара. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», веденный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)» (Регистрационный № 1835 от 1 ноября 2002 года) (САЗ 02-44) с изменениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 4 декабря 2002 года № 487 (Регистрационный № 1908 от 1 декабря 2002 года) (САЗ 02-50), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), от 7 июля 2003 года № 283 (Регистрационный № 2284 от 10 июля 2003 года) (САЗ 03-28), от 31 июля 2003 года № 326 (Регистрационный № 2322 от 7 августа 2003 года) (САЗ 03-32), от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37), от 24 октября 2003 года № 464 (Регистрационный № 2455 от 29 октября 2003 года) (САЗ 03-44), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 376 (Регистрационный № 2882 от 4 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 3 февраля 2005 года № 64 (Регистрационный № 3111 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 22 марта 2005 года № 163 (Регистрационный № 3164 от 4 апреля 2005 года) (САЗ 05-15), от 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 19 мая 2006 года № 118 (Регистрационный № 3577 от 24 мая 2006 года) (САЗ 06-22), от 17 июля 2006 года № 166 (Регистрационный № 3635 от 20 июля 2006 года) (САЗ 06-30), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 23 августа 2007 года № 214 (Регистрационный № 4051 от 29 августа 2007 года) (САЗ 07-36), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 30 сентября 2010 года № 477 (Регистрационный № 5421 от 21 октября 2010 года) (САЗ 10-42), от 14 января 2011 года № 13 (Регистрационный № 5527 от 2 февраля 2011 года) (САЗ 11-5), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)»).
- 120. Для вентилирования должны использоваться вентиляторы в пожаровзрывобезопасном исполнении.
- 121. До начала и в процессе дегазации проводят контроль концентрации паров нефтепродукта измерительными подразделениями, аккредитованными в установленном порядке. Пробы паровоздушной смеси в процессе дегазации отбирают на выходе из резервуара с периодичностью 0,5 - 1,0 час.
- 122. В зависимости от назначения зачистки резервуара качество дегазации необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:
- 123. Работы, связанные с пребыванием рабочих внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции. При достижении в резервуаре требуемой концентрации вентилятор отключается.
- 124. Наземные резервуары типа РВС остаются под наблюдением в течение двух часов, подземные и заглубленные резервуары - в течение 15 - 16 часов. Если по истечении указанного времени концентрация паров нефтепродукта не увеличивается, дегазация считается законченной.
Раздел 5. Защита резервуаров от коррозии
- 125. Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозионной защиты с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.
Глава 1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий
- 126. Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами включает следующие операции:
- 127. При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе.
- 128. Антикоррозионную защиту резервуаров рекомендуется начинать с крыши. Затем покрываются стенки и в последнюю очередь днище. Антикоррозионную защиту резервуаров, аккредитованные на выполнение данного вида работ. В резервуарах с плавающей крышей в первую очередь покрывается нижняя часть крыши, днище резервуара и участок стенки между плавающей крышей и днищем резервуара, затем производится постепенное заполнение резервуара водой и работы ведутся с плавающей крыши. При этом покрываются стенки резервуара и верхняя часть плавающей крыши. Такая же последовательность операций используется в резервуарах с понтоном.
- 129. В проекте нанесения покрытия на резервуары должны быть указаны:
- 130. Контроль состояния покрытия производится визуально после очистки резервуара от хранимого продукта. Поврежденные участки подлежат восстановлению. Каждые 3 года покрытие следует обновлять.
Глава 2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий
- 131. Технология получения комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий состоит из трех самостоятельных процессов:
- 132. Подготовка металлоконструкций резервуара (удаление парафинов, ржавчины, шлаков и других загрязнений, а также придание определенной шероховатости поверхности металла) осуществляется абразивно-струйной обработкой.
- 133. Перед нанесением металлизированного слоя поверхность резервуара обеспыливается.
- 134. Толщина покрытия должна быть 160...200 мкм в соответствии с ГОСТ 9304-69 «Фрезы торцевые насадные. Типы и основные размеры», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 74 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 8709-82 по ГОСТ 9999-94)» (Регистрационный № 2032 от 4 марта 2003 года) (САЗ 03-10) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 11 июня 2003 года № 248 (Регистрационный № 2231 от 16 июня 2003 года) (САЗ 03-25), от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37), от 3 декабря 2003 года № 522 (Регистрационный № 2499 от 11 декабря 2003 года) (САЗ 03-50), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 375 (Регистрационный № 2880 от 3 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 3 февраля 2005 года № 64 (Регистрационный № 3111 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 3 февраля 2005 года № 65 (Регистрационный № 3112 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 6 апреля 2005 года № 219 (Регистрационный № 3183 от 18 апреля 2005 года) (САЗ 05-17), от 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 17 июля 2006 года № 166 (Регистрационный № 3635 от 20 июля 2006 года) (САЗ 06-30), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 18 января 2007 года № 18 (Регистрационный № 3794 от 25 января 2007 года) (САЗ 07-5), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 2 ноября 2010 года № 558 (Регистрационный № 5446 от 19 ноября 2010 года) (САЗ 10-46), от 17 марта 2011 года № 99 (Регистрационный № 5585 от 12 апреля 2011 года) (САЗ 11-15), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51).
- 135. В качестве лакокрасочного материала применяются эмали на основе эпоксидных смол.
- 136. Лакокрасочное покрытие состоит из 2-х слоев:
Глава 3. Протекторная защита резервуаров от коррозии
- 137. Проектирование протекторной защиты следует проводить с учетом общей минерализации, щелочности, газового состава подтоварных вод.
- 138. При монтаже протекторной защиты выполняются следующие работы:
- 139. Подготовку протекторов выполняют в специальном помещении с принудительной вентиляцией или на площадке. Она состоит в основном в нанесении изоляции кистью на нижнюю и часть боковой поверхности протектора.
- 140. Протекторы размещают на днище и стенках резервуара так, чтобы величина защитного потенциала резервуар - подтоварная вода в промежутках между протекторами и по краям днища была не менее защитного потенциала.
- 141. Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и продуктов коррозии. На очищенную поверхность наносят изоляцию, за исключением места сварки, аналогичную изоляции протектора.
- 142. Контакт протектора с днищем резервуара осуществляют путем приварки к нему стальной арматуры, а протекторов - с помощью стального стержня.
- 143. Техническое обслуживание протекторной защиты заключается в контроле эффективности протекторной защиты и периодической замене изношенных протекторов.
Глава 4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров
- 144. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из 1-го слоя грунтовки и 2-х слоев эмали. Выбор цвета покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей. Периодически окраску наружной поверхности необходимо обновлять.
- 145. Для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты.
- 146. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт или скопление дождевой воды по контуру резервуара.
- 147. Основной и дополнительной защитой от почвенной коррозии является соответствующая гидроизоляция и катодная защита, выполненная по специальным проектам.
Раздел 6. Требования безопасности при эксплуатации резервуаров
Глава 1. Промышленная безопасность
- 148. Требования промышленной безопасности должны соблюдаться согласно Закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
- 149. Нефтебазы входят в состав опасных производственных объектов и подлежат регистрации в Республиканском реестре опасных производственных объектов в соответствии с Законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
- 150. Руководство резервуарного парка в процессе его эксплуатации обязано:
- 151. Работники при обслуживании резервуарного парка обязаны:
- 152. В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии необходимо планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий в резервуарном парке.
- 153. Мероприятия должны включать в себя проведение тренировочных занятий с оценкой действия персонала:
- 154. Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
- 155. Администрация организации обязана организовывать и осуществлять производственный контроль соблюдения требований промышленной безопасности в соответствии с требованиями, устанавливаемыми нормативными правовыми документами.
- 156. По каждому факту возникновения аварии в резервуарном парке проводится техническое расследование ее причин.
- 157. Работники обязаны представлять комиссии по техническому расследованию причин аварии всю информацию, необходимую указанной комиссии для осуществления своих полномочий.
- 158. Работники, нарушающие требования норм и правил промышленной (технической, пожарной, экологической) безопасности и охраны труда, несут ответственность в соответствии с законодательством Приднестровской Молдавской Республики.
- 159. Выдача руководителями указаний или распоряжений, вынуждающих подчиненных работников нарушать правила и инструкции безопасности, самовольно возобновлять работы, приостановленные представителями органа надзора, а также бездействие руководителей по устранению нарушений, которые допускаются в их присутствии подчиненными работниками, являются грубыми нарушениями норм безопасности.
- 160. При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в газоуравнительную систему, или заполнении его другим сортом нефтепродукта его необходимо отключить от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.
- 161. В пониженных участках газопроводов монтируются дренажные устройства, состоящие из задвижек, конденсатосборников, насосов для откачки конденсата.
- 162. Для эффективной работы газоуравнительной системы в процессе эксплуатации резервуара необходимо:
- 163. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом.
- 164. Допускается проведение измерений уровня и отбор проб вручную при соблюдении следующих условий:
- 165. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 200 мм вод. ст., допускается измерять уровень и отбирать пробы через измерительный люк после прекращения движения жидкости с соблюдением требований безопасности.
- 166. Перед отбором проб нефтепродукта пробоотборник должен быть заземлен.
- 167. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте, откорректированной при ежегодной проверке.
- 168. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта.
- 169. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно собрать и зачистить поверхность.
- 170. Оставлять на крыше ветошь, паклю, различные предметы запрещается.
- 171. Эксплуатация, надзор, ревизия и ремонт технологических трубопроводов должны производиться в соответствии с инструкцией, разработанной на основе требований Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, утвержденных Приказом Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Приднестровской Молдавской Республики от 27 сентября 2012 года № 263 «О утверждении Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (Регистрационный № 6169 от 17 октября 2012 года) (САЗ 12-43).
- 172. Надзор за правильной эксплуатацией технологических трубопроводов ежедневно осуществляет лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию резервуаров и трубопроводов. Государственный надзор осуществляет уполномоченный исполнительный орган государственной власти, в ведении которого находятся вопросы государственного надзора.
- 173. За арматурой технологических трубопроводов, как наиболее ответственных элементов коммуникаций, должен быть организован постоянный и тщательный надзор за исправностью ее, а также за своевременным и высококачественным проведением ревизии и ремонта.
- 174. Применяемая трубопроводная арматура (в том числе приобретенная по импорту) должна соответствовать требованиям нормативных технических документов. Арматура должна поставляться с эксплуатационной документацией, в том числе с паспортом, техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.
- 175. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопаты, мешки с песком, лодки и т.п.). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.
- 176. Эксплуатация резервуаров и технологических трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, допускается при получении технического заключения о возможности его дальнейшей работы и разрешения в порядке, установленном нормативными документами.
- 177. За герметичностью резервуаров и их оборудования должен быть установлен контроль. При появлении отпотин, трещин в швах и в основном металле стенок или днища не допускается заварка трещин на резервуарах без приведения их во взрывопожаробезопасное состояние. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.
- 178. Траншеи, прорытые при прокладке или ремонте трубопроводов внутри обвалования и через обвалование, по окончании этих работ должны быть немедленно засыпаны, а обвалование восстановлено. При длительных перерывах в работе (выходные, праздничные дни) должно быть устроено временное обвалование.
- 179. Запрещается уменьшать высоту обвалования или ограждающей стены, установленную проектом.
- 180. Люки, служащие для измерения уровня и отбора проб нефтепродукта из резервуаров, должны иметь герметичные крышки, а фланцы иметь канавки и кольца с внутренней стороны из металла, исключающего искрообразование.
- 181. Ручной отбор проб нефтепродуктов и измерение уровня с помощью рулетки с лотом через люк резервуара допускаются не ранее, чем через 2 часа после прекращения движения жидкости (когда она находится в спокойном состоянии). Перед отбором проб нефтепродуктов пробоотборник должен быть заземлен.
- 182. По периметру и внутри резервуарных парков должны быть вывешены знаки безопасности, определяющие противопожарный режим на их территории (запрещение разведения открытого огня, ограничение проезда автотранспорта и др.)
- 183. При попадании нефтепродукта в каре обвалования должны быть приняты срочные меры по его ликвидации и санации грунта.
- 184. Проведение огневых работ на территории резервуарного парка допускается в строгом соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
- 185. Во избежание перекоса и потопления понтонов в процессе эксплуатации резервуаров должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие плавное и равномерное перемещение понтонов.
- 186. Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек можно применять только пар, горячую воду или нагретый песок, а также электроподогрев оборудованием во взрывозащищенном исполнении. Применение открытого огня не допускается.
- 187. Запрещается использовать в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки нефтепродуктов гибкие рукава резиновые, пластмассовые и т. п.
- 188. Отбирать пробы легковоспламеняющихся жидкостей и горючих жидкостей из резервуаров и измерять уровень нефтепродуктов во время грозы, а также во время закачки или откачки нефтепродукта запрещается.
- 189. Запрещается во время грозы проводить работы по зачистке и дегазации резервуаров.
- 190. Все работники организаций должны допускаться к работе только после прохождения противопожарного инструктажа.
Глава 2. Требования охраны труда
- 191. При эксплуатации резервуаров общие нормы и требования безопасности, связанные с обустройством территории, размещением и взаимным расположением резервуаров и запорной арматуры должны соответствовать СНиП 2.11.03-93, введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 3 июля 2002 года № 584 «О нормативной документации в строительстве».
- 192. Общее руководство работой по охране труда возлагается на руководителя организации. Непосредственный контроль обеспечения безопасных условий и охраны труда осуществляет главный инженер.
- 193. Для обеспечения соблюдения требований охраны труда, осуществления контроля за их выполнением в организации должна быть создана служба охраны труда или введена должность специалиста по охране труда, имеющего соответствующую подготовку и опыт работы в этой области.
- 194. При организации работ по охране труда следует учитывать специфику производства, определяемую опасными свойствами нефтепродуктов: испаряемостью, токсичностью, способностью электризоваться, взрывопожароопасностью.
- 195. Руководитель организации обязан организовывать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в период трудовой деятельности) медицинских осмотров работников за счет работодателя.
- 196. Ответственность за организацию своевременного и качественного обучения и проверки знаний в целом в организации возлагается на руководителя организации, а в подразделениях (цех, участок) на руководителя подразделения.
- 198. Работники должны быть обеспечены инструкциями по охране труда, утвержденными в установленном порядке. Инструкции должны быть разработаны как для отдельных профессий, так и на отдельные виды работ, на основе типовых инструкций по охране труда, эксплуатационной и ремонтной документации организаций изготовителей оборудования, конкретных технологических процессов.
- 199. Работник обязан:
- 200. Работники цехов и участков должны быть обеспечены согласно установленным перечням и нормам средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами.
- 201. На каждом производственном участке должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.
- 202. Запрещается въезд на территорию резервуарных парков в период выполнения ремонтных работ автомобилей, в том числе снабженных газобаллонными установками, тракторов и другого механизированного транспорта, не оборудованного специальными искрогасителями.
- 203. Ямы и траншеи, вырытые для проведения ремонтных работ внутри обвалования и на обваловании, по окончании этих работ должны быть засыпаны и спланированы. При длительных перерывах в работах (выходные, праздничные дни) должны быть устроены временные ограждения.
- 204. За исправностью резервуарной лестницы, перил, ограждений и переходных площадок на крыше должен быть установлен постоянный контроль. Ступени лестницы и площадки необходимо постоянно содержать в чистоте, очищать от наледи и снега с соблюдением правил техники безопасности, установленных для работы на высоте.
- 205. Измерять уровень и отбирать пробы нефтепродуктов необходимо исправными приборами.
- 206. При открывании измерительного люка для измерения уровня или отбора пробы нефтепродукта, а также при спуске подтоварной воды, необходимо располагаться с наветренной стороны, спиной к ветру.
- 207. Люк должен иметь герметичную крышку с педалью для открывания ногой, под крышкой должна быть прокладка из резины или из металла, исключающего искрообразование.
- 208. При ручном отборе проб нефтепродуктов пробоотборником следует использовать гибкие, не дающие искр металлические тросики, а при применении шнуров из неэлектропроводных материалов на них должен быть закреплен не дающий искр неизолированный металлический провод, соединенный с пробоотборником.
- 209. В резервуарах с газоуравнительной системой измерять уровни и отбирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов, предусмотренных проектом.
- 210. При необходимости отбора проб или измерения уровня нефтепродукта в резервуаре в ночное время для освещения следует применять только взрывозащищенные аккумуляторные фонари, включать и выключать которые необходимо за пределами обвалования. Применение карманных фонарей запрещается. Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуарном парке.
- 211. Переносить пробы нефтепродуктов от места отбора в лабораторию следует в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо, для обеспечения безопасного спуска с резервуара.
- 212. К работам по осмотру и зачистке резервуаров допускают лиц мужского пола не моложе 18 лет, допущенных медицинской комиссией, прошедших обучение и инструктаж по безопасным методам и приемам работ и оказанию первой (доврачебной) помощи при несчастных случаях.
- 213. Рабочие, постоянно занятые работой внутри резервуара, должны периодически, но не реже одного раза в год, проходить медицинский осмотр в соответствии с установленными правилами.
- 214. Заместитель руководителя (главный инженер) нефтебазы обязан лично проверить выполнение мероприятий по подготовке резервуара к ремонту и дать заключение по акту, с указанием ответственного за ремонтные работы, исполнителей ремонта с ведением огневых работ.
- 215. Все строительные и монтажные работы на территории эксплуатируемых резервуарных парков, связанные с применением открытого огня (сварка, резка), а также зачистка резервуаров, должны проводиться только на основании письменного разрешения руководителя организации при условии проведения всех мероприятий, обеспечивающих пожарную безопасность.
- 216. Ремонтные работы в резервуарных парках проводятся под руководством ответственного лица, назначенного приказом из числа инженерно-технических работников.
- 217. Ответственность работников позволяет:
- 218. Работники, виновные в нарушении законодательства, требований промышленной безопасности и охраны труда, невыполнении своих должностных обязанностей, невыполнении предписаний контролирующих органов, а также приказов, указаний и распоряжений руководства организации, несут ответственность в установленном законодательством Приднестровской Молдавской Республики порядке.
- 219. В зависимости от характера и степени нарушений работники могут привлекаться к дисциплинарной, административной, уголовной и материальной ответственности в порядке, установленном законодательством Приднестровской Молдавской Республики.
Глава 3. Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества
- 220. Комплекс мероприятий по молниезащите резервуаров с нефтепродуктами и конструкции молниеотводов должны соответствовать проекту и требованиям нормативно-технических документов.
- 221. На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должен быть паспорт, содержащий схему устройства, основные технические данные, результаты проверки его состояния, сведения о характере ремонтов и изменениях, внесенных в конструкцию заземлителя.
- 222. Для защиты резервуаров от вторичных проявлений молний корпус (стенка) должен быть присоединен к заземлению защиты от прямых ударов молний.
- 223. Защита от заноса высокого потенциала по трубопроводам выполняется путем присоединения их на вводе в резервуар к ближайшему заземлителю защиты от прямых ударов молнии.
- 224. При устройстве в процессе эксплуатации нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу.
- 225. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м запрещается, о чем должны быть вывешены предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.
- 226. При эксплуатации устройств мюлниезащиты должно осуществляться систематическое наблюдение за их состоянием, в график планово-предупредительных работ должны входить техническое обслуживание (ревизии), текущий и капитальный ремонт этих устройств.
- 227. Ежегодно перед наступлением грозового сезона необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.
- 228. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше, чем на 30% заменить их полностью, либо отдельные дефектные места.
- 229. Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должна проводиться не реже одного раза в год - летом, при сухой почве (в период наибольшего высыхания грунта).
- 230. Для защиты от статического электричества все металлические и электропроводные неметаллические части оборудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того, применяются ли другие меры защиты от статического электричества.
- 231. Для защиты от статического электричества необходимо заземлять металлическое оборудование, резервуары, нефтепродуктопроводы, сливоналивные устройства, предназначенные для транспортирования, хранения и отпуска легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
- 232. Во избежание опасности искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродуктов незаземленных электропроводных плавающих предметов не допускается.
- 233. Требования по отводу зарядов статического электричества понтона из ППУ указаны в проекте.
- 234. Запрещается отсоединять и присоединять проводники заземления во время наливных операций.
- 235. Осмотр и текущий ремонт защитных устройств необходимо проводить одновременно с осмотром и текущим ремонтом технологического оборудования, электрооборудования и электропроводки.
- 236. Работники, проводящие ревизию молниезащитных устройств, должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных повреждений или неисправностей.
- 237. Ответственность за периодическую проверку заземляющих устройств, ведение паспортов на заземляющие устройства, проверку переходных сопротивлений контактных соединений, заземление плавающих крыш и понтонов, за техническое состояние молниеотводов, устройств защиты от статического электричества несет лицо, ответственное за электрохозяйство. Ответственные лица обязаны обеспечить эксплуатацию и ремонт устройства защиты в соответствии с действующими нормативными документами.
- 238. Проверку электрической связи понтона с землей проводят не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения оммического сопротивления заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества. Сопротивление не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понтона с корпусом резервуара применяют гибкий медный провод типа МГ сечением не менее 6 мм².
- 239. При расчетах выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров следует руководствоваться Законом Приднестровской Молдавской Республики от 23 ноября 1994 года «Об охране окружающей среды» (СЗМР 94-4) с изменениями, внесенными законами Приднестровской Молдавской Республики от 10 июля 2002 года № 152-ЗИД-III (САЗ 02-28), от 10 марта 2004 года № 394-ЗИД-III (САЗ 04-11), от 19 июля 2007 года № 258-ЗИД-IV (САЗ 07-30), от 12 июня 2009 года № 776-ЗИ-IV (САЗ 09-24), от 9 июля 2009 года № 809-ЗИ-IV (САЗ 09-29), от 5 октября 2009 года № 879-ЗИ-IV (САЗ 09-41) и ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосферы. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 25 октября 2002 года № 425 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 16274.2-77 по ГОСТ 18061-90)».
- 240. Для снижения загрязнения атмосферы выбросами углеводородов необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов, указанные в таблице № 2.
- 241. Для сокращения потерь нефтепродуктов и предотвращения загрязнения почвы при разливах, отборе проб и ремонтах необходимо устраивать закрытые дренажи в заглубленные резервуары с автоматической откачкой нефтепродукта.
- 242. Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования, фланцевых соединений, съемных деталей, люков и т.п.
- 243. Во избежание потерь нефтепродуктов от переливов следует применять предохранительные устройства, автоматически прекращающие подачу нефтепродукта по достижении заданного уровня в резервуарах или при разгерметизации коммуникаций.
- 244. Нефтешламы, образующиеся при зачистке резервуаров, трубопроводов и при ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов, должны перерабатываться на специальных установках по переработке шлама. Установки должны обеспечивать переработку нефтешламов на нефтепродукт и шлам, позволяющий использовать его в качестве добавки к строительным или дорожным материалам. При отсутствии установок по переработке нефтешламов они должны вывозиться в места складирования (захоронения) в соответствии с договорами с владельцами объектов размещения этих шламов.
Раздел 7. Документация на эксплуатацию резервуаров
- 245. Для каждого резервуара, находящегося в эксплуатации, должны быть следующие документы:
- 246. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен организацией, эксплуатирующей резервуар, подписан главным инженером.
- 247. Техническое обслуживание каждого резервуара должно выполняться с составлением необходимой ремонтной документации, приведенной в разделе 8 настоящих Правил.
Раздел 8. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов. Контроль технического состояния резервуаров
Глава 1. Общие требования
- 248. Контроль технического состояния резервуаров (обследование) проводится на основании действующих технических условий, государственных стандартов, санитарных норм и правил, нормалей, правилами безопасности, типовых проектов и в соответствии с разработанной индивидуальной программой.
- 249. При нормальной эксплуатации резервуарного парка, рекомендуется следующая периодичность обследования резервуаров:
- 250. Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы:
- 251. Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.
- 252. Обследование проводится специализированными организациями, аккредитованными на данный вид работ без вывода резервуара из эксплуатации с целью предварительной оценки технического состояния.
- 253. Полное обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров производится после вывода из эксплуатации, удаления нефтепродукта, вентилирования, зачистки до санитарных норм.
- 254. В случае необходимости проводится диагностика днища без опорожнения резервуара, которая выполняется по специальной технологии, путем измерений сопротивления или емкости грунта под днищем. Метод позволяет выявить наличие и координаты течи, хлопунов, коррозионных повреждений днища со стороны грунта.
- 255. Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное представление о состоянии резервуара без его опорожнения и зачистки за исключением качества сварных соединений и коррозионных повреждений днища со стороны продукта.
- 256. Необходимость диагностирования конкретного резервуара определяется специалистами и должностными лицами организации, при необходимости с привлечением специалистов по диагностике других организаций.
- 257. Диагностика резервуаров и определение остаточного ресурса должны выполняться специализированными организациями, аккредитованными на данный вид работ.
- 258. Частичное обследование резервуара включает:
- 259. Полное обследование резервуара включает:
- 260. При визуальном осмотре подлежат проверке:
- 261. При измерениях геометрической формы резервуара определяют отклонения стенки от вертикали по образующим, проходящим через сварные швы нижнего пояса, и размеры местных деформаций (вмятины, выпучины). Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.
- 262. При обследовании основания необходимо обратить внимание на плотность прилегания днища к основанию, просадку стенки вместе с окрайком днища, на состояние отмостки, наличие откосов и отвода атмосферных осадков.
- 263. Результаты контроля закосят в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.
- 264. По результатам контроля составляют техническое заключение о состоянии резервуара и дают рекомендации по его ремонту.
- 265. Для определения вертикальности стенки измеряют величину отклонений от вертикали образующих стенки на уровне верха каждого пояса, проведенной из нижней точки первого пояса.
- 266. Обследование резервуаров с помощью специальных приборов физического контроля следует проводить в соответствии с требованиями настоящих Правил.
- 267. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:
Глава 2. Обследование металлоконструкций резервуара
- 268. При осмотре резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайка днища и прилегающих участков основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.
- 269. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.
- 270. Сварные соединения освобожденных из-под нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответствии с Приложением № 6 к настоящим Правилам.
- 271. В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.
- 272. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением композитных составов.
- 273. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатков нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком-указателем. Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал. При очистке понтона используют передвижную вакуумную машину АКН-10.
- 274. Согласно ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 25 октября 2002 года № 426 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 18062-72 по ГОСТ 19478-74)» (Регистрационный № 1839 от 1 ноября 2002 года) (САЗ 02-44) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 1 апреля 2003 года № 139 (Регистрационный № 2097 от 7 апреля 2003 года) (САЗ 03-15), от 11 июня 2003 года № 248 (Регистрационный № 2231 от 16 июня 2003 года) (САЗ 03-25), от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), Приказом Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4); приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 19 мая 2006 года № 118 (Регистрационный № 3577 от 24 мая 2006 года) (САЗ 06-22), от 18 января 2007 года № 18 (Регистрационный № 3794 от 25 января 2007 года) (САЗ 07-5), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 17 февраля 2011 года № 64 (Регистрационный № 5558 от 17 марта 2011 года) (САЗ 11-11), от 17 марта 2011 года № 99 (Регистрационный № 5585 от 12 апреля 2011 года) (САЗ 11-15), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51) методы неразрушающего контроля классифицируют по видам; акустические, магнитные, оптические, проникающими веществами, радиационные, радиоволновые, тепловые, электрические, электромагнитные.
- 275. Металлографические исследования проводят на образцах из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.
- 276. Химический анализ металла для резервуаров находящихся долгое время в эксплуатации производят в случае, если неизвестна марка металла, использованного при строительстве резервуара.
- 277. Метод инфракрасной спектроскопии предназначен для выявления и измерения концентраторов напряжения, остаточных напряжений в металлоконструкциях резервуаров путем регистрации тепловизором температурного поля металлоконструкции по электромагнитному излучению, возникшему при упругопластическом деформировании металлоконструкций нагрузочными тестами (Приложение № 7 к настоящим Правилам).
Глава 3. Обследование сварных соединений
- 278. Контроль качества сварных соединений и основного металла осуществляется как неразрушающими, так и разрушающими методами.
- 279. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия проводятся в соответствии с ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)» (Регистрационный № 2030 от 4 марта 2003 года) (САЗ 03-10) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 11 июня 2003 года № 248 (Регистрационный № 2231 от 16 июня 2003 года) (САЗ 03-25), от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 376 (Регистрационный № 2882 от 4 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 3 февраля 2005 года № 64 (Регистрационный № 3111 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 3 февраля 2005 года № 65 (Регистрационный № 3112 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 19 мая 2006 года № 118 (Регистрационный № 3577 от 24 мая 2006 года) (САЗ 06-22), от 17 июля 2006 года № 166 (Регистрационный № 3635 от 20 июля 2006 года) (САЗ 06-30), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 18 января 2007 года № 18 (Регистрационный № 3794 от 25 января 2007 года) (САЗ 07-5), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 19 августа 2010 года № 405 (Регистрационный № 5388 от 22 сентября 2010 года) (САЗ 10-38), от 30 сентября 2010 года № 477 (Регистрационный № 5421 от 21 октября 2010 года) (САЗ 10-42), от 2 ноября 2010 года № 558 (Регистрационный № 5446 от 19 ноября 2010 года) (САЗ 10-46), от 14 января 2011 года № 13 (Регистрационный № 5527 от 2 февраля 2011 года) (САЗ 11-5), от 17 февраля 2011 года № 64 (Регистрационный № 5558 от 17 марта 2011 года) (САЗ 11-11), от 17 марта 2011 года № 99 (Регистрационный № 5585 от 12 апреля 2011 года) (САЗ 11-15), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51), от 28 июня 2012 года № 132 (Регистрационный № 6063 от 19 июля 2012 года) (САЗ 12-30), от 13 февраля 2013 года № 55 (Регистрационный № 6338 от 12 марта 2013 года) (САЗ 13-10) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)») и ГОСТ 14782-86 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)» в объемах, определяемых СНиП 52-05-02 «Несущие и ограждающие конструкции», введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 июля 2002 года № 652 «О нормативной документации в строительстве» (Регистрационный № 1813 от 14 октября 2002 года) (САЗ 02-42) с изменениями и дополнениями, внесёнными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2002 года № 378 (Регистрационный № 1922 от 25 декабря 2002 года) (САЗ 02-52), от 15 августа 2003 года № 775 (Регистрационный № 2365 от 25 августа 2003 года) (САЗ (03-35), от 20 января 2004 года № 36 (Регистрационный № 2580 от 2 февраля 2004 года) (САЗ (04-06),от 13 февраля 2009 года № 77 (Регистрационный № 4843 от 19 мая 2009 года) (САЗ 09-21), от 24 февраля 2009 года № 91 (Регистрационный № 4770 от 18 марта 2009 года) (САЗ 09-12), от 19 октября 2009 года № 550 (Регистрационный № 5059 от 5 ноября 2009 года) (САЗ 09-45) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 июля 2002 года № 652 «О нормативной документации в строительстве»).
- 280. При контроле, связанном с разрушением, проводятся механические испытания, металлографические исследования и химические анализы, для чего вырезаются контрольные образцы из резервуара.
- 281. Объем контроля сварных соединений физическими методами в зависимости от вида сборки для нового резервуара приведены в таблицах № 3 и № 4 в соответствии с требованиями Правил. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации объем контроля сварных соединений определяется по результатам внешнего осмотра.
- 282. Ультразвуковая дефектоскопия для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор), их количества и координат расположения должна производиться по ГОСТ 7512-82, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)», а объемов - по СНиП 52-05-02 «Несущие и ограждающие конструкции», введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 июля 2002 года № 652 «О нормативной документации в строительстве».
- 283. В случае если данные, полученные в результате физического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль проводят путем металлографических исследований.
- 284. Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия проводится для выявления поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, невидимых невооруженным глазом.
- 285. Этому контролю подлежат:
- 286. Механические испытания проводят в тех случаях, когда отсутствуют сведения из сертификата завода-изготовителя резервуарных конструкций, при значительных коррозионных повреждениях, при появлении трещин в различных местах стенки, во всех случаях, когда имеется подозрение на ухудшение механических свойств, усталость под действием знакопеременных нагрузок, при перегревах или при перегрузках.
- 287. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)». По снимкам рентгенографии или рентгеноскопии определяют характер дефекта, его размеры по длине, глубине и ширине, их количество (Приложение № 8 к настоящим Правилам).
- 288. Ультразвуковую дефектоскопию применяют для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера дефектов по типам (например, шлаковые включения, непровары, трещины и т.п.). Здесь определяется условная протяженность, глубина и координаты дефекта.
- 289. Ультразвуковую дефектоскопию используют для контроля сваренных встык и внахлестку листовых конструкций толщиной 4 - 20 мм и угловых сварных соединений листовых конструкций толщиной 4-20 мм.
- 290. Ультразвуковой контроль (Приложение № 9 к настоящим Правилам) проводят после устранения дефектов, обнаруженных при внешнем осмотре, в объеме, предусмотренном в СНиП 52-05-02, введенных в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 июля 2002 года № 652 «О нормативной документации в строительстве», а для экспериментальных резервуаров в объеме, предусмотренном их проектом. В случае необходимости определения границ дефектных участков объем контроля увеличивается.
- 291. Ультразвуковая дефектоскопия производится только при положительной температуре окружающей среды от 5°С до 40°С. Оформление результатов проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 14782-86, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)».
- 292. Акустико-эмиссионный (далее АЭ) метод контроля сварных соединений предусматривает проведение обследования резервуара без вывода его из эксплуатации и очистки (Приложение № 10 к настоящим Правилам).
- 293. АЭ обследование резервуара включает в себя контроль днища резервуара, в т.ч. 100 % длины уторного шва и контроль монтажного шва.
- 294. Наружное обследование резервуаров (без вывода из эксплуатации) проводится не реже одного раза в 5 лет, полное обследование резервуаров (с выводом из эксплуатации) - не реже одного раза в 10 лет.
- 295. Первоочередному обследованию подвергаются резервуары:
- 296. Проведение акустико-эмиссионного обследования резервуаров позволит организациям-владельцам резервуарных парков своевременно проводить контроль оборудования без остановки технологических процессов и зачистки резервуаров.
Глава 4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши
- 297. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками (коробами) производится с учетом результатов проверок технического состояния понтона и устранения его неисправностей.
- 298. При осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить наличие или отсутствие нефтепродукта на поверхности ковра или затвора, разрывов ковра, зазора между затвором и стенкой резервуара.
- 299. Передвижение по понтону из ППУ для его осмотра или ремонта допускается только по трапам шириной не менее 650 мм и длиной не менее 2 м. Трапы должны быть изготовлены из досок толщиной не менее 25 мм (без металлических креплений). Запрещается перемещение по понтону, находящемуся в плавучем состоянии.
- 300. При наличии в отсеках или центральной части понтона нефтепродукта он должен быть слит в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемого нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может осуществляться сифонами, передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов. Используемые передвижные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов, эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями охраны труда и настоящих Правил.
- 301. Техническое обслуживание и ремонт понтонов из полимерных материалов выполняют в соответствии с их технической документацией и инструкцией по эксплуатации понтонов.
- 302. Не реже одного раза в квартал рекомендуется проверять эффективность понтона. Замеряют концентрацию паров бензина в пробе, отбираемой из патрубка светового люка. Если отношение концентрации паров в пробе к концентрации их насыщения при минимальной температуре газового пространства резервуара менее требуемой паспортной величины, то понтон работает удовлетворительно.
- 303. При осмотре понтона обращают внимание на:
- 304. На внутренней поверхности стенки резервуара по ходу понтона (плавающей крыши) не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин.
Глава 5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара
- 305. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:
- 306. При наличии неравномерной осадки основания, превышающей допускаемые для данного резервуара, должна быть произведена плотная подбивка гидрофобным составом, применяемым для гидроизолирующего слоя.
- 307. Свайные основания, получившие осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) под сваи бетона марки
- 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.
Глава 6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров
- 308. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров, т.е. установление их негерметичности, производится без удаления нефтепродукта из резервуара.
- 309. Диагностирование днища осуществляется косвенно, установлением наличия нефтепродукта в грунте с помощью измерений его электропроводности и выявления диэлектрических аномалий.
- 310. Работы проводятся специализированными организациями или работниками организаций, прошедшими обучение, инструктаж и получившими свидетельства. Методика измерения сопротивления или электрической емкости грунта в основании резервуара приведена в Приложении № 12 к настоящим Правилам.
Раздел 9. Охрана труда при обследовании и комплексной дефектоскопии резервуаров
- 311. Работники, занятые на обследовании и дефектоскопии резервуаров должны знать и выполнять:
- 312. К работе по дефектоскопии допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение и имеющие удостоверение дефектоскописта на право производства работ.
- 313. Вновь принятые на работу проходят вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Вновь поступивший сотрудник проходит в течение месяца стажировку под руководством опытного работника, старшего по должности, затем сдает экзамены по технике безопасности и получает удостоверение.
- 314. Повседневный контроль выполнения мероприятий по охране труда выполняет руководитель работ. Перед проведением дефектоскопии руководитель работ проверяет готовность резервуара к обследованию, получает у руководителя объекта акт о готовности резервуара к проведению намечаемых работ и справку анализа воздуха в резервуаре. Работы по дефектоскопии и обследованию внутри резервуара выполняются по наряду-допуску.
- 315. Применение гамма-источников или рентгеновских аппаратов, работы с электрооборудованием, работы на высоте требуют соблюдение правил безопасности.
- 316. В местах проведения работ устанавливаются размеры и маркируется знаками радиационной опасности зона, в пределах которой мощность дозы излучения превышает 0,3 мбэр/час.
- 317. При работе с электроприборами, электрооборудованием наиболее опасным видом травм является поражение электрическим током, оказывающим на человеческий организм различные действия:
- 318. Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.1 «Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)») и ГОСТ 12.2.013.0 «Машины ручные электрические. Общин требования безопасности и методы испытаний», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)»).
- 319. К работам на высоте относятся работы, при выполнении которых работник находится на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте 1,3 м и более. Работы, выполняемые на высоте более 5 м, относятся к верхолазным и выполняются с применением предохранительных поясов.
- 320. Работа на высоте производится с лестницы или стремянки, установленных под углом 75 градусов к горизонтальной плоскости.
Раздел 10. Оформление технического заключения по результатам обследования
Глава 1. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии
- 321. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные:
- 322. Заключение и выводы должны быть четкими и конкретными, не допускающими двояких толкований.
- 323. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии.
- 324. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа.
- 325. Оценку технического состояния резервуаров проводят только при наличии следующих данных:
- 326. Предельно допустимую минимальную толщину отдельных листов стенки резервуаров, находящихся в эксплуатации, показана в таблице № 5.
- 1. Вычисления производились из расчета плотности нефтепродукта 0,008 кН/м3.
- 2. Толщина верхних поясов принята из условия обеспечения их устойчивости.
- 327. Предельно допустимый износ листов кровли и днища по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % проектной величины.
- 328. Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища не должен превышать 30 % проектной величины.
- 329. Предельно допустимый износ листов понтона (плавающей крыши) по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50 % проектной величины для центральной части, а для коробов - 30 %.
- 330. В случае производственной необходимости, если толщина листов стенки ниже предельной минимальной толщины, допускается производить расчет на снижение максимальной высоты налива продукта по формуле:
- 331. Для сооружения новых резервуаров применяется листовая сталь, которая должна отвечать требованиям проекта, техническим условиям и ГОСТ14637-89, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)».
- 332. В процессе эксплуатации изменение геометрической формы резервуара чаще всего происходит из-за неравномерной просадки днища, некачественной подготовки основания, под действием вакуума, переполнении, вибраций.
- 1. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определять интерполяцией.
- 2. Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых резервуаров могут быть увеличены:
- 333. Указанным в 6 отклонениям должны удовлетворять данные 75 % проведенных измерений по образующим. Для остальных 25 % образующих допускаются отклонения на 50 % больше с учетом их местного характера. Измерения проводить при наполненных до расчетного уровня резервуарах.
- 334. При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в таблице № 6, резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы.
- 335. Допустимые местные отклонения (выпучины, вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка, приведены в таблице № 7.
- 336. Высота хлопунов при диаметре днища до 12 м не должна превышать 150 мм, а площадь 2 м², при диаметре днища более 12 м высота их не должна быть более 180 мм, а площадь не более 5 м². При большей высоте или площади хлопунов дефектное место исправляют.
- 337. Отклонения от горизонтали наружного контура днища не должны превышать величины, указанной в таблице № 8. При наличии отклонений днища от горизонтали, превышающих указанные, должен быть проведен ремонт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.
- 338. Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.
- 339. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.
- 340. Все полученные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон стенки и т.д., должны быть сравнены с допускаемыми значениями по действующим стандартам и настоящим Правилам.
- 341. В случае получения недопустимых отклонений от установленных строительными нормами, стандартами, техническими условиями и настоящим руководством резервуар подлежит выводу из эксплуатации.
- 342. Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.
- 343. Основанием для полной отбраковки резервуаров является неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам, так и по химическому составу.
- 344. Списание находящихся в эксплуатации резервуаров производится в порядке, установленном в данной организации.
Раздел 11. Правила проведения ремонтных работ
Глава 1. Общие положения
- 345. Требования Правил распространяются на работы по ремонту вертикальных стальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся без давления, при низком давлении (до 2 кПа) и повышенном давлении (до 70 кПа), а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, эксплуатирующихся при давлении до 40 кПа.
- 346. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:
- 347. Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых:
- 348. Техническое обслуживание:
- 349. Текущий ремонт:
- 350. Капитальный ремонт:
- 351. Ремонты проводят по графикам. Периодичность ремонтов не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров.
- 352. Периодичность каждого вида ремонта устанавливается в зависимости от скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации и в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.
- 353. Работы по ремонту резервуаров следует проводить специализированными организациями в соответствии с действующими нормативными техническими документами, а также с учетом требований безопасности в строительстве.
- 354. Работники, выполняющие ремонтные работы, проходят техническое обучение по их выполнению, а также инструктаж и проверку знаний по правилам безопасности проведения этих работ.
Глава 2. Подготовительные работы
- 355. Подготовку резервуара к ремонтным работам начинают с его пропарки, естественного и искусственного вентилирования.
- 356. Необходимым условием выполнения ремонтных огневых работ на резервуарах является предварительная полная зачистка их от остатков нефтепродуктов, обеспечение пожаровзрывобезопасности.
- 357. Руководитель организации, исходя из существующей структуры управления, должен утвердить инструкции, конкретизирующие права и обязанности лиц, ответственных за выполнение подготовительных и зачистных работ.
- 358. Работы по подготовке к ремонту резервуара с ведением огневых работ могут проводится только при наличии наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.
- 359. Подготовительные работы включают также подготовку территории резервуарных парков и подготовку технических средств, оборудования, инструментов и пр. необходимого для выполнения работ.
- 360. На территории резервуарного парка, освобожденного от постороннего оборудования и каких-либо предметов, следует разместить необходимые для ремонта резервуара технические средства, оборудование, приспособления, инструмент и подручные средства:
- 361. Все применяемые машины, оборудование, инструмент и приспособления должны быть в исправном состоянии, снабжены паспортом или свидетельством о проведенной проверке или испытании.
- 362. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных смол, синтетических клеев, и металлопластиков требуются материалы в соответствии с техническими условиями и государственными стандартами (для отечественных материалов) или по условиям договора (для иностранных материалов).
- 363. Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:
- 364. Перед началом работ по зачистке и ремонту работники проходят инструктаж по правилам безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ, Работники, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются.
- 365. Работники, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по зачистке работники обязаны быть в шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиной более 10 м следует применять их с принудительной подачей воздуха.
- 366. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м должен быть в руках наблюдающего, который, подергивая ее и подавая голос, обязан периодически удостоверяться в нормальном самочувствии работника, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий должен вытащить пострадавшего наружу.
- 367. Наблюдающий обеспечивается такими же защитными средствами и спецодеждой, что и работающий внутри резервуара.
- 368. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только обмедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и т.п. Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.
- 369. По окончании подготовительных работ составляется акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ (Приложение № 13 к настоящим Правилам).
Глава 3. Ремонт металлоконструкций
- 370. Текущий и капитальный ремонты резервуаров следует производить по календарному графику, составленному в каждой организации, эксплуатирующей резервуары.
- 371. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища, стенки, кровли или понтона (плавающей крыши) подлежат удалению и ремонту.
- 372. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.
- 373. Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками.
- 374. Дефектные участки сварных соединений удаляют:
- 375. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Рекомендуемый режим резки металла приведен в таблице № 9.
- 376. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку и т.д., а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали производится воздушно-дуговой резкой. Рекомендуемые режимы воздушно-дуговой резки приведены в таблице № 10.
Глава 4. Ремонт основания и фундамента
- 377. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:
- 378. При ремонте основания для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («черный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.
- 379. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (в % по объему):
- 380. В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы, мазуты, каменный деготь и полугудроны по техническим условиям.
- 381. При проведении ремонтных работ при положительной температуре наружного воздуха приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.
- 382. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится.
- 383. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.
- 384. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают на них гидроизолирующий слой.
Глава 5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ
- 385. Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, должна соответствовать действующим стандартам или техническим условиям (на основании сертификатов) и предварительно очищена от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и других загрязнений. Для ремонта резервуаров следует применять спокойные стали по ГОСТ 380-2005 «Сталь углеродистая обыкновенного качества», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 17 июня 2008 года № 296 «О введении в действие и отмене нормативных документов по стандартизации на территории Приднестровской Молдавской Республики» (газета «Приднестровье» от 17 июля 2008 года) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 17 июня 2008 года № 296 «О введении в действие и отмене нормативных документов по стандартизации на территории Приднестровской Молдавской Республики»). Допускается использование кипящих сталей по ГОСТ 380-2005, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 17 июня 2008 года № 296 «О введении в действие и отмене нормативных документов по стандартизации на территории Приднестровской Молдавской Республики» для ремонта стенки и днища резервуаров емкостью 3 - 5 м3, а также колеи жесткости, треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех емкостей.
- 386. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и других приспособлений, а также измерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность (линейки, рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502-98 «Рулетки измерительные металлические. Технические условия», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)»).
- 387. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также быть комбинированными (из дерева и тонкого стального листа), шаблоны для резки заготовок - из картона и дерева.
- 388. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара на 1 - 2,5 м, в зависимости от диаметра резервуара.
- 389. Расстояние между непараллельными сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара - не менее 500 мм.
- 390. При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных приспособлений.
- 391. Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоянных швов.
- 392. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина - 50 - 60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400 - 500 мм.
- 393. Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же, как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения.
- 394. При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки соответствующих типов сталей.
- 395. При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и др.) и в случае наличия повреждений устранить их.
- 396. Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.
- 397. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.
- 398. Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже -25°С ударными инструментами запрещается.
- 399. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку.
- 400. Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10°С. Сварку при более низких температурах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур (Приложение № 14 к настоящим Правилам).
- 401. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ к которым они могут быть допущены.
- 402. При выполнении сварочных работ при ремонте и исправлении дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:
- 403. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200 - 250 мм. Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зависимости от толщины металла в соответствии с таблицей № 12.
- 404. Многослойную сварку стыков на низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200°С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 - 3 мм от ближайших границ проплавления.
- 405. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ и швов, прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответствии с требованиями ГОСТ 8713-79 «Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 74 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 8709-82 по ГОСТ 9999-94)» (Регистрационный № 2032 от 4 марта 2003 года) (САЗ 03-10) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 11 июня 2003 года № 248 (Регистрационный № 2231 от 16 июня 2003 года) (САЗ 03-25), от 20 июня 2003 года № 257 (Регистрационный № 2266 от 30 июня 2003 года) (САЗ 03-27), от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37), от 3 декабря 2003 года № 522 (Регистрационный № 2499 от 11 декабря 2003 года) (САЗ 03-50), приказами Министерства экономики Приднестровской Молдавской Республики от 27 июля 2004 года № 375 (Регистрационный № 2880 от 3 августа 2004 года) (САЗ 04-32), от 14 декабря 2004 года № 642 (Регистрационный № 3080 от 20 января 2005 года) (САЗ 05-4), от 3 февраля 2005 года № 64 (Регистрационный № 3111 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 3 февраля 2005 года № 65 (Регистрационный № 3112 от 11 февраля 2005 года) (САЗ 05-7), от 6 апреля 2005 года № 219 (Регистрационный № 3183 от 18 апреля 2005 года) (САЗ 05-17), от 1 ноября 2005 года № 641 (Регистрационный № 3402 от 6 декабря 2005 года) (САЗ 05-50), приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 6 апреля 2006 года № 91 (Регистрационный № 3536 от 14 апреля 2006 года) (САЗ 06-16), от 17 июля 2006 года № 166 (Регистрационный № 3635 от 20 июля 2006 года) (САЗ 06-30), от 3 ноября 2006 года № 229 (Регистрационный № 3734 от 15 ноября 2006 года) (САЗ 06-47), от 18 января 2007 года № 18 (Регистрационный № 3794 от 25 января 2007 года) (САЗ 07-5), от 26 декабря 2008 года № 436 (Регистрационный № 4676 от 12 января 2009 года) (САЗ 09-3), приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), от 2 ноября 2010 года № 558 (Регистрационный № 5446 от 19 ноября 2010 года) (САЗ 10-46), от 17 марта 2011 года № 99 (Регистрационный № 5585 от 12 апреля 2011 года) (САЗ 11-15), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 74 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 8709-82 по ГОСТ 9999-94)»).
- 406. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом.
- 407. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по контуру) коробчатых элементов.
Глава 6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ
- 408. Исправление дефектных мест с использованием эпоксидных составов не обеспечивает прочности конструкции и при ремонте резервуаров и понтонов применяют только для герметизации:
- 409. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляется с наружной стороны резервуара без его дегазации.
- 410. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляется при дегазированном резервуаре (при санитарной норме содержания паров нефтепродукта). Правила охраны труда при работе с эпоксидными составами приведены в Приложении № 15 к настоящим Правилам.
- 411. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после установления границ трещин, засверловки отверстий диаметром 6 - 8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать техническим вазелином.
- 412. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек должна осуществляться далее границ дефектного места на 40 - 80 мм с помощью безыскровых приспособлений.
- 413. Для ремонта резервуаров рекомендуется применить эпоксидные композиции (клей) холодного отвердения, составы которых приведены в таблице № 13.
- 414. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки, кровли и других элементах может осуществляться путем наложения металлических заплат на клее на основе эпоксидной смолы ЭП-0010.
- 415. Перед началом работ по ремонту резервуаров с применением эпоксидных клеевых составов работников необходимо ознакомить с технологией производства работ, правилами охраны труда и санитарно-профилактическими мероприятиями при работе с эпоксидными клеями.
- 416. Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными составами с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани - стеклоткани, бязи и др.
- 417. Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется (прикатывается) металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и металлом.
- 418. Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесением сплошного армирующего покрытия на дефектное место.
- 419. Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняют с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 и отвердителя - гексаметилендиамина (в массовых долях: шпатлевка - 100, отвердитель - 8,5).
- 420. Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности первого пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом или другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензином и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой.
- 421. Отдельные раковины, свищи и другие дефекты предварительно шпатлюют основным покрытием следующего состава (в массовых долях): шпатлевка ЭП-0010 - 100; отвердитель (гексаметилендиамин) - 8,5; наполнитель (пудра алюминиевая) - 100.
- 422. Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резервуара должны осуществляться не ранее, чем через семь суток после окончания ремонта.
- 423. Качество ремонтных работ с применением эпоксидных составов обеспечивается постоянным и строгим пооперационным контролем всего технологического процесса. Пооперационный контроль предусматривает систематическую проверку:
- 424. Клеевое покрытие «Спрут» наносится на защищенную внутреннюю или внешнюю поверхность резервуара шпателем для заделки трещин, свищей и другие повреждений.
- 425. Соотношение компонентов и последовательность их введения при приготовлении клея «Спрут» приведена в таблице № 16.
- 426. Соотношение компонентов при приготовлении ряда других клеевых композиций типа «Спрут» приведены в таблице № 17.
- 427. Составы и назначение клеевых покрытий и шпатлевок на основе клея «Спрут»-9М2 приведены в таблице № 18.
- 428. На компоненты, используемые для применения клея типа «Спрут» должны быть сертификаты, подтверждающие их соответствие техническим условиям.
- 429. Одним из методов ремонта резервуаров без применения сварочных работ является применение новых технологий - химическая холодная сварка «Диамант». Метод основан на применении металлического двухкомпонентного материала, который взаимодействует с ремонтируемым металлом на молекулярном уровне. Химическая холодная сварка эффективный и быстрый способ заделки трещин, отверстий, коррозионных повреждений, устранения утечек нефтепродукта. Холодная сварка может применяться при температурах ниже 0°С. Возможно проведение ремонта систем находящихся под небольшим давлением.
- 430. Для приготовления клеевого состава для холодной сварки используют два компонента «Диамант» и «Стандарт». Компоненты, представляющие собой жидкие, пастообразные вещества или металлические порошки, смешиваются в равных долях до получения однородной массы. При смешении необходимо следить за единым цветом смеси. Светлые полосы в смеси свидетельствуют о том, что компоненты А и В не тщательно размешались.
- 431. На предварительно очищенную и обезжиренную поверхность смесь наносится шпателем или кистью слоями любой толщины. Для создания особо прочных соединений холодную сварку комбинируют со стеклотканью. Отвердение смеси происходит при 20°С через 2 - 3 часа.
- 432. Качество работ обеспечивается соблюдением технологических требований и контролем за их выполнением. На поверхности отремонтированного участка не допускаются скопление пор, раковин глубиною более 1,0 мм, одиночные несплошности в виде трещин или в любой другой форме, участки рыхлот более 10 % от площади «заплаты».
- 433. Ремонтные работы, выполненные материалами «Диамант», контролируются методом цветной дефектоскопии.
Глава 7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой
- 434. Работы по ремонту резервуаров выполняются в соответствии с рекомендациями по результатам технического диагностирования резервуаров.
- 435. Перед проведением ремонтных работ жидкость (этиленгликоль) или инертный газ (азот), находящиеся в межстенном пространстве резервуара, удаляются закрытым способом через дренажный трубопровод. Затем через патрубок продувки межстенное пространство продувается воздухом и просушивается.
- 436. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого топлива, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию (удалению подтоварной воды).
- 437. Диагностирование резервуаров должно носить комплексный характер для выявления всех факторов, влияющих на безопасность их эксплуатации.
- 438. Подготовительные работы перед проведением ремонта, а также ремонт резервуаров с применением и без применения огневых работ выполняются в соответствии с главами 2-3 раздела 11 настоящих Правил.
- 439. В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны. Для долговременной защиты стенок (внутренней и наружной) резервуаров проводят работы по нанесению на предварительно подготовленную поверхность изоляционных покрытий.
- 440. На прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты. Внутренние поверхности наземных и подземных резервуаров покрывают антикоррозионными лакокрасочными материалами в 2 - 4 слоя с последующей сушкой каждого нанесенного слоя в отдельности.
- 441. После завершения работ по антикоррозионной защите поверхностей оформляется акт приемки резервуара в эксплуатацию, к которому прилагается паспорт на применяемые материалы.
Глава 8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров
- 442. Усиление эксплуатирующихся резервуаров проводится бандажированием с целью восстановления несущей способности нижних поясов стенки (1 - 4 пояс), имеющих коррозионный износ в пределах до 20 % от первоначальной толщины листа.
- 443. Бандажные усиления для укрепления стенки и повышения ее несущей способности, надежности конструкции при эксплуатации целесообразно устанавливать на резервуарах вместимостью от 1000 до 10000 м³ как полистовой, так и рулонной сборки.
- 444. Бандажные усиления представляют собой разъемные стальные кольца, состоящие из 4 - 6 полос (в зависимости от длины полосы и диаметра резервуара), стянутых с помощью резьбовых соединений.
- 445. Монтажные работы по установке бандажных усилений следует совмещать с проведением ремонта резервуара, подготовленного к выполнению огневых работ.
- 446. Решение на усиление резервуара или группы резервуаров бандажами принимается техническими службами организаций или территориальных объединений Компании после получения результатов обследования и комплексной дефектоскопии резервуаров.
- 447. На каждый резервуар, намеченный к проведению работ по усилению, должен разрабатываться индивидуальный технический проект с учетом его технического состояния. В проекте приводятся:
- 448. Резервуар после завершения комплекса ремонтных работ и монтажа бандажных колец должен пройти гидравлические испытания согласно установленным правилам. По завершению испытаний составляется акт о вводе его в эксплуатацию, в котором указывается предельный уровень наполнения усиленного резервуара.
Глава 9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции
- 449. Подготовка к ремонтным работам в резервуаре с ППУ - понтоном состоит из следующих операций:
- 450. Поверхность понтона промывается с помощью моющего раствора типа МЛ (концентрацией 0,1 % при температуре 60°С). Направлять струю острого пара на понтон из ЦПУ запрещается.
- 451. Для ремонта только ППУ-понтона концентрация углеводородов снижается до санитарных норм. При этом затвор понтона должен быть отжат по периметру от стенки резервуара без нанесения механических повреждений с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений.
- 452. Отбор проб паровоздушной смеси производится из следующих точек под понтоном; из полостей защитной трубы ПСР, перфорированной трубы для замера уровня и отбора проб, центральной стойки и в нескольких местах непосредственно под затвором.
- 453. Концентрация паров вредных веществ не должна превышать допустимых значений по ГОСТ 12.1.005-88, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)».
- 454. При ремонтных работах в предварительно зачищенном и дегазированном резервуаре с ППУ-понтоном производится зачистка дефектных мест (вокруг трещин, проломов и т.д.). Под проломы подгладываются металлические, фанерные и прочие пастилы, покрытые смазкой или полиэтиленовой пленкой. Затем дефектные места напыляются (заливаются ППУ).
- 455. Надрезы и неплотно прилегающие к стенке и другим элементам резервуара части затвора ремонтируются путем вклеивания секторов и сегментов эластичного ППУ соответствующей конфигурации. Между затвором и стенкой резервуара прокладывается полоска полиэтиленовой пленки во, избежание прилипания затвора к стенке. Отремонтированные поверхности ковра и затвора, а также изношенное покрытие понтона, покрываются латексом.
- 456. При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные места (отслоения, смятия и пр.) очищаются до металла. Затем металл зачищается, покрывается грунтовкой, и на него напыляется ППУ. Аналогично ремонтируются трещины теплоизоляции из ППУ. При ремонте теплоизоляции на верхних поясах резервуаров применяются люльки различных конструкций или автоподъемники.
- 457. Проведение сварочных работ и других огневых работ с открытым пламенем в период ремонта понтона не допускается.
- 458. Перед производством огневых работ на резервуаре с ППУ-понтоном должно быть осуществлено проведение всех мероприятий, обеспечивающих пожарную безопасность, в том числе инструктаж работников, проводящих ремонтные работы.
- 459. При загорании теплоизоляции или понтона из ППУ нахождение работников с подветренной стороны категорически запрещается.
- 460. При ремонте понтона освещение обеспечивается светильниками во взрывобезопасном исполнении.
- 461. При удалении и исправлении дефектных мест кровли, корпуса резервуара, приварке воротников защитной трубы ПСР, трубы для замера уровня и отбора проб, центральной стойки, герметизации верхнего уторного уголка с применением огневых работ должны быть приняты меры, предотвращающие попадание на понтон раскаленного металла.
- 462. Работы по ремонту понтонов из ППУ производятся в защитной спецодежде. Кроме того, при вклеивании деталей затвора и нанесении латексного покрытия используется респиратор, а при напылении - фильтрующие противогазы.
- 463. К ремонту понтонов из ППУ допускаются лица, прошедшие предварительную подготовку и медицинское освидетельствование.
Глава 10. Оборудование, механизмы и материалы для ремонта резервуаров
- 464. При проведении ремонта может быть применено следующее оборудование, приспособления и инструмент:
- 465. Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент, выпускаемые серийно промышленностью и имеющие заводскую маркировку. Целесообразно применять наиболее прогрессивное технологическое оборудование, обеспечивающее высокую производительность ведения ремонтно-монтажных работ и значительно снижающее использование ручного труда.
- 466. Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки, устанавливаемые законодательством Приднестровской Молдавской Республики.
- 467. Работы по подъему, перемещению, транспортированию грузов должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.009-76 Система стандартов безопасности труда «Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)» и ГОСТ 12.3.020-80 Система стандартов безопасности труда «Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 417 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (c ГОСТ 11772-73 по ГОСТ 12766.1-90)».
- 468. Оборудование для резки, сварки, электрооборудование должно быть работоспособным, находиться в исправном состоянии, проверено перед проведением работ, а также удовлетворять требованиям электро- и пожаробезопасности, правилам охраны труда, .
- 469. Измерительный инструмент и приборы, используемые для определения линейных, массовых, объемных, электрических и других величин должен иметь метрологическую аттестацию и поверяться в сроки, определяемые Госстандартом или ведомственной метрологической службой.
- 470. Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окрайка днища, несущих конструкций и колец жесткости, кровли резервуаров (в том числе повышенного давления), понтонов и плавающих крыш резервуаров, эксплуатируемых в районах с различной расчетной температурой наружного воздуха, в зависимости от вместимости резервуаров рекомендуется применять необходимые марки сталей, которые должны соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков.
- 471. Для ремонта стенки и днища горизонтальных сварных резервуаров следует применять сталь марки ВСт3сп3 по ГОСТ 380-2005, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 17 июня 2008 года № 296 «О введении в действие и отмене нормативных документов по стандартизации на территории Приднестровской Молдавской Республики».
- 472. При ремонте теплоизоляции резервуаров и трубопроводов из ППУ дефектные места (отслоения, смятия и пр.) очищаются до металла. Затем металл зачищается, покрывается грунтовкой, и на него напыляется ППУ. Аналогично ремонтируются трещины теплоизоляции из ППУ. При ремонте теплоизоляции на верхних поясах резервуаров применяются люльки различных конструкций или автоподъемники.
- 473. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксидных составов должны применяться следующие материалы: эпоксидная смола ЭД-20, смола низкомолекулярная полиамидная Л-20, полиэтиленполиамин, дибутилфталат, стеклоткань, пудра алюминиевая ПАК-1, ацетон технический, наждачная бумага № 3 - 5, шпатлевка ЗП-0010. толуол технический, бензин, гексаметилендиамин, растворитель Р-4.
Глава 11. Контроль качества ремонтных работ, испытания и ввод резервуаров в эксплуатацию
- 474. При ремонте резервуаров применяются следующие виды контроля качества сварных соединений:
- 475. Визуальному контролю должны подвергаться 100 % ремонтируемых сварных соединений.
- 476. К недопустимым внешним дефектам сварных резервуаров относятся трещины любых видов.
- 477. Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуаров проводится в соответствии с ГОСТ 23118-99 «Конструкции металлические строительные. Общие технические условия», введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 8 августа 2002 года № 699 «О введении в действие государственных стандартов Приднестровской Молдавской Республики» (Регистрационный № 1811 от 14 октября 2002 года) (САЗ 02-42) с изменениями, внесенными приказами Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 30 августа 2003 года № 391 (Регистрационный № 2391 от 8 сентября 2003 года) (САЗ 03-37) и от 14 мая 2009 года № 281 (Регистрационный № 5029 от 15 октября 2009 года) (САЗ 09-42), 2 ноября 2010 года № 558 (Регистрационный № 5446 от 19 ноября 2010 года) (САЗ 10-46), от 22 ноября 2011 года № 522 (Регистрационный № 5838 от 19 декабря 2011 года) (САЗ 11-51), от 28 июня 2012 года № 132 (Регистрационный № 6063 от 19 июля 2012 года) (САЗ 12-30) (далее Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 8 августа 2002 года № 699 «О введении в действие государственных стандартов Приднестровской Молдавской Республики»).
- 478. Контроль выполненных работ осуществляют:
- 479. Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.
- 480. В старых клепаных резервуарах подвергаются проверке заклепочные соединения в зонах, прилегающих к ремонтируемому участку. Проверку выполняют простукиванием легким молотком по головкам заклепок (качественные заклепки не издают дребезжащего звука), затем проверяют герметичность вакуум-методом.
- 481. Контроль сварных соединений посредством визуального осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713-79, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 74 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 8709-82 по ГОСТ 9999-94)», ГОСТ 23118-99, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 8 августа 2002 года № 699 «О введении в действие государственных стандартов Приднестровской Молдавской Республики». Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродукта.
- 482. Визуальный осмотр, измерения геометрических размеров швов проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов:
- 483. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения с помощью шаблонов соответствия их размеров требованиям проекта и стандартов.
- 484. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.
- 485. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка должны быть расположены в разбежку. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.
- 486. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками.
- 487. Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100 %-ному контролю на герметичность вакуум-методом или керосиновой пробой.
- 488. Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином.
- 489. Испытание на герметичность сварных соединений днища резервуаров производится вакуум-методом.
- 490. Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ, центральной части понтона и плавающей крыши.
- 491. Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и плавающих крыш проводят путем нагнетания в них воздуха компрессором до избыточного давления 1 кПа с одновременным смазыванием всех наружных швов мыльным раствором или другим пенным индикатором.
- 492. Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-камерой, керосином или внутренним избыточным давлением воздуха.
- 493. Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской, удаляют на длину дефектного места плюс 15 мм с каждого конца и заваривают вновь.
- 494. Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окрайка днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса, соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) резервуаров вместимостью 2000 м3 и более подвергаются контролю просвечиванием - рентгено- или радиографированием.
- 495. Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания, днища, окрайка, стенки, покрытия и анкерных устройств (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов стенки), посредством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соответствующего избыточного давления или вакуума.
- 496. В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах: в стыковых соединениях стенки, в сопряжении стенки с днищем и других ответственных соединениях.
- 497. После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерности осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее, чем в восьми точках и не реже, чем через 6 м.
- 498. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при заполнении его до расчетного уровня проводят по отвесу, геодезическими и другими способами.
- 499. Качество ремонта понтона (плавающей крыши) и уплотняющего затвора проверяют путем подъема и опускания понтона при заполнении резервуара водой.
- 500. После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые отклонения согласно ГОСТ 23118-99, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 8 августа 2002 года № 699 «О введении в действие государственных стандартов Приднестровской Молдавской Республики», испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы (Приложение № 16 к настоящим Правилам).
Глава 12. Охрана труда и требования к огневым работам при ремонте резервуара
- 501. Меры безопасности при огневых работах определяются исходя из конкретных условий проведения ремонтных работ, при условии строгого исполнения действующих норм и правил по безопасности и охране труда.
- 502. К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, новообразованием и нагреванием до температуры, способной вызвать воспламенение материалов и конструкций (электрическая и газовая сварка, бензиновая, керосиновая или кислородная резка, кузнечные и котельные работы с применением паяльных ламп и разведением открытого огня).
- 503. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении огневых работ возлагается на руководителя организации, а также лиц, в установленном порядке назначенных ответственными за обеспечение пожарной безопасности.
- 504. К производству огневых работ допускаются работники, выдержавшие испытания по специальной подготовке и имеющие соответствующие квалификационные удостоверения и талоны по охране труда и безопасности.
- 505. Огневые работы следует производить в светлое время суток (за исключением аварийных ситуаций) по письменному разрешению технического руководителя (начальника, заместителя начальника ЛПДС, НП, НС, согласованному с начальником пожарной службы).
- 506. Выполнение огневых работ проводится только после оформления наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.
- 507. Для организации подготовки и проведения огневых работ назначаются работники из числа инженерно-технического персонала, ответственные за проведение мероприятий, обеспечивающих пожаровзрывобезопасность подготовительных и огневых работ.
- 508. Огневые работы можно производить только после выполнения всех подготовительных мероприятий, обеспечивающих полную безопасность работ.
- 509. При проведении огневых работ рабочие должны быть обеспечены спецодеждой не имеющей следов нефтепродуктов, защитными масками (очками) и другими специальными средствами защиты.
- 510. При проведении огневых работ на рабочем месте должны быть размещены первичные средства пожаротушения.
- 511. Огневые работы производятся только в присутствии ответственного за выполнение этих работ.
- 512. При проведении огневых работ в резервуаре все люки (лазы) должны быть открыть.
- 513. Все роботы в резервуаре должны контролироваться снаружи работниками (не менее двух), прошедшими инструктаж и имеющими шланговый противогаз.
- 514. При проведении огневых работ баллоны со сжатым, сжиженным и растворенными газами не должны иметь контактов с электропроводящими кабелями.
- 515. Огневые работы должны проводиться исправным инструментом и заземленным сварочным оборудованием. Запрещено использовать приставные лестницы.
- 516. Во время проведения огневых работ в резервуаре любые другие работы запрещены.
- 517. Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении несоблюдения мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске на огневые работы, появления в воздухе рабочей зоны паров нефтепродукта или горючих газов, а также возникновении опасной ситуации.
- 518. Ответственный за проведение огневых работ, при возникновении опасной ситуации, должен быть немедленно оповещен.
- 519. По окончании огневых работ место их должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленных огарков, окалины или тлеющих предметов, а при необходимости залито водой.
- 1. Технический проект на конструкции резервуара (проект КМ);
- 2. Рабочие (деталировочные) чертежи конструкций резервуара;
- 3. Сертификат качества на конструкции резервуара;
- 4. Акт на приемку основания и фундаментов;
- 5. Акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара;
- 6. Акт гидравлического испытания резервуара;
- 7. Акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум;
- 8. Акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара;
- 9. Акт выполнения теплоизоляции резервуара;
- 10. Акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования.
- 1. Журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара является внутренним документом организации.
- 2. Журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. Количество страниц в журнале заверяется подписью ответственного лица.
- 3. В журнале отражаются результаты осмотра и устраняемые неисправности оборудования и арматуры резервуара.
- 1. Выдан (кому)______________________________________________________________
- 2. На выполнение работ_______________________________________________________
- 3. Место проведения работ_____________________________________________________
- 4. Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие) _______________
- 5. Планируемое время проведения работ:_________________________________________
- 6. Меры по обеспечению безопасности___________________________________________
- 7. Требуемые приложения_____________________________________________________
- 8. Особые условия____________________________________________________________
- 9. Наряд выдал_______________________________________________________________
- 10. СОГЛАСОВАНО:_________________________________________________________
- 11. Объект к проведению работ подготовлен:
- 12. К выполнению работ допускаю______________________________________________
- 13. Отметка о ежедневном допуске к работе, окончании этапа работы:
- 14. Наряд-допуск продлен до___________________________________________________
- 15. Продление наряда-допуска согласовано (в соответствии с п.10)___________________
- 16. К выполнению работ на период продления допускаю____________________________
- 17. Изменения состава бригады исполнителей:_________________________
- 18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в порядок, инструмент и материалы убраны, люди выведены, наряд- допуск закрыт_______________________________
- 1. Знак «+» означает, что вещества опасны также при попадании на кожу.
- 2. Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного вещества:
- 1. Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином или вакуум-методом.
- 2. Для проверки герметичности двухсторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится под давлением 1 - 2 кгс/см² в зазор между листами через специально просверленное отверстие; после проведения испытания пространство между листами должно быть продуто сжатым воздухом, а отверстие заварено.
- 3. При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака, масла и пыли, смачивается индикаторным мыльным раствором, а при отрицательной температуре - раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разряжение в вакуум-камере должно составлять не менее 500 мм рт. ст. для сварных соединений стальных листов толщиной 4 мм и не менее 600 мм рт. ст. для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.
- 1. Диагностирование методом инфракрасной спектроскопии проводят в климатических условиях, обеспечивающих равномерное распределение температурного поля стенки резервуара, преимущественно в ночное время, в туман, в пасмурные дни. Исключается влияние на корпус резервуара прямых солнечных лучей, других внешних источников инфракрасного излучения.
- 2. Температура окружающей среды должна соответствовать температурному диапазону тепловизионного приемника. Оптимальное значение температуры среды при диагностировании плюс 15°С (± 5°С).
- 3. В зависимости от глубины поиска дефекты, выявляемые тепловизионным способом, делятся на два типа:
- 4. Тепловизионную камеру устанавливают на расстоянии, соответствующем заданной глубине поиска дефектов. Поле зрения, при необходимости, измеряют сменными линзами.
- 5. Резервуар нагружают тестовой нагрузкой. Изменение температурного поля стенки резервуара контролируется на экране видеоконтрольного устройства. Тепловизионную информацию, при необходимости, заносят на магнитную ленту для дальнейшей обработки на ЭВМ.
- 6. Применяют несколько способов регистрации и обработки тепловизионной информации:
- 7. Обработка термограмм заключается в выявлении и измерении макро-и микроконцентраторов напряжений в стенке резервуара. Коэффициент концентрации напряжений определяют отношением приращения максимального уровня температур в области дефекта к приращению температуры в бездефектном участке в относительных или абсолютных единицах измерения.
- 8. При обработке тепловизионных изображений для исключения собственных тепловых полей объекта: вычитают «нулевой кадр», полученный перед нагружением, из последующих, полученных после тестового нагружения, и анализируют только приращение температурного поля, вызванного нагрузочным тестом. Коэффициент концентрации напряжений в области дефекта определяют отношением приращения температуры в области концентратора и бездефектной области:
- 1. Для просвечивания сварных соединений на рентгеновскую пленку применяются гамма-дефектоскопы и рентгеновские аппараты, которые должны быть транспортабельны, безопасны и удобны в работе.
- 2. Запас пленки в службе дефектоскопии и на складах не должен превышать годовую потребность.
- 3. Для оценки качества сварного соединения в специальный карман кассеты или непосредственно на поверхность металла со стороны источника излучения помещается эталон чувствительности (дефектометр). Эталоны чувствительности могут быть пластинчатыми или проволочными, изготавливаются из металла, аналогичного контролируемому. Форма и размеры эталонов должны соответствовать ГОСТ 7512-82, введенный в действие Приказ Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 19 февраля 2003 года № 72 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 5.1800-73 по ГОСТ 7631-85)».
- 4. При контроле сварных швов с помощью проникающих излучений кассета с пленкой устанавливается на шов с внутренней стороны стенки резервуара, а источник излучений - снаружи на некотором расстоянии, называемым фокусным.
- 5. Фокусное расстояние выбирают в зависимости от длины снимка и должно быть не менее 1,38 его длины. При уменьшении фокусного расстояния качество снимка снижается, а с увеличением повышается чувствительность снимка, но возрастает (в квадрате) время экспозиции.
- 6. Время экспозиции при просвечивании швов зависит от мощности источника излучения, качества пленки, рода и толщины просвечиваемого материала, фокусного расстояния.
- 7. Во избежание получения размытых «смазанных» изображений шва на снимке установка источника излучения и крепление кассет должны обеспечивать их полную неподвижность.
- 8. Установку кассет при просвечивании швов 2-го и 3-его поясов производят с лестницы, а источник излучения ставят на штатив, специальную подставку или приспособление, обеспечивающее его устойчивость и выбранное фокусное расстояние.
- 9. Швы стыковых соединений контролируют с направлением центрального луча в середину шва так, чтобы угол между направлением излучения и плоскостью шва был равен 90°. Швы, сваренные внахлестку, просвечиваются с направлением центрального луча перпендикулярно плоскости шва или под углом 45°.
- 10. В резервуарах полистовой сборки рулонного изготовления, находящихся в эксплуатации, просвечиваются все пересечения вертикальных и горизонтальных швов 1-го и 2-го поясов и 50 % пересечений второго и третьего поясов стенки, а также все места, где проводился ремонт с применением сварки.
- 11. Если в процессе контроля будут обнаружены недопустимые дефекты, выходящие за пределы снимка, то просвечивание производится дальше до окончания дефекта шва.
- 12. Проявление пленок, экспонированных рентген- или гамма-лучами, производят стандартными проявителями, указанными заводом-изготовителем на упаковке пленки.
- 13. После проявления снимки промываются в проточной воде или в ванне (промежуточная промывка). В жаркое время во избежание сползания эмульсии промежуточная промывка производится в слабом растворе кислоты или кислых солей (однопроцентный раствор уксусной кислоты или 25 %-ный раствор бисульфита натрия).
- 14. Фиксирование проявленных снимков проводят в фиксаже рекомендованном заводом-изготовителем пленки при температуре окружающей среды.
- 15. После фиксирования снимки тщательно промывают в проточной воде в течение 10-20 минут до полного удаления из эмульсионного слоя гипосульфита натрия и других солей. Допускается промывка в стоячей воде в течение 25-30 минут, меняя ее через каждые 5-6 минут.
- 16. Сушат негативы в сушильных шкафах с регуляторами температуры с обеспечением необходимого обмена воздуха.
- 17. Наиболее часто встречающимся дефектом снимков является чрезмерная вуаль, которая появляется из-за использования предварительно засвеченной или с просроченным сроком хранения пленки, обработка при сильном красном свете фонаря или в перегретом проявителе.
- 18. Ширина и длина дефекта шва, проявившегося на снимке определяется простыми измерениями, а примерный размер по сечению шва (глубина залегания) - по эталону чувствительности. Сравниваются степень почернения одной из канавок эталона и дефекта. Глубина этой канавки и будет размером дефекта по сечению шва.
- 19. В заключении по результатам просвечивания швов указывают условное обозначение шва (его номер), чувствительность снимка, длину контролируемого участка шва в миллиметрах, вид и характер дефектов, количество в штуках, глубину и протяженность в миллиметрах.
- 20. Расшифрованные снимки собирают в связки, на бирке которой указывают номер резервуара, его местонахождение, дату контроля.
- 1. Настоящая методика распространяется на контроль сварных соединений из углеродистых и низколегированных сталей, выполненных ручной электродуговой автоматической и полуавтоматической сваркой. Методика разработана с учетом рекомендаций и требований ГОСТ 14782-86, введенный в действие Приказом Министерства промышленности Приднестровской Молдавской Республики от 23 октября 2002 года № 419 «О введении в действие межгосударственных стандартов на территории Приднестровской Молдавской Республики (с ГОСТ 14243-78 по ГОСТ 16274.1-77)».
- 2. Для дефектоскопии резервуаров применяют ультразвуковые дефектоскопы. В комплект приборов входит набор искателей для контроля и измерения толщины листов, а также эталоны для настройки приборов, инструкция по настройке и эксплуатации. Приборы должны ежегодно проходить поверку в установленном порядке.
- 3. К выполнению работ по дефектоскопии допускаются операторы, прошедшие обучение, имеющие удостоверение на право контроля и прошедшие стажировку с опытным оператором. Срок действия квалификационного удостоверения специалистов 1 и 2 уровней - 3 года, 3-го уровня - 5 лет. Квалификационное удостоверение теряет силу в случае перерыва в работе по неразрушающему контролю более 1 года. По истечении этого срока оператор допускается к производству работ по дефектоскопии только после сдачи экзаменов.
- 4. Перед началом контроля поверхность металла очищают на расстоянии 50 - 70 мм с каждой стороны шва до чистоты.
- 5. С целью обеспечения акустического контакта между шумоискателем и изделием, зачищенную поверхность протирают и смазывают автолом, солидолом, глицерином и т.п.
- 6. Проверяют правильность работы дефектоскопа по эталонам согласно прилагаемой к прибору инструкции. Проверяется точность работы глубиномера, стрелка искателя, разрешающая способность, «мертвая зона», правильность показаний на эталонах сварных швов с заданными дефектами.
- 7. Контроль стыковых швов толщиной 4 - 20 мм ведут последовательно по обе стороны от усиления шва призматическими искателями. Искатель перемещают зигзагообразно вдоль шва, систематически поворачивая его вокруг оси на 5 - 10° для выявления различно расположенных дефектов.
- 8. Если на экране прибора в пределах рабочего участка развертки появится устойчивый сигнал, то устанавливают причину его появления, для чего, слегка перемещая искатель по поверхности металла, находят такое положение, когда амплитуда сигнала максимальна, определяют координаты отражателя, уточняя не является ли наблюдаемый сигнал результатом отражения ультразвуковых колебаний от границы усиления шва. Если отраженный сигнал устойчив и его координаты находятся в районе шва, он фиксируется как дефект. Порядок измерения координат дефекта, его протяженности указан в прилагаемой к прибору инструкции.
- 9. Контроль угловых сварных соединений производят с одной стороны за один проход при толщине свариваемых листов 4 - 12 мм, за два прохода при толщинах более 12 мм наклонными искателями с углом ввода луча 53° и 55°.
- 10. Тавровые швы, соединяющие стенку с днищем, с допустимым технологическим непроваром контролируют прямым искателем. Величина непровара определяется методом сравнения величины эхо-сигнала от непровара с сигналом от канавки на образце.
- 11. Результаты ультразвукового контроля заносятся в журнал или протокол, а при необходимости, и в карту контроля. В журнале указывают:
- 12. Карта контроля включает:
- 13. Запись дефектов ведут в сокращенном виде и обозначают знаками:
- 14. Для сокращения записи протяженности дефектов по длине шва применяются следующие обозначения.
- 15. По результатам ультразвукового контроля швы сварных соединений резервуаров должны удовлетворять требованиям, указанным в таблице.
- 1. Целью АЭ-контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками АЭ, связанными с несплошностями на поверхности или внутри стенки объекта контроля, сварных соединений деталей и компонентов. Регистрация АЭ позволяет определить образование свищей, сквозных трещин, протечек в уплотнениях, заглушках и фланцевых соединениях.
- 2. Метод АЭ основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) в контролируемых объектах. Это позволяет формировать адекватную систему классификации дефектов и критерии оценки состояния объекта, основанные на реальном влиянии дефекта на объект. Другим источником АЭ является истечение рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте.
- 3. Основные характерные особенности метода АЭ:
- 4. АЭ-контроль технического состояния исследуемых объектов проводится при создании в конструкции напряженного состояния, инициирующего в материале объекта работу источников АЭ. Для этого объект подвергается нагружению силой, давлением, температурным полем и т.д. Выбор вида нагрузки определяется конструкцией объекта и условиями его работы.
- 5. Метод АЭ рекомендован для контроля таких объектов химических и нефтехимических производств, как емкостное, колонное, реакторное, теплообменное оборудование, изотермические хранилища, хранилища сжиженных углеводородных газов под давлением, резервуары нефтепродуктов и агрессивных жидкостей, оборудование аммиачных холодильных установок, сосуды, котлы, аппараты, технологические трубопроводы и т. д.
- 6. Для проведения АЭ контроля используется комплекс дефектоскопический акустикоэмиссионный (АЭ) ALINE-32D. Блок формирования АЭ параметров комплекса ALINE-32D регистрирует:
- 7. В соответствии с Программой заказчик осуществляет:
- 8. При ознакомлении с технической документацией устанавливается ее комплектность. Сведения о диагностируемом резервуаре вносятся в опросный лист, подписываемый Заказчиком и Исполнителем.
- 9. На основе данных Опросного листа производится:
- 10. АЭ диагностика резервуара включает в себя:
- 11. Установка преобразователей АЭ.
- 12. Проверка работоспособности АЭ аппаратуры с использованием имитаторов АЭ и калибровка каналов:
- 13. АЭ контроль выполняется в процессе нагружения объекта путем изменения взлива до заранее выбранных величин Рисп и в процессе выдержки взлива на определенных уровнях в соответствии с графиком нагружения, разработанного Исполнителем. Максимальная величина нагрузки принимается
- 14. В процессе контроля производится оперативное накопление данных. Одновременно на мониторе АЭ системы отслеживается развитие ситуации на контролируемом объекте в процессе фаз нагружения объекта для своевременной регистрации катастрофически активных источников АЭ и течей.
- 15. Накопленные данные обрабатываются и анализируются в соответствии с выбранной системой классификации источников АЭ и критериев оценки состояния объекта:
- 16. По результатам документального оформления работ составляются Протоколы по применению необходимого вида контроля.
- 17. На основе анализа результатов обследования дается Заключение о техническом состоянии резервуара, возможности и условиях его дальнейшей эксплуатации, а также с рекомендациями проведения ремонта или исключению резервуара из эксплуатации.
- 18. Все данные, полученные в процессе подготовки и проведения диагностических работ, вносятся в Отчет по результатам обследования резервуара.
- 1. Величину неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяют нивелированием в тех же местах (через 6 м), в которых проводились измерения отклонений стенки от вертикали.
- 2. Нивелирование проводят два оператора, один из которых работает с нивелиром и заносит данные отсчетов в журнал, другой устанавливает рейку на окраек днища.
- 3. При работе с нивелиром производят отсчеты всех точек, просматриваемых с одной установки.
- 4. После снятия отсчета последней точки нивелир устанавливают в рабочее положение на новом месте, причем первый отсчет с новой стоянки производят в точке, в которой производился последний отсчет в предыдущей установке. Первый отсчет заносят в журнал в скобках против предыдущего последнего отсчета.
- 5. Расчет производят по следующей схеме:
- 6. Уклон отмостки определяют при помощи нивелира. При этом отсчет снимают с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающей к резервуару, и на краю отмостки, прилегающей к кольцевому лотку. По разности отсчетов судят о наличии уклона
- 1. Определение герметичности днища резервуара по аномалиям электрической проводимости в грунте подушки резервуара выполняется специализированными организациями с лицензиями на этот вид деятельности.
- 2. Для измерения сопротивления или электрической емкости грунта в песчаную подушку вокруг резервуара на равных расстояниях вводят металлические электропроводные зонды. Количество зондов увеличивается с увеличением диаметра резервуара. Оптимальным считается для резервуаров с диаметром днища до 8,5 м - 8 зондов, до 10,5 м - 12, до 15 м - 18 и свыше 16 метров - 24 зонда. Зонды вводятся в грунт на глубину до 900 мм на некотором расстоянии (40 - 50 см) от окрайка днища так, чтобы они не касались металла резервуара, его заземляющего контура, трубопроводной и запорной арматуры. Зонды нумеруют против хода часовой стрелки, начиная от монтажного шва или от коренных задвижек, люк-лаза.
- 3. Проводят измерения проводимости последовательным подключением зондов, результаты после обработки на ЭВМ позволяют обнаружить место утечки нефтепродукта через днище резервуара, а также нарушение гидрофобного слоя или наличие хлопуна под днищем.
- 4. Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное представление о состоянии днища резервуара без его опорожнения и зачистки за исключением качества сварных соединений и коррозионных повреждений днища со стороны продукта.
- 1. Резервуар зачищен__________________________________________________________
- 2. Отсоединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прокладки: поставлены металлические заглушки и составлена схема их установки, которая приложена к разрешению.
- 3. Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ внутри резервуара_____________________________________
- 4. Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах, водоспускные краны, колодцы, канализация и узлы задвижек (во избежание загорания паров нефтепродуктов) прикрыты____________________________
- 5. Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения (песок, лопаты, кошма, огнетушители).
- 1. В зимнее время сварочно-монтажные работы при ремонте резервуаров должны выполняться по специально разработанной технологии сварки, исключающей возникновение значительных внутренних напряжений, дефектов в сварных соединениях и обеспечивающей лучшие стабильные свойства соединения.
- 2. Изготовление накладок, вставок и деталей для ремонта резервуаров проводят в цехах или мастерских при положительной температуре воздуха.
- 3. При резке и обработке кромок неровности, шероховатости, заусенцы и завалы должны быть не более 0,5 мм.
- 4. Исправлять кромки следует абразивным инструментом. При этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки.
- 5. При температуре воздуха минус 40°С и ниже кислородную резку деталей из низколегированной стали, кромки которых подлежат в дальнейшем механической обработке, рекомендуется выполнять с подогревом.
- 6. Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой.
- 7. Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и листов во избежание нарушения их геометрической формы.
- 8. Запрещается сбрасывать заготовленные детали конструкций при погрузке и выгрузке.
- 9. Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм, расстояние между прихватками - не более 500 мм, высоту усиления прихватки - не более 3 мм.
- 10. Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным инструментом.
- 11. При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок с криволинейным скосом.
- 12. В сварных стыковых соединениях листов разной толщины в целях обеспечения плавности изменения сечения необходимо предусматривать скосы у более толстого листа с одной или двух сторон с уклоном не более 1:5.
- 13. При установке технологического оборудования резервуара необходимо руководствоваться требованиями Инструкции.
- 14. Стыковые соединения резервуаров под сварку при толщине листов 5 мм и более следует собирать на стяжных приспособлениях с обеспечением требуемых зазоров или посредством прихваток.
- 15. Лист днища резервуара рекомендуется собирать непосредственно на песчаном основании внахлестку по коротким и длинным кромкам. Подбивка листов в местах тройного нахлеста допускается только в горячем состоянии - нагрев до температуры 900 - 1100°С (от вишневого до оранжевого цвета каления) - и должна прекращаться при температуре не ниже 700°С (красный цвет каления). Площадь разогрева должна превышать площадь места подбивки не менее чем на 20 %. Скорость охлаждения должна исключать закалку, коробление, появление трещин и надрывов.
- 16. Листы настила кровли резервуара следует собирать внахлест по коротким и длинным кромкам.
- 17. После окончания сборки необходимо проверить качество работы (зазоры между кромками, величину нахлеста в соединяемых элементах и отсутствие трещин в прихватках). При обнаружении трещин в прихватках последние удаляют (выплавляют) и заменяют новыми.
- 18. Сварочное оборудование должно быть подготовлено для эксплуатации в условиях отрицательных температур.
- 19. Вблизи ремонтируемого резервуара следует установить передвижной домик для обогрева работников и приема пищи.
- 20. Работа сварщика на морозе должна чередоваться с отдыхом в теплом помещении.
- 21. При ремонтных работах вручную и механизированной сварке стальных конструкций предварительно следует подогреть сталь в зоне сварки до 180 - 200°С на ширину 100 мм с каждой стороны соединения и на длину 300 мм в обе стороны от места замыкания шва. Подогревать кромки металла под сварку следует газовыми горелками или индукционными подогревателями.
- 22. Сварку ответственных швов резервуара (стыковые и нахлесточные соединения стенки, стыковые соединения резервуара с днищем, нахлесточные соединения днища, швы приварки резервуарного оборудования к стенке, соединения элементов покрытия и понтонов) рекомендуется выполнять на постоянном токе обратной полярности. Применение переменного тока допускается при сварке неответственных швов резервуара (настил кровли, ограждения), когда колебания сетевого напряжения не превышают ± 6 %. Режим сварки следует
- 23. При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна быть защищена от ветра и осадков.
- 24. Кромки собранных элементов и прилегающие к ним зоны металла шириной не менее 20 мм, а также кромки листов примыкания выводных планок непосредственно перед сваркой должны быть зачищены до чистого металла.
- 25. К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно перед сваркой в количестве, необходимом на период непрерывной работы сварщика. Электродную проволоку рекомендуется подавать на рабочее место непосредственно перед установкой аппарата. У рабочего места электроды и флюсы необходимо хранить в условиях, исключающих увлажнение (в плотно закрывающейся таре или обогреваемых устройствах).
- 26. Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться сварщиками, имеющими удостоверения, устанавливающие их квалификацию и характер работ, к которым они допущены.
- 27. Сварщики, впервые приступающие к работе при отрицательной температуре воздуха, должны пройти пробные испытания по технологии сварки при заданной отрицательной температуре. Сварщики, сдавшие такие испытания, могут быть допущены к выполнению сварки при температуре на 10°С ниже заданной для сдачи пробы испытаний.
- 28. При температуре окружающего воздуха ниже минус 5°С сварные соединения, выполняемые всеми видами и способами сварки, заваривают от начала до конца без перерыва, за исключением времени, необходимого на смену электрода или электродной проволоки и зачистку шва в месте возобновления сварки. Прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять незавершенными отдельные участки сварного соединения не допускается.
- 29. Во избежание создания значительных напряжений и деформаций, а также образования трещин сварщики перед началом работы в зимних условиях должны быть детально ознакомлены с технологическим процессом (последовательностью и режимом) сварки данного элемента и с указаниями настоящих Рекомендаций.
- 30. В целях уменьшения возможности образования трещин в сварных соединениях необходимо:
- 31. В целям уменьшения деформаций в процессе сварки, понижения скорости охлаждения и получения плотных высококачественных соединений необходимо:
- 32. При сварке стенки резервуара в первую очередь заваривают вертикальные, а затем горизонтальные швы:
- 33. Сварку углового соединения стенки с днищем следует выполнять в два слоя и более при укладке последующего слоя по неостывшему предыдущему.
- 34. При ручной и механизированной сварках (полуавтоматом) стыковых и угловых соединений с полным проплавлением необходимо перед наложением шва с обратной стороны удалить нагар и зачистить корень шва. Расчистку корня шва следует выполнять путем выплавки или шлифовки.
- 35. Высота угловых швов должна быть не менее 4 мм (за исключением шва в деталях толщиной менее 4 мм) и не более 1,2 S, где S - наименьшая толщина соединяемых элементов. Высота угловых однопроходных швов в зависимости от толщины свариваемых элементов должна быть не менее приведенных величин:
- 36. Угловые швы следует выполнять, как правило, с вогнутой поверхности и плавным переходом к основному металлу. Это требование соблюдается подбором соответствующего режима сварки.
- 37. При сварке соединений с подваренным слоем сварку последнего рекомендуется вести после сварки основного шва.
- 38. При сварке днища механизированной или ручной дуговой сваркой в первую очередь заваривают листы по коротким кромкам, а затем - подлинным. Швы днища по длинным кромкам листа при механизированной сварке заваривают от центра к краям. При ручной дуговой сварке процесс ведется также от центра к краям обратноступенчатым методом.
- 39. При ремонте части стенки и днища резервуара сначала сваривают вертикальные стыковые соединения первого пояса на длину 300 мм со стороны, примыкающей к днищу, затем заваривают шов приварки стенки к днищу и швы, соединяющие окраек с днищем. После этого сваривают вертикальные стыковые соединения на всю высоту первого пояса стенки.
- 40. Листы настила покрытия можно сваривать ручной дуговой или механизированной сваркой. Сварку листов следует вести сначала по коротким кромкам от середины к краям, а затем заваривать продольные швы по длинным кромкам от центра к краям. Швы накладывают в один слой.
- 41. При выполнении сварки ответственных узлов резервуара особенно тщательно выполняют пересечения стыковых соединений, а также стыковых и тавровых соединений, так как при наличии непровара или других дефектов в пересечении указанных швов часто наблюдается образование трещин.
- 42. Свариваемая поверхность (зона сварки) конструкций должна быть ограждена от снега и сильного ветра.
- 43. Применение прерывистых швов при ручной сварке запрещается.
- 44. Вырубку дефектных мест сварных соединений и металла следует выполнять после подогрева швов и металла до 100 - 120°С.
- 45. Конструкция и сварные швы по окончании сварки должны быть зачищены. Приваренные сборочные приспособления удаляются без повреждения основного металла, а места их приварки должны зачищаться до основного металла с удалением всех дефектов.
- 46. При контроле сварных соединений, выполненных при отрицательной температуре, особое внимание следует уделять операционному контролю:
- 47. Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуаров следует проводить через 3 - 4 дня после окончания сварки. Кроме того проводят 2 - 3 дополнительных контрольных осмотра конструкций и сварных соединений после резкого похолодания, наступившего после окончания сварочных работ (например, при снижении температуры в течение суток на 15°С и более).
- 48. Контроль качества сварных соединений проводится в соответствии с требованиями настоящих Правил. Не допускается контроль качества сварных соединений методом засверливания.
- 49. Подрезы основного металла при сварке допускаются:
- 50. Несплавления по кромкам, а также непровары стыковых и угловых соединений с полным проплавлением не допускаются.
- 51. Окончательной браковке подлежат элементы, имеющие трещины в металле сварочного соединения, переходящие на основной металл.
- 52. Исправлять дефектные участки разрешается не более двух раз.
- 1. Эпоксидные смолы и их отвердители, а также их составы токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях - образование нарывов на коже.
- 2. К работе с эпоксидными составами допускаются лица, прошедшие предварительный медицинский осмотр и соответствующий инструктаж. При этом периодичность инструктажа должна быть не реже одного раза в год. Рабочие с повышенной чувствительностью к эпоксидным смолам и их отвердителям к работе с ними не допускаются.
- 3. Все компоненты клеев необходимо хранить в темном помещении в соответствии с требованиями к условиям хранения каждого компонента. Условия хранения должны исключать возможность загрязнения воздушной среды. К месту работ клеевые композиции необходимо доставлять в плотно закрытой таре.
- 4. В местах производства работ компаунды, растворители и материалы, необходимые для осуществления технологии склеивания, следует хранить в количестве, не превышающем сменную потребность. Их хранят в металлических шкафах в чистой закрытой посуде с этикетками, указывающими наименование, марку и срок годности материалов. На этикетке для растворителей должна быть надпись «Огнеопасно».
- 5. При продолжительной работе с эпоксидными смолами и отвердителями рабочие должны быть обеспечены следующей спецодеждой: комбинезоном или халатом из плотной ткани, резиновыми тонкими перчатками, прорезиненным фартуком и респиратором типа «Лепесток» (при резке стеклоткани на полосы).
- 6. Спецодежда при работе должна быть застегнута. Ее следует очищать от клея по мере загрязнения и хранить в специально отведенных местах. Спецодежду следует стирать не реже одного раза в месяц.
- 7. Операции, связанные с приготовлением лакокрасочных и клеевых составов, должны выполняться в вытяжном шкафу лаборатории, а в производственном помещении - в зоне вытяжной вентиляции.
- 8. Порожнюю тару из-под компонентов, растворителей необходимо удалять из рабочего помещения и хранить в специально отведенном месте.
- 9. При выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резервуарах последние должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей 15 - 20-кратный обмен воздуха. Вентилятор должен быть взрывобезопасного исполнения. Светильники должны быть низковольтными (12 В) во взрывобезопасном исполнении.
- 10. При работе с эпоксидным клеем на внешней стороне резервуаров работники должны находиться с наветренной стороны от рабочей зоны, при этом необходимо убедиться в отсутствии поблизости источников открытого огня.
- 11. При случайном попадании отвердителя в глаза их необходимо промыть водой, а затем свежеприготовленным физиологическим раствором хлористого натрия (0,6 - 0,9 %).
- 12. Брызги смолы, отвердителя и их смеси при попадании на кожу следует смыть марлевым тампоном, смоченном в ацетоне или растворителе Р-4, после чего это место необходимо промыть водой с мылом.
- 13. При случайном разливе отвердителя даже в небольшом количестве необходимо место разлива немедленно засыпать опилками, смоченными керосином, с последующей дегазацией 10 %-ным раствором серной кислоты.
- 14. Работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обязаны в течение рабочего дня периодически мыть лицо и руки.
- 15. При использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными растворителями категорически запрещается курить на рабочем месте, выполнять работы, вызывающие искрообразование, работать с выключенной приточно-вытяжной вентиляцией.
- 16. Рабочее место, инструмент оборудование и спецодежду очищают от остатков клея тампоном из ветоши или бязи, смоченными дибулфталатом или ацетоном.
- 17. Обтирочный материал, загрязненный клеевым составом, и обрезки стеклоткани необходимо собрать в металлические емкости с крышками и хранить в установленных местах с последующим уничтожением.

Первоначальный документ

Реквизиты документа

Полное наименование

Об утверждении Правил технической эксплуатации стальных резервуаров

Издатель

Государственная служба энергетики и жилищно-коммунального хозяйства

Вид акта Приказ

№ документа № 65

Редакция Первоначальный документ

Дата документа 21.02.2013

Источник оф. опубликования САЗ 13-18

Избранное

Сохранить редакцию для быстрого доступа

Уведомления

Получать уведомления о новых редакциях

Скачать

Доступно по тарифу

К карточке документа

Карточка документа

Об утверждении Правил технической эксплуатации стальных резервуаров

Тип: Приказ

Номер: № 65

Статус: Опубликован

Редакция:

Первоначальный документ

Организация: Государственная служба энергетики и жилищно-коммунального хозяйства

Дата: 21.02.2013

Перейти к полной карточке документа

Скачивание документа

«Приказ Государственной службы энергетики и жилищно-коммунального хозяйства № 65 «Об утверждении Правил технической эксплуатации стальных резервуаров» (САЗ 13-18)»

Приложения скачиваются отдельной кнопкой в боковой панели («Скачать приложения»).

Скачивание доступно по тарифу

Приобретите тариф, чтобы скачивать документы.

Приобрести тариф