Pravila_technicheskoi_ekspluat_rezervuar ov (Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту), страница 7

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

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

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

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

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

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

1.10.30. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефтепродукта следует с по­мощью приборов, предусмотренных проектом или стан­дартами (уровнемерами, пробоотборниками и др.).

Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следую­щая последовательность:

резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают;

открывают задвижку на газовой обвязке.

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

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

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

1. 10.34. При отборе проб из резервуара нельзя допу­скать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немедленно удалить. Остав­лять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

1.10.35. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в которой указывают:

номер резервуара по технологической схеме;

вместимость резервуара, м³;

высоту резервуара, м;

базовую высоту резервуара, м;

диаметр резервуара, м;

максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

тип и число дыхательных клапанов;

максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м³/ч;

максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы.

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

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

1.10.38. При подготовке резервуарных парков к ра­боте в зимних условиях и при температурах ниже 0 °С необходимо слить подтоварную воду; проверить и под­готовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные про­боотборники; утеплить дренажные устройства газоурав­нительной системы и предохранить их от снежных за­носов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепродуктом и повернуть в боковое поло­жение.

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

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

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

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

2.1. Обслуживание резервуаров

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

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

2.1.3. Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическому осмотру в со­ответствии с Указаниями по текущему обслуживанию резервуаров (прил. 4).

Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику, утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками, приведенными в подразделе 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Результаты обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.1.15. Проверка электрической связи понтона с зем­лей должна выполняться не реже одного раза в год, од­новременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляющего уст­ройства. Омическое сопротивление заземляющего устрой­ства, предназначенного для защиты понтона исключи­тельно от статического электричества, не должно превы­шать 100 Ом. Для электрической связи понтона с резер­вуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30 X х10 мм².

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

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

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

Таблица 2.1.1

Сроки проведения обследования резервуаров

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

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

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