Назад

6.2. Резервуары

6.2.1. Эксплуатация резервуаров, их техническое обслуживание, ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

6.2.2. Резервуары следует размещать в резервуарных парках группами.
При расширении, реконструкции и модернизации резервуарных парков нефтебаз необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в СНиП 2.11.03-93.

6.2.3. 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 и скопление дождевой воды по контуру резервуара.
Разность отметок диаметрально противоположных точек днища эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм.

6.2.4. По периметру каждой группы наземных резервуаров должно быть замкнутое земляное обвалование шириной по верху не менее 0,5 м или ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.
Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальной вместимостью до 10000 м³ и 1,5 м для резервуаров вместимостью 10000 м³ и более.
Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров вместимостью до 10000 м³ и 6 м - от резервуаров вместимостью 10000 м³ и более.
Группа из резервуаров вместимостью 400 м³ и менее общей вместимостью до 4000 м³, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

6.2.5. Приемку нового резервуара в эксплуатацию после монтажа осуществляет специальная комиссия из представителей строительной и монтажной организаций, заказчика, представителя пожарной охраны и других заинтересованных организаций.

6.2.6. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум-камеры, а швов прочих частей резервуара - керосином.
При необходимости следует применять контроль сварных соединений просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой дефектоскопией.

6.2.7. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после гидравлических испытаний резервуаров с установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.

6.2.8. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо устранить до проведения испытаний элементов резервуара на герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих участков швов с последующей сваркой.
Подчеканка сварных соединений не допускается.

6.2.9. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо завершить работы по устройству ливневой канализации. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение.

6.2.10. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.

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

6.2.12. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

• величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника ПСР и центральной стойки;
• состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы; трещины, посторонние включения, расслоения и вздутия не допускаются);
• состояние коробов, поплавков;
• наличие крепления заземления;
• крепление секций затвора с кольцом жесткости;
• соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;
• наличие защиты от статического электричества;
• работоспособность конструкции затвора;
• работоспособность дренажных устройств;
• работоспособность уровнемера, пробоотборника.

6.2.13. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика, приемку следует производить в присутствии представителя организации-разработчика.

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

6.2.15. Эксплуатируемые на нефтебазах резервуары подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и горизонтальные стальные цилиндрические, а также на:

• типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 20000 м³ со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа;
• с понтоном или плавающей крышей без давления;
• резервуары, предназначенные для эксплуатации в районах Крайнего Севера.

6.2.16. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа - при плоских днищах.

6.2.17. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:

• соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт;
• быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным типовым проектом и отвечающим соответствующим нормативным документам;
• иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно технологической схеме резервуарного парка; номер заглубленного резервуара должен быть указан на специально установленной табличке.

6.2.18. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта в соответствии с Приложением 4.

6.2.19. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота (высотный трафарет), т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует проверять ежегодно и оформлять актом, утвержденным руководством нефтебазы.

6.2.20. Для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров предусматривается следующее оборудование:

• дыхательные клапаны;
• предохранительные клапаны;
• огневые предохранители;
• приборы контроля и сигнализации;
• противопожарное оборудование;
• приемо-раздаточные патрубки;
• сифонный водоспускной кран;
• люки-лазы;
• люки световые;
• люки замерные.

Горизонтальные резервуары оснащаются дополнительно стационарно встроенным оборудованием:

• подогревателями нефтепродуктов;
• лестницами;
• измерительными трубами и другими необходимыми устройствами.

6.2.21. Основное оборудование и арматура должны подвергаться профилактическому осмотру в следующие сроки:

• дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;
• предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха;
• огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха - один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней;
• вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
• пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц;
• прибор для измерения уровня и отбора средней пробы, ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц;
• приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
• перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
• задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
• люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже одного раза в месяц (люки световые без вскрытия);
• сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц.

Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и арматуры резервуаров заносят в журнал по форме, утвержденной руководством нефтебазы.

6.2.22. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея, слой которого может достигать нескольких сантиметров и может привести к примерзанию тарелок к седлам и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить через 3-4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.

6.2.23. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с температурой ниже 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

6.2.24. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов должны применяться в соответствии с проектной документацией и на основе технико-экономического обоснования.
Пропускная способность дыхательной арматуры должна определяться в зависимости от максимальной подачи нефтепродукта при заполнении или опорожнении резервуара с учетом температурного расширения паровоздушной смеси, а также с учетом пропарки резервуара перед зачисткой.

6.2.25. Металлические резервуары должны периодически зачищаться:

• не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;
• не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
• не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.

Резервуары для мазутов, моторных топлив и других аналогичных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

6.2.26. Резервуары зачищают также при необходимости:

• смены сорта хранящегося нефтепродукта;
• освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
• очередных или внеочередных ремонтов, а также при проведении полной комплексной дефектоскопии.

6.2.27. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности.

6.2.28. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с действующей "Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов" с соблюдением "Правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций" ПОТ РО-112-001-95 и "Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94.

6.2.29. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.
К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования, утвержденные руководством нефтебазы по согласованию с начальником пожарной охраны.

6.2.30. В зависимости от назначения зачистки резервуара его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:

• в соответствии с ГОСТ 12.1.005, не более 0,1 г/м³ - для резервуаров из-под бензинов перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;
• не более 2,0 г/м³ (5% НПВ) при выполнении огневых работ без пребывания работников внутри резервуара;
• не более 8,0 г/м³ (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь резервуара (в защитных средствах);
• не более 12,5 г/м³ (50% НПВ) - при выполнении указанных работ без доступа работников внутрь резервуара.

Работы, связанные с пребыванием работников внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции.

6.2.31. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица только после получения акта готовности резервуара к зачистным работам.
Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме Приложения 5 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов по форме Приложения 6. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.

6.2.32. По окончании зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку резервуара по установленной форме.

6.2.33. Ремонт резервуаров с ведением огневых работ может быть начат только после оформления наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности и акта о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ.

6.2.34. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней поверхностей резервуаров выполняются в соответствии со специальными инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве антикоррозионных покрытий внутренней поверхности резервуаров с нефтепродуктами применяются эмали марок ХС-717, ХС-5132, ХС-928. В качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-1102, АК-194, МС-17 (серая), АС-115 и др. Защиту от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов следует производить полимерными покрытиями в соответствии с требованиями ГОСТ 25812, а защиту от коррозии внутренней поверхности трубопроводов - с помощью бензостойких токопроводящих эмалей типа ХС или с помощью металлизационных покрытий (алюминиевых или цинковых).

6.2.35. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их технического состояния в соответствии с "Руководством по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров".
Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют специализированные бригады, подготовленные к выполнению определенного комплекса работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами.
По результатам обследования и комплексной дефектоскопии составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации.
Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных работ резервуаров выполняется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту".

Назад