ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
нефтепродуктов «транснефтепродукт»

 

УТВЕРЖДЕН

И ВВДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказ

ОАО «АК «транснефтепродукт»

№ 10

от « 29» января 2007 г.

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И
РЕМОНТА СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

СО 02-04-АКТНП-007-2006

СОГЛАСОВАНО

Старший вице-президент

ОАО «АК«Транснефтепродукт»

______________________ Макаров С.П.

«29» января 2007 г.

Предисловие

1 Разработан Государственным унитарным предприятием «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по договору 19-1-04-4/569 от 30.08.2004 г. с ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Разработчики:

от ГУП «ИПТЭР» Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Саттарова Д.М., Гималетдинов Г.М., Петрова Р.Г., Бегебо Г.М.

от ОАО «АК «Транснефтепродукт» Демченко Ю.В., Баклагин И.М, Черникин В.А., Крылов Ю.В.

Принимали участие в разработке Приложений А, Б, Л по вопросам антикоррозионных покрытий:

от Федерального государственного учреждения «Научно-исследовательский институт проблем хранения » ФГУ НИИПХ Яковлев В.С., Рогова А.Н., Семенов В.Н., Лихтерев С.Д., Бакирова Е.В.

2 ВНЕСЕН Открытым акционерным обществом «Акционерная компания «Транснефтепродукт»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт»

№ от______ 200 г.

4 Вводится взамен «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту», утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86 г.

Содержание

Часть I. Правила технической эксплуатации резервуаров

1 Общие положения

1.2 Нормативные ссылки

1.3 Определения

1.4 Обозначения и сокращения

2 Приемка резервуаров в эксплуатацию после строительства реконструкции и капитального ремонта

2.1 Технический надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте резервуаров

2.2 Подготовка резервуара к гидроиспытаниям и сдача его в эксплуатацию

2.3 Градуировка резервуаров, коррекция днища

2.4 Проектная и эксплуатационно-техническая документация на вводимые в эксплуатацию резервуары

3 Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков

3.1 Организация и проведение работ по техническому обслуживанию резервуаров

3.2 Ввод и вывод резервуаров из эксплуатации

3.3 Выполнение технологических операций

3.4 Зачистка резервуаров

3.5 Осмотры и техническое обслуживание

Часть II. Правила диагностирования и ремонта резервуаров

4 Обследование и оценка технического состояния резервуаров

4.1 Организация и проведение работ по технической диагностике резервуаров

4.2 Оценка пригодности резервуара к эксплуатации

5 Ремонт резервуаров

5.1 Общие положения

5.2 Методы ремонта

5.3 Требования к выполнению сварочных работ при ремонте резервуара

5.4 Ремонт дефектов сварных швов

5.5 Ремонт и замена элементов стенки резервуара

5.6 Ремонт кровли резервуаров

5.7 Ремонт понтонов

5.8 Ремонт днища

5.9 Ремонт патрубков стенки резервуара

5.10 Исправление осадки резервуара

5.11 Безогневые способы ремонта

5.12 Устранение дефектов антикоррозионных покрытий

5.13 Прочие ремонты

6 Контроль качества ремонтных работ

6.1 Общие положения

6.2 Контроль качества сварных соединений

6.3 Гидравлические испытания резервуара на прочность и герметичность

7 Требования безопасности при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков

7.1 Промышленная безопасность и охрана труда

7.2 Пожарная безопасность

7.3 Охрана окружающей среды

Библиография

ПРИЛОЖЕНИЕ А (рекомендуемое) А. Резервуары и резервуарные парки

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное) Б. Техническая документация на резервуары

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.1 АКТ на приемку основания и фундаментов

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.2 Сертификат качества на конструкции резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) форма Б.3 АКТ приемки металлоконструкций резервуара в монтаж

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.4 АКТ завершения монтажа (сборки) конструкций

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.5 ЖУРНАЛ пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении резервуара №

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.6 АКТ контроля качества смонтированных конструкций резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) АКТ готовности резервуара к проведению гидравлических испытаний

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.8 АКТ гидравлического испытания резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.9 АКТ нивелирования окрайки днища стального вертикального резервуара емкостью м3

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.10 АКТ нивелирования днища стального вертикального резервуара емкостью м3

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.11 ПАСПОРТ стального вертикального цилиндрического резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.12 АКТ № готовности резервуара к зачистным работам

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.13 АКТ на выполненную зачистку резервуара №

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.14 АКТ готовности резервуара к огневым работам

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.15 Наряд- допуск на проведение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности

Приложение Б.3 (обязательное) Форма Б.16 АКТ приемки на законченные работы по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара

Приложение Б.3 (обязательное) АКТ приемки законченного строительством (капитальным ремонтом, реконструкцией) объекта приемочной комиссией

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.18 Типовая форма технологической карты эксплуатации резервуаров

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.19 Журнал учета образования и движения отходов

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.20 АКТ контроля подготовки поверхности резервуара перед нанесением защитных лакокрасочных покрытий

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.21 АКТ контроля выполнения работы по нанесению грунтовки на внутреннюю поверхность резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.22 АКТ контроля выполнения работы по нанесению защитной эмали на внутреннюю поверхность резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.23 АКТ* приемки - сдачи выполненных работ по противокоррозионной защите внутренней поверхности резервуара №

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.24 АКТ проверки состояния и защитных свойств пленки покрытия после эксплуатации на внутренней поверхности резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.25 АКТ измерений степени наклона резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.26 АКТ по результатам комплексного опробования в эксплуатационном режиме законченного капитальным ремонтом (реконструкцией) резервуара

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.27 Журнал текущего обслуживания резервуара

Приложение Б.3 (обязательное, рекомендуемое) Форма Б.28

Приложение Б.3 Форма Б.29 ЖУРНАЛ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

Приложение Б.3 (рекомендуемое) Форма Б.30 ЖУРНАЛ РЕЗУЛЬТАТОВ РЕВИЗИЙ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ, ПРОВЕРОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Приложение В (рекомендуемое) Карты технического обслуживания резервуаров

Приложение Г (справочное) Справочные материалы

Приложение д (рекомендуемое) Технология зачистки вертикальных стальных резервуаров

Приложение Е (рекомендуемое) ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОПИСЬ Памятка бригадиру по производству противокоррозионных работ на внутренней поверхности стальных резервуаров на предприятиях ОАО АК «Транснефтепродукт»

Приложение Ж (справочное) Установки для нанесения противокоррозионных покрытий. Приборы и инструменты контроля противокоррозионных покрытий

Приложение И (справочное) Дефекты покрытия и способы их устранения

Приложение К (справочное) Карты рекомендуемых методов ремонта дефектов стальных цилиндрических вертикальных резервуаров

ПРИЛОЖЕНИЕ Л (рекомендуемое) Рекомендации по противокоррозионной защите внутренних поверхностей стальных резервуаров на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Правила технической эксплуатации, Диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «транснефтепродукт»

Дата введения

Часть I. Правила технической эксплуатации резервуаров

1 Общие положения

1.1 Область применения

1.1.1 Действие настоящего стандарта «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» (далее Правила) распространяется на дочерние и зависимые общества ОАО «АК «Транснефтепродукт». Правила устанавливают:

- нормы и общие технические требования по эксплуатации, техническому обслуживанию, диагностированию и капитальному ремонту резервуаров перекачивающих станций магистральных нефтепродуктопроводов;

- меры по обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров, охраны труда при эксплуатации резервуаров;

- порядок оформления эксплуатационной документации на резервуары.

Требования настоящего Стандарта обязательны для дочерних организаций ОАО «АК Транснефтепродукт» и подрядных организаций, проводящих работы по зачистке, техническому диагностированию, капитальному ремонту и реконструкции резервуаров (далее ремонт).

1.1.2 Положения Правил распространяются на все эксплуатируемые, строящиеся и реконструируемые вертикальные стальные резервуары (типа РВС или РВСП) для нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при температуре плюс 20 °С не выше 93,1 кПа (700 мм. рт. ст.) объемом от 100 до 20000 м3, имеющиеся на объектах магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.1.3 Положения Правил не распространяются на резервуары высокого давления, изотермические резервуары для других жидких продуктов, резервуары для хранения агрессивных химических продуктов и продуктов с подогревом.

1.1.4 Правила разработаны в соответствии с Федеральными законами «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002 г. [1], «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.1997 г. [2], Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 г. № 401 [3], Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, и другими нормативно-техническими документами.

1.1.5 Терминология, употребляемая в технологических и эксплуатационных документах резервуаров, составляемых на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», должна соответствовать терминологии настоящих Правил.

1.1.6 Контроль и ответственность за выполнение настоящих Правил возлагаются на руководителей ОАО МНПП, их филиалов (ПО), структурных подразделений (ПС, НС).

1.2 Нормативные ссылки

В настоящих Правилах использованны следующие нормативные ссылки:

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 9.014-78 ЕСЗКС. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

ГОСТ 9.401-91 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием

ГОСТ 9.407-84* ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида

ГОСТ 9.409-88 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию нефтепродуктов

ГОСТ 9.907-83 ЕСЗКС. Металлы, сплавы, покрытия металлические. Методы удаления продуктов коррозии после коррозионных испытаний

ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.044-80 ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.003-86 ССБТ. Работы электросварочные. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.005-75 ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.008-75 ССБТ. Производство покрытий металлических и неметаллических неорганических. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.009-76* ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.010-82 ССБТ. Тара производственная. Требования безопасности при эксплуатации

ГОСТ 12.3.016-87 ССБТ. Строительство. Работы антикоррозионные. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.009-83 ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

ГОСТ Р 12.4.013-97 ССТБ. Очки защитные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.021-75 ССБТ. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ Р 12.4.026-2001 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 12.4.034-01 ССБТ. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.045-87 Костюмы мужские для защиты от повышенных температур

ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия

ГОСТ 12.4.087-84 ССБТ. Строительство. Каски строительные. Технические условия

ГОСТ 12.4.124-83 ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2601-84 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленки при ударе

ГОСТ 5233-89 Материалы лакокрасочные. Метод определения твердости покрытия по маятниковому прибору

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5520-79 Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением

ГОСТ 6806-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе

ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7566-94 Металлопродукция. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 8420-74 Материалы лакокрасочные. Методы определения условной вязкости

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9070-75 Вискозиметры для определения условной вязкости лакокрасочных материалов. Технические условия

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9980.1-86 Материалы лакокрасочные. Правила приемки

ГОСТ 10585-99 Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия

ГОСТ 11955-82 Битумы нефтяные дорожные жидкие. Технические условия

ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 14792-80 Детали и заготовки, вырезаемые кислородной и плазменно-дуговой резкой. Точность, качество поверхности реза

ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 18299-72 Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19007-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания

ГОСТ 19281-89 Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.5-78 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.6-81 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Взрывозащищенная оболочка». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.7-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 7. Защита вида е

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26887-86 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия

ГОСТ 27321-87 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия

ГОСТ 27372-87 Люльки для строительно-монтажных работ. Технические условия.

ГОСТ 27772-88 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытания

ГОСТ В 28569-90 Средства хранения и транспортирования светлых нефтепродуктов

ГОСТ 30662-99 Преобразователи ржавчины. Методы испытаний защитных свойств лакокрасочных покрытий

ГОСТ Р 50849-96 Пояса предохранительные строительные. Общие технические условия. Методы испытаний

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром

ГОСТ Р 51105-97 Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51694-2000 Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытия

ISO 2409:1992 Лаки и краски. Испытание методом решетчатого надреза

ISO 2808:1997 Лаки и краски. Определение толщины пленки

ISO 2812-1:1993 Лаки и краски. Определение устойчивости к воздействию жидкостей. Часть 1. Общие методы

ISO 3248:1975 Лаки и краски. Метод определения теплового воздействия

ISO 4624:1978 Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва

ISO 6270:1980 Лаки и краски. Определение влагостойкости системы (непрерывная конденсация)

ISO 8501-1:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности. Информационное дополнение к части 1. Фотографии типичных примеров внешних изменений, происходящих в стали в результате струйной очистки с помощью различных абразивных материалов

ISO 8501-2:1994 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных материалов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 2. Степень подготовки стальных поверхностей с предварительным покрытием после его удаления на отдельных участках

ISO 8502-3:1992 Подготовка стальной основы перед нанесением красок и других подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. Часть 3. Оценка запыленности стальных поверхностей, подготовленных для нанесения краски (метод липкой ленты)

ISO 9712:1992 Методы неразрушающего контроля. Аттестация персонала и выдача свидетельства

ISO 11507:1997 Лаки и краски. Воздействие искусственных атмосферных условий на покрытия. Воздействие флуоресцентного ультрафиолетового излучения и воды.

1.3 Определения

В первой части документа «Правила технической эксплуатации, диагностирования и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт» применены следующие определения:

1.3.1 резервуар: Инженерная конструкция, предназначенная для хранения, приема, отпуска и учета нефтепродуктов.

1.3.2 резервуарный парк: Группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами - при подземных (заглубленных в грунт или полузаглубленных) резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

1.3.3 система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков: Включает эксплуатацию резервуаров, их техническое обслуживание, диагностирование, текущий и капитальный ремонты.

1.3.4 техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков: Комплекс операций по поддержанию работоспособности резервуаров и резервуарных парков без проведения ремонтных работ.

1.3.5 авария в резервуарном парке: Внезапный вылив или истечение нефтепродукта в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуара, его элементов, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

- травматизмом со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших;

- воспламенением нефтепродукта или взрывом его паров;

- загрязнением любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

- объем утечки нефтепродукта составляет более 10 м3;

1.3.6 аварийная утечка в резервуаре: Истечение нефтепродукта объемом менее 10 м3 на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в п. 1.3.5, и требующее проведения ремонтных работ и других природоохранных мероприятий.

1.3.7 опасные условия эксплуатации: Обстоятельства, выявленные при эксплуатации резервуарного парка или при проведении обследований резервуаров и их оборудования, которые позволяют сделать объективный вывод о возможности возникновения аварий или аварийной утечки.

1.3.8 магистральный трубопровод - совокупность производственных объектов магистрального трубопроводного транспорта и местных распределительных трубопроводов, предназначенная для транспортировки товарного продукта от мест приемки от производителя до мест сдачи потребителям или перевалки на другой вид транспорта.

1.3.9 схемы перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу:

«через резервуары» - при которой нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров перекачивающей станции, а перекачка на следующую станцию осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров и наоборот;

«с подключенными резервуарами» - при которой резервуары служат для компенсации неравномерности поступления нефтепродукта и откачки на последующую станцию;

1.3.10 противокоррозионная защита: Процессы и средства, применяемые для уменьшения или прекращения коррозии металла.

1.3.11 лакокрасочные материалы (ЛКМ) - материалы на основе синтетических смол, предназначенных для антикоррозионной защиты стальных поверхностей.

1.3.12 топливостойкость покрытия: Свойства пленки покрытия не изменять свои физико-химические показатели в процессе контакта с углеводородными топливами на внутренних поверхностях резервуаров, а также не оказывать отрицательного влияния на качество хранимого топлива.

1.3.13 подготовка металлической поверхности для противокоррозионной защиты (ПКЗ) - процесс очистки металла от продуктов коррозии, грязи, жировых загрязнений, старого покрытия.

1.3.14 молниезащита: Комплекс мероприятий и устройств для обеспечения безопасности людей, предохранения зданий, сооружений, оборудования и материалов от взрывов, пожаров, разрушений при воздействии молнии.

1.3.15 электростатическая искроопасность: Состояние объекта защиты, при котором имеется возможность возникновения в объекте или на его поверхности разрядов статического электричества, способных привести к воспламенению.

1.3.16 исполнительная документация: Комплект рабочих чертежей и текстовой документации на строительство (реконструкцию, ремонт) объекта, разработанный проектными и монтажными организациями, полностью соответствующих сдаваемому объекту с внесенными в них изменениями в процессе выполнения работ.

1.3.17 зачистка: Комплекс технологических операций по удалению из резервуара твердых, жидких и газообразных горючих вредных веществ.

1.3.18 дегазация: Снижение концентрации паров углеводородов или вредных примесей до безопасных значений.

1.3.19 предельно-допустимая пожарная нагрузка (ПДПН): Пожарная нагрузка, г/м2, соответствующая максимально допустимой толщине пленки горючего вещества, которая не способна к воспламенению при воздействии источника зажигания.

1.3.20 нижний (НКПР) и верхний (ВКПР) концентрационные пределы распространения пламени (воспламенения): Минимальное и максимальное содержание горючего в смеси «горючее вещество-окисляемая среда», при которой возможно распространение пламени на любое расстояние от источника зажигания.

1.3.21 нижний НТПР (верхний ВТПР) температурный предел распространения пламени (воспламенения): Минимальная (максимальная) температура вещества, при которой его насыщенные пары образуют в конкретной окислительной среде концентрации, равные соответственно нижнему (верхнему) концентрационным пределам распространения пламени.

1.3.22 автоматическая установка охлаждения резервуара (АУО): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающий при обнаружении пожара автоматическую подачу воды для охлаждения резервуаров, находящихся в непосредственной близости от горящего резервуара.

1.3.23 автоматическая установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении возгорания автоматическую подачу в горящий резервуар пены низкой кратности.

1.3.24 автоматиче ская установка пожарной защиты резервуара (АУПЗ): Комплекс автоматических установок тушения пожара нефтепродукта в резервуаре и охлаждения соседних резервуаров.

1.3.25 автоматическая установка комбинированного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУКТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в верхний уровень резервуара на поверхность нефтепродукта (на внутреннюю стенку резервуара или в зону кольцевого уплотнения понтона) или (и) в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.26 автоматическая установка подслойного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (АУПТ): Комплекс стационарных технических устройств, обеспечивающих при обнаружении пожара автоматическую подачу пены низкой кратности в нижний уровень резервуара непосредственно в нефтепродукт.

1.3.27 система автоматической пожарной защиты резервуарного парка (САПЗ): Комплекс автоматической пожарной сигнализации и автоматических установок пожарной защиты резервуаров, расположенных в резервуарном парке.

1.3.28 стационарная установка охлаждения резервуара (СУО): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи воды для охлаждения резервуара.

1.3.29 проект организации строительства (ПОС) - документ, определяющий порядок и последовательность проведения строительно-монтажных работ с минимальными затратами и в установленные сроки.

1.3.30 проект производства работы (Проект ПР) - основной технический документ, разрабатываемый на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) сооружения или конструкции в целом, или отдельных частей, на выполнение отдельных технически сложных строительных, монтажных, специальных работ, а также работ подготовительного периода.

1.3.31 стационарная установка тушения пожара нефтепродукта в резервуаре (СУТ): Комплекс стационарных технических устройств, предназначенных для подачи пены низкой кратности для тушения пожара нефтепродукта в резервуаре.

Во второй части настоящих Правил, в Инструкции по ремонту резервуаров, применены следующие термины с соответствующими определениями:

1.3.32 мониторинг: Контроль технического состояния резервуара, выполняемый во время его эксплуатации службами эксплуатирующей и подрядными организациями.

1.3.33 техническое диагностирование(обследование): Комплекс мероприятий по определению технического состояния резервуара и установлению срока его безопасной эксплуатации до проведения следующей технической диагностики или капитального ремонта.

1.3.34 частичное техническое диагностирование (обследование) резервуара: Техническая диагностика резервуара с наружной стороны, проводящаяся без выведения его из эксплуатации.

1.3.35 полное техническое диагностирование резервуара: Техническая диагностика резервуара, требующая выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.

1.3.36 дефект: Отклонение параметров (характеристик) конструкций резервуара или его элемента от требований нормативно-технической документации.

1.3.37 расчетный срок службы: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах, установленных по результатам технической диагностики, от момента его технической диагностики до проведения следующей технической диагностики или ремонта.

1.3.38 ресурс: Срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.

1.3.39 предельное состояние резервуара: Состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.

1.3.40 текущий ремонт резервуаров: Комплексные мероприятия и работы по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защите конструкций и устранению мелких дефектов.

1.3.41 средний ремонт: Выполнение ремонтных операций в локальных зонах. Средний ремонт в зависимости от объема работ и общего состояния резервуара может выполняться в рамках программы капитального или, в отдельных случаях, программы - текущего ремонта.

1.3.42 капитальный ремонт резервуара: Комплекс мероприятий по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с заменой или восстановлением элементов конструкций резервуара и оборудования, с выводом резервуара из эксплуатации и зачисткой.

1.3.43 реконструкция: Комплекс строительных работ и организационно-технических мероприятий, связанных с повышением технико-эксплуатационных показателей резервуара.

1.3.44 конструкция резервуара: Основные элементы резервуара снование, фундамент, днище, стенка, крыша, понтон и т.п.)

1.3.45 элемент конструкции резервуара: Листы днища, стенки, кровли резервуара, усиливающие накладки, патрубки, люки, стойки, элементы несущей конструкции, оборудование и т.п.

1.3.46 дефектный участок элемента конструкции резервуара: Дефектный участок листа окраек, центральной части днища, стенки, настила кровли или элемента несущих конструкций кровли резервуара, патрубков и т.п.

1.3.47 выборочный ремонт: Ремонт отдельных элементов конструкций резервуара с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке.

1.3.48 замена элементов и конструкций резервуара: Частичная или полная замена днища, окраек днища, поясов стенки, кровли, центральной части понтона и т.п.

1.3.49 заварка: Метод ремонта, заключающийся в восстановлении толщины элемента конструкции резервуара в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.

1.3.50 шлифовка: Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.

1.3.51 равномерная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая всю поверхность металла.

1.3.52 местная коррозия: Сплошная коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности.

1.3.53 язвенная, точечная или пятнистая коррозия: Коррозия в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

1.3.54 непровар: Отсутствие сплавления между свариваемыми элементами, металлом шва и основным металлом, между отдельными слоями шва.

1.3.55 подрез: Местное уменьшение толщины основного металла у границы шва.

1.3.56 прожоги: Дефекты в сварном шве, образованные в результате сквозного проплавления свариваемого металла и вытекание через это отверстие металла сварочной ванны.

1.3.57 шлаковые включения: Дефекты в виде вкрапливания шлака на поверхности сварного соединения.

1.3.58 наплывы: Натекание металла на поверхность основного металла без сплавления с ним.

1.3.59 поры: Дефект сварного шва в виде полости округлой формы, заполненной газом.

1.3.60 хлопун (вмятина): Локальная деформация поверхности конструкций резервуара.

1.3.61 пирофорные соединения: Соединения, которые самовозгораются вступая в контакт с кислородом.

1.4 Обозначения и сокращения

Принятые обозначения и сокращения:

ОАО - открытое акционерное общество;

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

РВСП - резервуар вертикальный стальной с понтоном;

СО - стандарт отрасли;

Филиалы ОАО:

ДАО - дочернее акционерное общество;

ПО - производственное отделение;

Подразделения ОАО:

ГПС - головная перекачивающая станция;

ЛПДС - линейная производственно - диспетчерская станция;

ПС, ППС - промежуточная перекачивающая станция;

НС - наливная станция;

АСУ ТП - автоматическая система управления технологическим процессом;

ГУГПС - Главное управление Государственной противопожарной службы;

КР - капитальный ремонт;

КМ - комплект монтажной документации (конструкции металлические);

КМД - рабочие (деталировочные) чертежи комплекта монтажной документации;

ЛКМ - лакокрасочные материалы;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

МЧС РФ - Министерство по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям России;

ПБ - пожарная безопасность;

ПДВК - предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПИР - проектно изыскательские работы;

ПОС - проект организации строительства;

ПРП - приемо-раздаточный патрубок;

ПРУ - приемо-раздаточное устройство;

ПКЗ - противокоррозионная защита;

ПТЭ - правила технической эксплуатации;

РП - резервуарный парк;

СДЗ - станция дренажной защиты;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СИЗОД - средства индивидуальной защиты органов дыхания;

СКЗ - станция катодной защиты;

ТОР - техническое обслуживание и ремонт;

ТР - текущий ремонт;

ТТС - товаротранспортная служба;

УЗК - ультразвуковой контроль;

ЦД - цветная дефектоскопия;

ЦДП - центральный диспетчерский пункт;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

1.5 Технические требования к резервуарам и резервуарным паркам

Общие технические требования к резервуарам, резервуарному оборудованию, территории резервуарного парка, системам защиты резервуаров, в том числе молниезащиты, защиты от статического электричества, защиты от коррозии представлены в Приложении А.

В Приложении Г представлены справочные материалы по характеристикам резервуаров и резервуарному оборудованию, характеристики пожаро - взрывоопасных свойств нефтепродукта, параметры стационарных установок подслойного и комбинированного пожаротушения, рекомендуемые топливостойкие покрытия, требования к антикоррозионным покрытиям.

2 Приемка резервуаров в эксплуатацию после строительства реконструкции и капитального ремонта

2.1 Технический надзор при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте резервуаров

2.1.1 Требования к порядку проведения, процедурам и организации технического надзора на опасных производственных объектах магистральных нефтепродуктопроводов дочерних и зависимых обществ Компании (ОАО) за соблюдением проектных решений и обеспечению требуемого качества строительно-монтажных работ при строительстве и капитальном ремонте (реконструкции) резервуаров определяет СО 01-06-АКТНП-001-2005 [4].

2.1.2 Технический надзор за качеством строительно-монтажных работ производится обученными специалистами с применением инструментального контроля на протяжении всего периода строительно-монтажных работ.

2.1.3 Наряду с техническим надзором Заказчика на всех этапах строительно-монтажных работ на объектах магистральных нефтепродуктопроводов предусматривается:

- производственный контроль Подрядчика;

- авторский надзор Проектанта;

- контроль со стороны государственных органов надзора.

2.1.4 Технический надзор осуществляет контроль за соблюдением требований нормативных документов, проектных решений и качества капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта резервуаров и включает следующие направления деятельности:

- анализ проектной документации, проектных решений;

- проверка на соответствие нормам, правилам, проектным решениям документации на оборудование и материалы, а также документального подтверждения качества материалов оборудования заводом-изготовителем;

- надзор за проведением входного контроля качества материалов, изделий, оборудования, поступающих для капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта, и обеспечением требуемых условий хранения;

- проверка готовности строительно-монтажных организаций к выполнению работ по реализации проекта;

- проверка соответствия процесса производства работ, качество работ и выявление отклонений от проекта, нормативных документов;

- осуществление приемки скрытых работ с оформлением соответствующей документации и разрешений (СНиП 3.01.03-84 [5], СНиП 3.02.01-87 [6]);

- проведение в рамках технического надзора сплошного или выборочного контроля качества работ подрядчика с использованием инструментальных и физических методов контроля;

- проведение испытаний материалов, используемых при капитальном строительстве, реконструкции и капитальном ремонте на соответствие техническим условиям, спецификациям, сертификатам изготовления;

- взаимодействие с разработчиком проекта, при необходимости внесение изменений в проект и согласование вносимых изменений с проектной организацией.

При производстве работ запрещается применение материалов конструкций, арматуры, оборудования, устройств и изделий, не имеющих паспортов, технических условий на изготовление, разрешений на изготовление и применение, не имеющих сертификатов соответствия, и сертификатов пожарной безопасности (на пожарно-техническое оборудование) в соответствии с требованиями нормативных документов.

2.1.5 Орган технического надзора несет ответственность:

- за проверку и подтверждение соответствия требованиям нормативной и проектной документации качества материалов, строительных конструкций, оборудования, монтажных узлов, поступающих на место производства строительно-монтажных работ (кроме проверки соответствия сертификационных параметров);

- за проверку и подтверждение готовности Подрядчика к реализации целей проекта (наличие лицензий, оснащенность квалифицированным персоналом, оснащенность техникой, соответствие производственной испытательной лаборатории (ПИЛ) установленным требованиям, укомплектованность участков строительно-монтажных работ проектной и другой нормативно-технической документацией);

- за несвоевременную остановку производства работ при обнаружении брака строительно-монтажных работ, применение материалов и оборудования не прошедших входной контроль, несоответствие производства проекту, действующей нормативно-технической документации;

- за непрерывный пооперационный надзор на объектах МНПП за качеством строительно-монтажных работ в процессе их производства на соответствие требованиям нормативных документов и проектной документации;

- за своевременное информирование Заказчика о качестве выполняемых работ;

- за проверку результатов работы ПИЛ Подрядчик с осуществлением дублирующего (в установленном порядке) инструментального контроля физическими методами;

- за приемку скрытых работ и контроль своевременного и правильного оформления исполнительной документации;

- за выдачу Подрядчику Предписаний на устранение выявленных несоответствий требованиям нормативных документов и проектной документации и последующий контроль устранения выявленных несоответствий;

- за подтверждение объемов и качества выполнения Подрядчиком работ, их соответствие требованиям нормативных и проектных документов;

- за обоснованность своего решения о прекращении или приостановке, по любым причинам, технического надзора за качеством строительно-монтажных работ и своевременное информирование об этом Заказчика;

- за обязательное представление информации территориальным органам Ростехнадзора по указанию Заказчика обо всех отклонениях проектной документации, допущенных на любом этапе строительно-монтажных работ на объектах МНПП.

Для реализации сложных проектов Заказчик вправе привлекать к проведению технического надзора несколько организаций с различными технологическими специализациями за качеством строительно-монтажных работ. При необходимости Заказчик организует в местах проведения работ специализированные участки технического надзора.

2.1.6 Приемку резервуара после завершения строительства (реконструкции) осуществляет приемочная комиссия, в состав которой входят представители заказчика, генерального подрядчика, субподрядных организаций, генерального проектировщика, органов государственного санэпиднадзора, органов Государственной противопожарной службы МЧС РФ, Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России, и других заинтересованных организаций в соответствии с их полномочиями.

В состав приемочной комиссии по приемке резервуара после ремонта входят представители ОАО, генерального подрядчика и субподрядчиков.

2.1.7 После комплексного опробования работы резервуара в технологическом режиме ПС (НС) службой эксплуатации составляется акт комплексного опробования. Приемочной комиссией после комплексного опробования в течение трех дней подписывается акт о приемке объекта в эксплуатацию.

Формы приемо-сдаточной документации представлены в Приложении Б.3.

2.2 Подготовка резервуара к гидроиспытаниям и сдача его в эксплуатацию

2.2.1 Оценка качества работ проводится визуально на соответствие выполненных работ проекту на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт и по результатам испытаний резервуара.

2.2.2 Резервуар должен подвергаться следующим видам испытаний:

- испытание на прочность стенки и основания;

- испытание на герметичность стенки, кровли и днища;

- испытание на герметичность понтона.

2.2.3 До начала испытаний резервуара Исполнитель должен предъявить Заказчику всю техническую документацию на резервуар и документы, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов: сертификаты на примененные материалы; акты приемки металлоконструкций в монтаж; акты об освидетельствовании скрытых работ и промежуточной приемки отдельных ответственных конструкций; журналы производства работ; материалы обследования и проверок в процессе выполнения работ надзорными органами; журнал пооперационного контроля; акты контроля качества смонтированных конструкций; журнал авторского надзора с приложением технических решений, оформленных в установленном порядке; результаты контроля сварных соединений смонтированного резервуара (заключение на контроль УЗК или другими методами физического контроля сварных швов конструкций днища, стенки, уторного шва стенки с окрайками днища, коробов понтона, приемо-раздаточных патрубков и т.п.); акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изолирующего слоя; другая исполнительная документация в соответствии с действующими нормативными документами (Приложение Б, таблица Б.1).

2.2.4 Для резервуаров, покрытых с внутренней стороны защитным антикоррозионным покрытием, должны быть представлены технические характеристики нанесенного материала покрытия, карта-схема покрытия и результаты испытаний на адгезию. Антикоррозионная защита должна соответствовать СНиП 2.03.11-85 [8].

Работы по антикоррозионной защите резервуара проводятся после проведения гидроиспытаний.

2.2.5 Испытания конструкций резервуара должны быть проведены в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 [11] ,СНиП 3.03.01-87 [9] и ВСН 311-89 [10].

Гидроиспытание резервуаров проводят после окончания всех работ по монтажу и контролю перед присоединением к резервуару технологических трубоповодов и после завершения работ по обвалованию.

2.2.6 При подготовке резервуара к испытанию проверяются его геометрическая форма и размеры, а также положение в плане и по высоте всех конструктивных элементов резервуара, выполняется нивелирование днища РВС с построением плана днища в горизонталях с целью определения соответствия уклона днища проектному и выявления деформируемых участков (хлопунов и вмятин).

2.2.7 Перед испытанием резервуара с понтоном в положении понтона на опорных стойках или кронштейнах проводят следующие замеры:

а) фактическое значение периметра понтона;

б) отклонения от вертикали направляющих, стоек понтона;

в) отклонений от вертикали наружной стенки коробов (бортика) понтона.

2.2.8 Подготовка резервуара к испытанию завершается комиссионной проверкой его внутреннего пространства, закрытием люков и составлением акта готовности резервуара к гидравлическим испытаниям (Приложение Б.3, форма Б.7).

2.2.9 Гидравлическое испытание проводится для окончательной проверки прочности конструкций основания, корпуса, днища резервуара и их возможных деформаций, работоспособности системы резервуар - технологическая обвязка с компенсирующими устройствами, а также с целью консолидации (уплотнения) грунтов естественного и искусственного оснований в период производства испытательных работ.

Гидравлические испытания резервуара должны проводиться в соответствии с индивидуальной программой испытаний, разработанной проектной организацией, Подрядчиком и согласованной с Заказчиком, для каждого конкретного резервуара.

2.2.10 До начала испытаний совместным приказом подрядчика и заказчика, с привлечением при необходимости специалистов других организаций, создается комиссия по проведению испытаний, назначается руководитель испытаний, определяются порядок проведения испытаний и меры безопасности.

На время испытания должны быть установлены предупредительные знаки, обозначающие границу опасной зоны на расстоянии от центра резервуара не менее двух диаметров резервуара. В опасной зоне нахождение людей, не связанных с испытаниями, не допускается.

2.2.11 Гидравлическое испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °С (без подогрева и утепления) наливом воды до проектного или до максимально допустимого уровня, определенного программой испытаний и выдержкой под нагрузкой не менее 24 часов для резервуаров объемом до 20000 м3 включительно. При испытаниях резервуаров при температуре ниже плюс 5 °С в программе испытаний, должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций резервуара, соблюдая меры безопасности, определенные программой испытаний.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи или трещины в стенке резервуара (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня в случаях:

- при обнаружении дефекта в 1 поясе полностью;

- при обнаружении дефекта во 2-6 поясах на 1 пояс ниже расположения дефекта;

- при обнаружении дефекта в 7 поясе и выше до 5 пояса.

2.2.12 Резервуары со стационарной крышей без понтона должны быть испытаны также на герметичность созданием внутреннего избыточного давления и вакуума.

Испытания на внутреннее избыточное давление и вакуум обычно проводят в процессе гидравлического испытания. Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте производства работ нет других указаний. Продолжительность нагрузки - 30 минут. Давление в газовом пространстве создается либо заполнением резервуара водой до уровня не менее 1 м при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха.

Герметичность сварных соединений кровли проверяют путем нанесения мыльного или другого индикаторного раствора.

Контроль давления и вакуума осуществляют U- образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

2.2.13 Резервуар считается выдержавшим испытания, если в течение испытуемого времени не появляются течи на поверхности стенки и по краям днища, уровень воды не снижается, падение давления не наблюдается. После окончания гидравлических испытаний в залитом до проектной отметки водой резервуаре производят замеры отклонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента), замеры отклонений понтона, плавающей крыши. Предельные отклонения не должны превышать значений, соответствующих требованиям СНиП 3.03.01-87 [9], ПБ 03-605-03 [11] (см. таблицу 4.2 настоящих Правил).

Мелкие дефекты (отпотины) в стенке, обнаруженные при испытании, подлежат устранению после опорожнения резервуара. В этих местах производятся необходимый ремонт с последующим вакуумконтролем.

Результаты испытаний оформляются актом.

2.2.14 Гидравлические испытания резервуара с понтоном проводят без уплотняющих затворов по периметру понтона и вокруг направляющих.

В процессе испытания резервуара с понтоном следует убедиться, что понтон свободно ходит на всю высоту и, что он герметичен. Появление влажного пятна на поверхности понтона должно рассматриваться как признак негерметичности.

Резервуар считается выдержавшим испытание, если в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появится течь, и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки, а понтон плавно движется и его погружение не превышает 10 % проектного.

По мере подъема и опускания понтона, в процессе гидравлического испытания производят:

- осмотр внутренней поверхности стенки резервуара для выявления и последующей зачистки брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов, препятствующих работе уплотняющего затвора;

- измерение зазора между бортиком или коробом понтона и стенкой резервуара, которые должны удовлетворять требованиям конструкции уплотняющего затвора, и измерение зазоров между направляющими трубами и конструкциями в понтоне;

- нивелировку образующих стенки.

Работы, связанные с осмотром внутренней поверхности резервуара, необходимо проводить при нахождении понтона в устойчивом положении.

2.2.15 Для обеспечения аварийного слива воды во время гидравлического испытания, в случае образования течи в днище или стенке резервуара, узел оперативного переключения задвижек системы трубопроводов для заполнения и опорожнения резервуара водой следует располагать за пределами обвалования.

2.2.16 В процессе гидравлического испытания генподрядной организации необходимо выполнять геодезический контроль за осадкой основания и фундамента, деформацией отдельных конструктивных элементов резервуара.

Геодезическому контролю подлежат:

- окрайка днища;

- фундаментное кольцо в точках, прилегающих к контролируемым точкам окраек днища;

- днище резервуара после его опорожнения;

- фундаменты опорных конструкций запорной арматуры приемо-раздаточных технологических трубопроводов;

- фундамент шахтной лестницы;

- трубопроводы системы пожаротушения (кроме вертикальных участков).

Периодичность контрольных съемок деформаций окрайки днища, фундаментного кольца и фундаментов опорных конструкций запорной арматуры - не реже 1 раза в сутки, а остальных элементов - до заполнения водой и после слива воды из резервуара.

Точки нивелирования окраек днища и фундаментного кольца рекомендуется совмещать с вертикальными швами первого пояса стенки резервуара.

2.3 Градуировка резервуаров, коррекция днища

2.3.1 Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального транспорта нефтепродуктов, должна быть определена его вместимость и составлена градуировочная таблица.

Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров определяют согласно МИ 1823-87 [12], ГОСТ 8.570. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для всех типов вертикальных резервуаров должен быть не более 5 лет.

2.3.2 Основанием для проведения работ по поверке, то есть измерениям вместимости и градуировке резервуаров, является ввод в эксплуатацию после строительства, реконструкции и капитального ремонта, который мог повлиять на его вместимость, а также истечение срока действия градуировочных таблиц - межповерочного интервала.

2.3.3 Перед выполнением поверки резервуара объемным методом и измерений элементов внутри резервуара при геометрическом методе резервуар должен быть полностью опорожнен и зачищен от остатков нефтепродукта.

2.3.4 Результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установленной государственной метрологической службы.

2.3.5 К свидетельству о поверке прилагают:

- градуировочную таблицу;

- протокол поверки;

- эскиз резервуара;

- журнал обработки результатов измерений при поверке;

- акт измерения базовой высоты (прикладывается к градуировочной таблице ежегодно).

2.3.6 Протокол поверки, титульный лист и последняя страница градуировочной таблицы подписывают поверители. Подписи поверителей заверяют оттисками поверительного клейма, печати (штампа).

2.3.7 Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного учета нефтепродуктов, утверждает главный инженер ОАО. Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для учетных (коммерческих) операций, утверждает руководитель организации национальной (государственной) метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы.

2.3.8 При внесении в резервуары конструктивных изменений, изменении номенклатуры его внутреннего оборудования, габаритов или места установки, влияющих на его вместимость, необходимо оформить изменения к градуировочной таблице в установленном порядке.

2.3.9 Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, и опор понтона определяют по данным технической документации или по данным измерений геометрических параметров внутренних деталей с указанием их расположения по высоте от днища резервуара.

2.3.10 Для определения объема неровностей днища резервуара проводят измерения геодезических отметок днища в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 8.570.

2.3.11 Корректировка объема резервуара из-за неровностей днища осуществляется поправочным коэффициентом ежегодно.

2.3.12 Для резервуаров вместимостью менее 2000 м3 неровностью днища пренебрегают, за исходный уровень в этом случае принимают плоскость днища.

2.3.13 Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота - расстояние по вертикали от днища (базового столика) до верхнего края замерного люка в постоянной точке измерения. Базовую высоту резервуара следует измерять ежегодно в летнее время, а также после ремонта и зачистки. Результаты измерений должны быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной таблице. Значение базовой высоты в (мм) наносится несмываемой краской вблизи замерного люка.

2.4 Проектная и эксплуатационно-техническая документация на вводимые в эксплуатацию резервуары

2.4.1 Комплект технической документации на стальные вертикальные резервуары должен включать:

- проектно-сметную документацию на изготовление и монтаж резервуара;

- эксплуатационную документацию;

- документацию, оформляемую при капитальном ремонте (реконструкции) резервуара.

2.4.2 После завершения строительства, реконструкции вертикального стального резервуара в эксплуатирующую организацию должна быть передана следующая техническая документация:

- проектно-сметная документация с внесенными в процессе строительства изменениями и дополнениями;

- документы о согласовании отступлений, допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже. Согласованные отступления от проекта должны быть отражены монтажной организацией на чертежах КМД, предъявляемых при сдаче работ;

- данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивных осей и установке конструкций;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- сертификат качества на конструкции резервуара;

- рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций;

- проект производства работ (проект ПР);

- акт приемки металлоконструкций в монтаж;

- журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара;

- акт контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- заключение на 100 % контроль монтажных и заводских сварных швов днища;

- заключение на контроль монтажных швов коробов, патрубков и опорных стоек понтона;

- заключение на контроль качества физическими методами монтажных стыков стенки резервуара;

- заключение на контроль качества уторного шва стенки с окрайками днища;

- методика выполнения фактических контрольных замеров;

- журнал авторского надзора с приложением эскизов и других технических решений, принятых в процессе монтажа;

- паспорта-сертификаты, удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов и прочих материалов, примененных при монтаже;

- копии удостоверений о квалификации сварщиков, выполнявших сварку, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

- свидетельство по результатам производственной аттестации применяемой технологии сварки;

- акт на скрытые работы (по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей);

- акт на приемку основания резервуара под монтаж;

- акт на испытание сварных соединений днища резервуара;

- акт на испытание сварных соединений стенки резервуара;

- акт на испытание сварных соединений кровли резервуара на герметичность;

- акт на испытание герметичности сварного соединения стенки с днищем;

- ведомость, акты приемки и испытаний установленного резервуарного оборудования;

- журнал сварочных работ;

- акт испытания задвижек резервуара;

- схема и акт испытания системы заземления и молниезащиты резервуара;

- схема нивелирования основания резервуара, окраек днища резервуара, обвалования и каре резервуарного парка;

- акт испытания систем пожаротушения резервуара;

- акт проверки качества антикоррозионного покрытия резервуара;

- акты гидравлического испытания резервуара на прочность и герметичность;

- акт приемочной комиссии о приемке законченного строительством резервуара.

Для резервуара с понтоном должны быть дополнительно приложены:

- акт испытания сварных соединений центральной части понтона на герметичность;

- акт заводских испытаний коробов понтона на герметичность и акт испытания их после монтажа;

- акт проверки заземления понтона;

- сертификаты качества материалов, использованных для уплотняющего затвора;

- ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона, патрубков направляющих и наружного борта понтона.

На принимаемый в эксплуатацию законченный строительством резервуар составляются паспорт и градуировочная таблица. В паспорт и градуировочную таблицу резервуара после капитального ремонта вносятся соответствующие корректировки.

2.4.3 Ответственность за своевременное ведение и правильное оформление журналов, а также прилагаемой сдаточной документации несет Исполнитель работ. Все записи должны производиться разборчиво. Подчистки и исправления не допускаются.

Контроль правильности ведения и оформления сдаточной документации возлагается на ответственного представителя заказчика.

2.4.4 Полный перечень проектных и исполнительных документов приведен в Приложении Б.2, таблица Б.1.

Учитывая возможную разницу в структуре ОАО, ПО допускается перераспределение перечисленных документов между отделами и службами. При отсутствии указанного отдела (службы) его документация должна находиться у ответственного за соответствующее направление деятельности.

При отсутствии в структуре ОАО производственных отделений (ПО), документация данного структурного подразделения распределяется между ОАО и ЛПДС (ПС).

Формы заполнения основных документов приведены в Приложении Б.3, формы Б.1-Б.30.

2.4.5 На резервуар, находящийся в эксплуатации, должна быть в наличии следующая эксплуатационная документация (полный перечень документов представлен в таблице Б.1):

- паспорт резервуара;

- технологическая карта по эксплуатации резервуара;

- градуировочная таблица на резервуар;

- журнал технического обслуживания;

- журнал результатов ревизии устройств молниезащиты и проведения испытания заземляющих устройств;

- журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества;

- акты на замену оборудования;

- акты нивелирования основания, акты, протоколы нивелирования окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации резервуара;

- технологическая схема резервуарного парка;

- паспорта, инструкции организаций-изготовителей по эксплуатации резервуарного оборудования;

- исполнительная документация на выполненные ремонтные работы.

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером. В этом случае паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара, а при необходимости проведены обследование и дефектоскопия.

2.4.6 Перечень нормативно-технической документации по резервуарам, действующей в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт», представлен в Приложении Б.1.

3 Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков

3.1 Организация и проведение работ по техническому обслуживанию резервуаров

3.1.1 Для поддержания резервуаров и резервуарных парков в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны проводиться их своевременное, качественное техническое обслуживание, текущий и средний ремонты. Средний ремонт в зависимости от объема работ и общего состояния резервуара может выполняться в рамках программы капитального или, в отдельных случаях, программы - текущего ремонта.

Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по резервуарам, приборам и системам автоматики, телемеханики, а также трубопроводной обвязки резервуаров, системы пожаротушения резервуарного парка.

3.1.2 Персонал перекачивающих станций, наливных пунктов должен руководствоваться утвержденными в ОАО МНПП графиками технического обслуживания резервуаров и резервуарных парков, устанавливающими сроки технического обслуживания резервуара.

3.1.3 Ответственность за организацию, осуществление технического обслуживания резервуаров, оборудования, установленного на резервуаре и в резервуарном парке, возлагается на должностное лицо (специалиста), отвечающего в соответствии с должностным положением (инструкцией) за содержание и обслуживание резервуарных парков.

3.1.4 Обход и осмотр резервуаров и резервуарного парка должен осуществляться по графику с записью в журнале осмотров и ремонта резервуаров, отметкой об устранении обнаруженных недостатков:

ежедневно - обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями;

еженедельно - лицом, ответственным за эксплуатацию резервуарных парков;

ежемесячно - руководством перекачивающей станции, наливных пунктов;

ежеквартально, выборочно - выездной комиссией производственного контроля (КПК) филиалов ОАО;

один раз в год, выборочно - выездной комиссией производственного контроля ОАО МНПП

По результатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляется акт с отражением выявленных недостатков.

3.2 Ввод и вывод резервуаров из эксплуатации

Резервуары из эксплуатации выводятся на основании «Плана капитального строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов ОАО МНПП», утверждаемых ОАО «АК «Транснефтепродукт», план-графика зачистки, обследования и нивелировки резервуаров и графика выполнения работ по капитальному ремонту резервуаров, утверждаемых ОАО, или в неплановом порядке, в том числе, аварийно.

Вывод и ввод резервуаров в эксплуатацию осуществляется в соответствии с порядком ввода и вывода резервуаров, представленным в Приложении А, раздел А.10.

В состав технологических операций по выводу резервуара из эксплуатации, проведению ремонта и последующему вводу в эксплуатацию входят:

- вывод резервуара из технологического режима работы;

- опорожнение и очистка резервуара, подготовка его к проведению технической диагностики;

- техническое диагностирование резервуара с составлением дефектной ведомости;

- разработка проектно-сметной документации на капитальный ремонт (реконструкцию) на основании дефектной ведомости, проведение экспертизы и согласование ее в органах государственного надзора;

- выполнение ремонтных работ;

- испытание резервуара;

- нанесение антикоррозионного покрытия;

- ввод в эксплуатацию.

Прием-передача резервуаров в капитальный ремонт (реконструкцию) оформляется актом. При передаче резервуара в ремонт (реконструкцию) исполнителю передается отчет по результатам диагностики, дефектная ведомость, техническое задание на разработку проектно-сметной документации на капитальный ремонт (реконструкцию) и акт готовности резервуара к огневым работам.

Приказом по ПС (НС) назначается ответственный за подготовку резервуара, разрешительной документации и за безопасное производство ремонтных работ и контроль за ведением исполнительной документации на каждом этапе работ; определяется порядок и режим работы подрядной организации, привлечение других специалистов к контролю качества производства ремонтных работ.

По окончании капитального ремонта резервуар принимается совместной (заказчика и подрядчика) приемочной комиссией с составлением акта (Приложение Б.3, форма Б.16). Акт утверждается техническим руководителем ОАО. Датой окончания ремонтных (строительных) работ считается дата утверждения акта приемочной комиссией.

3.3 Выполнение технологических операций

Технологическая карта эксплуатации резервуаров

3.3.1. До заполнения резервуаров и подключения их в технологический процесс транспортировки нефтепродукта должна быть составлена технологическая карта эксплуатации резервуаров.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров составляется на основе:

- требований нормативных и руководящих документов;

- данных о характеристиках резервуаров и их оборудования;

- технического состояния резервуаров;

- схем перекачки нефтепродукта, высотных отметок резервуаров и откачивающих агрегатов;

- свойств нефтепродукта;

- диаметра и протяженности трубопроводов технологической обвязки на участке «резервуары - насосная»;

- производительности трубопровода и количества резервуаров, подключаемых к данному трубопроводу;

- температуры воздуха и т.д.

В Приложении Б.3 приведены рекомендуемая форма (форма Б.18) технологической карты эксплуатации резервуаров и рекомендации по ее заполнению.

3.3.2 Технологическая карта эксплуатации резервуара должна отражать безопасные условия его работы и обеспечивать эксплуатационный персонал всех уровней информацией для оперативного принятия решений по управлению процессом перекачки.

Технологическая карта эксплуатации резервуаров утверждается главным инженером филиала ОАО, переутверждается не реже чем через 2 года, пересматривается при изменении технологической схемы РП, условий эксплуатации.

3.3.3 Технологические карты должны находиться в подразделениях ОАО, ПО, ПС (НС) которые участвуют в эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, в операторных.

3.3.4 Заполнение и опорожнение резервуара должны проводиться в пределах параметров, установленных технологической картой (картами).

3.3.5 При заполнении после окончания строительства резервуара или после его капитального ремонта скорость движения нефтепродукта в приемораздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном -до всплытия понтона, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.

3.3.6 Для обеспечения электростатической безопасности скорость нефтепродукта в приемораздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов после затопления струи не должна превышать максимально допустимой величины, представленной в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Максимально допустимая скорость истечения нефтепродукта в резервуары для обеспечения электростатической безопасности

Диаметр приемораздаточного патрубка, мм

Максимально допустимая скорость, м/с

200

10,9

300-400

10,3

500

9,4

600

9,1

700

8,8

3.3.7 Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, должна быть установлена с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси.

Пропускную способность вентиляционных патрубков огнепреградителями огнепреградителями следует принимать по пропускной способности огнепреградителейогненепреградителей соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки нефтепродукта из резервуаров следует привести пропускную способность дыхательной арматуры в соответствие с новыми условиями.

3.3.8 Заполнение резервуара с понтоном условно делится на два периода:

- первый период - от начала заполнения до всплытия понтона;

- второй период - от момента всплытия понтона до максимальной рабочей высоты налива.

Скорость подъема понтона в резервуаре от момента всплытия до окончания заполнения не должна превышать 2,5 м/час, если проектом не предусмотрена другая максимальная скорость.

3.3.9 Опорожнение резервуаров с понтоном условно делится на 2 периода:

- первый период - от начала опорожнения до посадки понтона на опоры. Опорожнение резервуара производится со скоростью, предусмотренной проектом;

- второй период - от посадки понтона на опоры до минимально допустимого остатка в резервуаре. При отсутствии вакуумных клапанов на понтоне производительность опорожнения во втором периоде, во избежание смятия днища понтона, не должна превышать суммарной пропускной способности огнепреградителей.

Эксплуатации резервуаров в проектномпроектном режиме соответствуют второй период заполнения и первый период опорожнения.

3.3.10 При приеме нефтепродукта последовательно в несколько резервуаров необходимо проверить техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открыть задвижку у резервуара, в который будет приниматься нефтепродукт, после этого закрыть задвижку резервуара, в который принимался нефтепродукт. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается в нештатной ситуации, при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности дистаеционного контроля изменения уровня в резервуаре.

3.3.11 В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики):

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление не более 2,3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум не более 0,4 кПа (40 мм вод. ст.).

На резервуарах с понтоном при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).

3.3.12 Максимально допустимый уровень нефтепродукта при заполнении резервуара устанавливается с учетом высоты монтажа пенокамеры, а в резервуарах с понтоном - пенокамеры и понтона, а также запаса емкости на возможное объемное расширение нефтепродукта и прием его в течение времени передачи соответствующих распоряжений и отключения резервуара.

Для резервуаров, находящихся в длительной эксплуатации и имеющих коррозионный износ и другие дефекты несущих элементов стенки, максимально допустимый уровень нефтепродукта устанавливается по результатам технического диагностирования состояния резервуара.

3.3.13 Расчетным минимально допустимым уровнем нефтепродукта в резервуаре является минимальный уровень, при котором еще не наступает (предотвращается) кавитация в системе «резервуар - насос» и воронкообразование на свободной поверхности нефтепродукта в резервуаре.

Минимально допустимый рабочий уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть больше расчетного минимально допустимого уровня на величину, необходимую для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени передачи соответствующих распоряжений по остановке агрегатов и отключения резервуаров.

В резервуарах, работающих в режиме «подключенных» устанавливается минимально допустимый технологический уровень нефтепродукта. Минимально допустимый технологический уровень нефтепродукта в резервуаре должен быть больше минимально допустимого рабочего уровня на величину, необходимую для продолжения откачки нефтепродукта из резервуара технологической группы без изменения режима перекачки в течение времени, достаточном для выявления причин остановки перекачки на приемном участке нефтепродуктопровода, а также вывода этого участка нефтепродуктопровода на рабочий режим перекачки или ее остановки.

3.3.14 Минимально допустимый уровень нефтепродукта в резервуаре с понтоном устанавливается, исходя из условия нахождения понтона на плаву с учетом высоты стоек и глубины погружения понтона. Опускание понтона на стойки допускается только при выводе его из эксплуатации.

3.3.15 Максимальные рабочие уровни в резервуарах технологической группы, определяются исходя из условия обеспечения запаса свободной емкости, достаточной для приема дополнительного объема нефтепродукта при внеплановых прекращениях откачки.

3.3.16 Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при приемо-сдаточных операциях и хранении требуется:

- выделение для каждой марки нефтепродукта отдельных резервуаров (не менее двух);

- внедрение запорной арматуры с электроприводом для уменьшения смесеобразования;

- содержание в исправном состоянии оборудования резервуаров (запорной и дыхательной арматуры, пробоотборников и т.п.);

- своевременная зачистка резервуаров;

- проведение контроля за уровнем и удалением подтоварной воды в резервуарах и герметичностью запорной арматуры.

3.3.17 Для сокращения потерь нефтепродуктов необходимо:

- максимально заполнять резервуары, особенно для автобензинов, и осуществлять перекачку нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости;

- не допускать утечки нефтепродуктов при сбросе подтоварной воды из резервуара;

- поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

- содержать в исправном состоянии резервуарное оборудование;

- покрывать наружную поверхность резервуара светоотражающими светлыми покрытиями;

- проводить систематический контроль резервуарных задвижек, клапанов, фланцевых и муфтовых соединений.

Режимы эксплуатации резервуаров и схемы перекачки нефтепродуктов

3.3.18 Перекачивающие станции, оснащенные резервуарами, осуществляют перекачку нефтепродуктов по продуктопроводам в зависимости от схемы включения насосов и резервуаров:

«через резервуары»;

«с подключенными резервуарами»;

«из насоса в насос».

3.3.19 При перекачке по схеме «через резервуары» нефтепродукт принимается поочередно в один или группу резервуаров перекачивающей станции. Подача на следующую ПС осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров.

При хранении в одной группе резервуаров нескольких сортов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта. При смене сортов нефтепродуктов качество подготовки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510. Схема перекачки «через резервуары» применяется для учета перекачиваемого нефтепродукта, а при последовательной перекачке - для сохранения качества нефтепродукта.

3.3.20 При схеме перекачки «с подключенными резервуарами» резервуары служат компенсаторами неравномерности подачи нефтепродуктов предыдущей ПС и откачки на последующую перекачивающую станцию.

При перекачке по схеме «из насоса в насос» резервуары перекачивающих станций отключаются.

Учет массы нефтепродукта и отбор проб из резервуара

3.3.21 Учет массы нефтепродуктов в резервуарах осуществляется по результатам измерений:

- уровня продукта - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

- плотности нефтепродукта - переносным или стационарным средством измерений плотности или ареометром по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517;

- температуры продукта - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

- объема - по градуировочной таблице с использованием результатов измерений уровня.

Отбор проб при приеме и сдаче нефтепродукта проводится после не менее 2-х часового отстоя нефтепродукта в резервуаре и удаления подтоварной воды.

3.3.22. Все средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм. Периодичность государственной поверки средств измерений устанавливается Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

3.3.23 Измерение уровня нефтепродукта в резервуарах должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств, обеспечивающих точность измерения в соответствии с ГОСТ Р 8.595.

Допускается измерять уровень нефтепродукта в резервуаре вручную измерительной металлической рулеткой с лотом (грузом), соответствующей ГОСТ 7502, с ценой деления шкалы 1 мм или другими средствами измерения, допущенными к применению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Определение уровня подтоварной воды производят лотом с помощью водочуствительной ленты, пасты или другими измерителями уровня подтоварной воды, сертифицированными Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

По измеренным уровням нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре и градуировочной таблице определяется объем нефтепродукта. Масса нефтепродукта рассчитывается умножением его объема на плотность.

3.3.24 Плотность нефтепродукта определяется по объединенной пробе. Измеренное значение плотности приводят к средней температуре нефтепродукта в резервуаре.

Для отбора проб в резервуарах должны применяться стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196, а в случае их отсутствия - ручные пробоотборники по ГОСТ 2517 для отбора точечных проб. Отбор точечных проб из резервуара и их количество производят в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517.

3.3.25 Среднюю температуру нефтепродукта в емкостях определяют путем измерения температуры при отборе проб в соответствии с ГОСТ 3900.

Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28498, ГОСТ 400.

3.3.26 При отборе точечных проб с целью определения температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник необходимо выдержать на заданном уровне до начала его заполнения не менее пяти минут. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтепродуктом, отобранной с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.

При отборе точечных проб температуру нефтепродукта в пробе определяют в течение от 1 до 3 минут после отбора пробы.

Отсчет по термометру берут с точностью до целого деления шкалы, при этом должны использоваться термометры с ценой деления не более 0,5 °С.

Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517.

3.3.27. При применении специализированных систем измерения количества нефтепродукта в резервуаре (типа “Eraf”, “Saab”, “Leoardo”) масса нефтепродуктов определяется автоматически по результатам измерения уровня, температуры и давления.

Эксплуатация резервуаров, резервуарных парков в осенне-зимний и весенне-летний периоды года

3.3.27. Подготовка резервуаров и резервуарных парков к работе в осенне-зимний и весенне-летний периоды года осуществляется в соответствии с планом мероприятий, подготавливаемым службами и руководством ПС(НС), ПО и утверждаемым главным инженером ОАО.

3.3.28. При подготовке резервуаров и резервуарных парков к работе в зимний период и при температуре воздуха ниже 0 °С необходимо:

- слить подтоварную воду из резервуаров;

- сифонные краны промыть нефтепродуктом и повернуть в нерабочее положение, при необходимости утеплить;

- провести техническое обслуживание запорной арматуры в объеме, предусмотренном инструкцией изготовителя; при необходимости осуществить замену смазки, регулировку конечных выключателей приводов, сдренировать воду, накопившуюся в кранах и шиберных задвижках;

- заменить антифриз в импульсных трубках приборов и масло в коробках концевых выключателей, уровнемерах и маслонаполненном электрооборудовании;

- выполнить предусмотренный инструкцией изготовителя объем ТОР всех измерительных приборов и датчиков, установленных на резервуаре, для обеспечения их надежной работы при отрицательных температурах;

- выполнить техническое обслуживание всех вентиляционных патрубков, дыхательной и предохранительной арматуры, снять огнепреградители, подверженные обледенению; предохранительный гидравлический клапан залить незамерзающей жидкостью, проверить в дыхательных клапанах плотность прилегания тарелки к седлу;

- проверить системы защиты резервуара (молниезащиты, средства защиты от статического электричества, защиты от коррозии, сигнализаторов предельных уровней);

- выполнить техобслуживание гидрантов, установленных вокруг обвалования резервуаров; при необходимости утеплить их и предусмотреть защиту от заносов снегом;

- проверить состояние теплоизоляции и обогревателей, предусмотренных проектом для трубопроводов водо- и пенотушения;

- проверить состояние сухотрубов системы пожаротушения, в том числе системы орошения резервуара; при необходимости выполнить продувку воздухом, очистить дренажные (спускные) вентили, отверстия;

- провести техобслуживание изолирующих фланцев, компенсаторов в соответствии с инструкцией изготовителей; при необходимости осуществить регулировку компенсаторов;

- очистить ливнеприемники (колодцы) внутри обвалования, выполнить ревизию хлопушек и других запорных устройств на выходе производственно-ливневой канализации за пределы обвалования резервуара; при необходимости осуществить промывку канализационных труб;

- очистить водопропускные устройства на водоотводных канавах, лотках вокруг обвалования резервуаров.

3.3.29 Необходимо проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.

3.3.30 В случае замерзания арматуры резервуаров применять водяной пар или горячую воду. Запрещается отогревать огнем.

3.3.31 При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации следует:

-выполнить ревизию дыхательных и предохранительных клапанов, установить кассеты огнепреградителей;

- подготовить ливнеотводящую сеть к пропуску вод; закрыть и уплотнить проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, проверить и подготовить к работе оборудование для откачки воды;

- проверить систему молниезащиты резервуаров.

При подготовке к весенне-летнему периоду резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления во время паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены, обвалования и ограждения восстановлены и при необходимости наращены, подготовлена к работе производственно- ливневая канализация и очистные сооружения.

3.4 Зачистка резервуаров

3.4.1 Резервуары согласно ГОСТ 1510 должны подвергаться периодической зачистке:

- не реже двух раз в год - для реактивных топлив (топлив для реактивных двигателей). Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не реже одного раза в год;

- не реже одного раза в два года - для автомобильных бензинов, дизельных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Степень чистоты должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Резервуары зачищают также при необходимости:

- смены сорта нефтепродуктов;

- освобождения от пирофорных отложений, осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

- очередных или внеочередных ремонтов, реконструкции, проведения комплексной дефектоскопии.

Перевод резервуара под нефтепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением ОАО.

3.4.2 В зависимости от назначения зачистки предъявляются различные требования к чистоте внутренней поверхности и газового пространства резервуара (таблица Д.5 приложения Д.7). Объем выполняемых работ при зачистке зависит от цели зачистки.

Периодическая зачистка резервуара по ГОСТ 1510, зачистка для смены вида нефтепродукта и нивелировки днища относятся к работам по техническому обслуживанию резервуара. Зачистка резервуара для полного технического обследования, подготовки его к огневым (ремонтным) работам относятся к работам по текущему или капитальному ремонту резервуара.

3.4.3 Организация и проведение работ по зачистке резервуаров должны осуществляться в соответствии с действующими в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт» нормативными документами СО 01-06-АКТНП-001-2005, СО 05-06-АКТНП-005-2005, СО 05-06-АКТНП-002-2006 [4, 55, 68].

На зачистку резервуара составляется проект производства работ, предусматривающий порядок проведения и технологию зачистных работ, который должен содержать следующие разделы:

- подготовка резервуара к проведению работ по зачистке;

- схемы обвязки и установки оборудования (размеры воздуховодов, газоотводных труб и другие вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации);

- порядок вывода резервуара из эксплуатации под зачистку;

- порядок проведения зачистки;

- требования к качеству зачистки;

- требования к применяемой технике, оборудованию, инструменту, приспособлениям, схемы их размещения;

- мероприятия промышленной, пожарной, экологической безопасности и охраны труда при проведении зачистных работ.

Проект ПР утверждается главным инженером ОАО (ПО) и согласовывается пожарной охраной объекта.

3.4.4 Работы по зачистке резервуаров выполняются ремонтными подразделениями эксплуатирующей организации или специализированными предприятиями, имеющими право на проведение данных работ.

3.4.5 На период работ по зачистке резервуара приказом предприятия назначаются ответственные за подготовку и проведение зачистки резервуаров с целью:

- руководства и обеспечения безопасных условий труда, если зачистка выполняется эксплуатирующей организацией;

- контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на объекте и решения организационных вопросов, при привлечении к зачистке специализированной организации.

3.4.6 К работам по зачистке резервуаров допускаются работники мужского пола, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, годные по состоянию здоровья к выполнению данных работ, прошедшие проверку знаний требований охраны труда, все виды инструктажей и знающие технологию зачистки.

3.4.7 К зачистке резервуаров приступают после оформления наряд-допуска на проведение газоопасных работ в соответствии с СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55].

3.4.8 Технологический процесс зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов включает следующие операции:

- подготовительные работы;

- удаление минимального технологического остатка;

- предварительная дегазация для приведения газовоздушной среды в резервуаре во взрывобезопасное состояние;

- мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

- дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

- удаление донных отложений;

- доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки;

- утилизация отложений.

3.4.9 Необходимость включения в технологический процесс той или иной операции определяется в подготовительном периоде зачистки с учетом конструкции резервуаров, физико-химических свойств нефтепродуктов, объема и свойств донных отложений, цели зачистки. Технология зачистки стальных резервуаров приведена в Приложении Д.

3.4.10 Резервуар, на котором выполняются очистные работы, должен быть отключен от действующих коммуникаций, обесточен, освобожден от нефтепродукта и отглушен заглушками с хвостовиком с установкой диэлектрических прокладок со стороны возможного поступления нефтепродукта (см. Приложение А.10).

Установка и снятие заглушек производится под руководством лица, ответственного за безопасную подготовку резервуара к зачистным работам.

Работы по установке заглушек производятся после отключения СКЗ и проверки герметичности технологических задвижек. Заглушки должны быть изготовлены из металла толщиной, не менее указанной в приложении Ааблица А.10.2), и иметь «хвостовики» с выбитым на них номером и величиной допустимого давления в трубопроводе. Места установки заглушки должны быть обозначены на схеме установки заглушек, прилагаемой к наряду-допуску, и зарегистрированы в «Журнале учета установки и снятия заглушки».

3.4.11 Приведение резервуара в безопасное состояние обеспечивается его дегазацией до содержания паров нефтепродуктов в газовом пространстве в соответствии с требованиями ВППБ 01-03-96 [13].

3.4.12 Дегазация резервуара может осуществляться с помощью естественной или принудительной вентиляции, пропаркой или другими способами.

Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом пространстве более 2 г/м3 должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров углеводородов в резервуаре не более 2 г/м3.

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

Принудительная приточная вентиляция осуществляется подачей в резервуар воздуха или пара. При снижении концентрации паров нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре ниже 0,5 НКПР допускается принудительная вытяжная вентиляция.

При наличии пара дегазацию резервуара рекомендуется проводить пароэжекторами. Резервуары следует пропаривать при открытых световых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже плюс 78 °С (за исключением резервуаров с синтетическими понтонами).

При всех применяемых методах дегазации концентрация вредных веществ в атмосфере в обваловании и за его пределами не должна превышать максимальной предельно допустимой концентрации.

В процессе очистки резервуара ведется периодический контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве и в обваловании. Для приведения резервуара (технологического оборудования) в безопасное состояние при проведении огневых ремонтных работ, его дегазацию необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 , СО 05-06-АКТНП-002-006.

3.4.13 Применяемое при очистке электрооборудование должно отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать взрывозащищенность и искробезопасность;

- обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

- быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

3.4.14 Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефтепродуктов.

3.4.15 Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора, органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

3.4.16 После выполнения очистных работ составляется акт на выполненную очистку по форме, представленной в Приложении Б.3.

3.5 Осмотры и техническое обслуживание

3.5.1 Общие технические требования к резервуарам, к территории резервуарных парков, конструкции резервуаров, эксплуатирующихся в ОАО «АК «Транснефтепродукт», технические характеристики резервуаров представлены в Приложении А (разделы А.1, А.2, А.3).

3.5.2 Осмотр и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться в соответствии с картами технического обслуживания. В Приложении В представлены рекомендуемые карты технического обслуживания и рекомендации по техническому обслуживанию резервуаров.

При осмотре резервуаров необходимо обратить внимание на:

- появление вмятин;

- утечки нефтепродукта, появление отпотин;

- появление дефектов по сварным швам и основному металлу (сварные вертикальные швы нижних поясов корпуса, швы приварки нижнего пояса к днищу, швы окрайки днища и прилегающие участки основного металла);

- целостность заземления.

За осадкой основания в резервуаре должно быть установлено систематическое наблюдение (контрольное нивелирование). Допустимые отклонения от горизонтальности наружного контура днища должны соответствовать требованиям настоящих Правил.

3.5.3 Особое внимание должно быть уделено:

- состоянию доступных обзору частей системы заземления и контактов между ними, наличию антикоррозионного покрытия, отсутствию обрывов. При уменьшении сечения элементов заземляющих устройств больше чем на 30% необходимо их заменить полностью или заменить дефектные места. Контактные соединения в местах сварки проверяются легким ударом обмедненного молотка на отсутствие дребезжащего звука;

- проверке наличия предупредительных надписей.

При температуре окружающего воздуха ниже минус 30 ºС при осмотре резервуара обратить особое внимание на состояние уторного сварного шва, горизонтальных и вертикальных швов стенки резервуара.

Визуальный осмотр поверхности понтона следует проводить в верхнем его положении через световые люки (таблица В.2, Приложение В).

3.5.4 При эксплуатации кранов и задвижек возможно накопление в них воды, осадков. При наличии дренажного устройства следует проводить их регулярный дренаж.

Обязательный дренаж арматуры следует проводить:

- перед наступлением осенне-зимнего периода года;

- после гидравлического испытания.

3.5.5 Техническое обслуживание трубопроводов обвязки резервуаров включает следующие работы:

- визуальную проверку состояния трубопроводов, фланцевых соединений, компенсаторов, запорной арматуры, включая электропривод. Стандартные шаровые краны и шиберные задвижки должны всегда находиться в полностью открытой или полностью закрытой позиции в зависимости от требований технологического процесса;

- визуальную проверку герметичности сальниковых уплотнений и фланцевых соединений. Для обеспечения герметичности два раза в год (весной и осенью) проводится проверка обтяжки всех фланцевых соединений;

- проверку состояния кабельных вводов в электродвигатель привода запорной арматуры, клеммные коробки, кнопки управления, состояния заземления.

3.5.6 Общие требования к средствам автоматики, телемеханики и КИП, системам защиты резервуаров, в том числе молниезащиты и защиты от статического электричества, защиты от коррозии и их техническое обслуживание представлены в Приложении А (разделы А.4, А.5, А.6, А.7, А.8).

Часть II. Правила диагностирования и ремонта резервуаров

4 Обследование и оценка технического состояния резервуаров

4.1 Организация и проведение работ по технической диагностике резервуаров

4.1.1 Общие положения

4.1.1.1 Раздел предусматривает требования к организации и проведению технической диагностики резервуаров, порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и объемах последующих обследований.

4.1.1.2 Техническая диагностика резервуаров включает в себя:

- мониторинг в процессе эксплуатации;

- частичное обследование;

- полное обследование.

4.1.1.3 При технической диагностике устанавливается следующий перечень работ:

- изучение технической документации и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

- выполнение контроля технического состояния конструкций и элементов резервуара;

- проведение проверочных расчетов конструкций резервуара;

- составление дефектной ведомости;

- формирование выводов по результатам технической диагностики.

4.1.1.4 Техническая диагностика подразделяется на очередную и внеочередную.

Работы по очередному частичному или полному обследованию резервуаров проводятся в соответствии с планом диагностики резервуаров ОАО «АК «Транснефтепродукт», который должен быть составлен в соответствии с требованиями РД 08-95-95 [15] и настоящего документа.

Внеочередное полное обследование резервуара проводится в случае, если по результатам мониторинга и (или) частичного обследования выявлены недопустимые отклонения, если произошла аварийная утечка нефтепродукта или по особому распоряжению.

4.1.1.5 Технической диагностике в первую очередь подлежат резервуары:

- выработавшие срок службы, установленный по результатам последней технической диагностики;

- находящиеся в аварийном состоянии или выведенные из эксплуатации из-за обнаруженных дефектов;

- изготовленные из кипящих сталей;

- со сниженным по отношению к проектному уровнем взлива и с ограниченными сроками эксплуатации из-за обнаруженных дефектов конструкций и оборудования;

-находящиеся в эксплуатации более 20 лет.

4.1.2 Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объектам обследования

4.1.2.1 Организация работ по подготовке резервуара к техническому диагностированию и контролю технического состояния резервуаров возлагается на владельца резервуаров.

4.1.2.2 Работы по техническому диагностированию резервуаров должны выполняться организациями, для которых этот вид деятельности предусмотрен Уставом и имеются следующие разрешительные документы:

- разрешение (аккредитация) на проведение работ по технической диагностике резервуаров, полученное в установленном порядке;

- необходимые средства технической диагностики. Оборудование должно быть сертифицировано, аттестовано и поверено в установленном порядке;

- нормативно-техническую документацию по технической диагностике;

- обученных и аттестованных специалистов в соответствии требований ПБ 03-440-02 [16];

- лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности, когда договором на техническую диагностику (эксперное обследование) резервуара предусматривается экспертиза промышленной безопасности.

4.1.2.3 При выполнении работ по технической диагностике резервуаров специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы.

Лаборатории неразрушающего контроля организаций, выполняющих работы по технической диагностике резервуаров, должны быть аттестованы в соответствии с порядком, определенным ПБ 03-372-00 [17].

4.1.2.4 Техническое диагностирование резервуаров проводится на основании технического задания на проведение частичного (полного) обследования резервуара, утвержденного главным инженером ОАО. Если техническое диагностирование выполняется специализированной сторонней организацией, то техническое задание на обследование резервуара является приложением к договору на выполнение диагностических работ.

4.1.2.5 При полном техническом обследовании резервуар необходимо вывести из эксплуатации, опорожнить, очистить и дегазировать (СТО 0030-2004 [18]).

Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.

Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие диагностированию, должны быть очищены от загрязнений.

До начала работ по обследованию резервуара необходимо выполнить следующее:

- провести анализ газовоздушной смеси в резервуаре;

- составить акт о готовности резервуара к проведению технического диагностирования;

- получить наряд-допуск на проведение газоопасных работ;

- подготовить эскизы кровли, днища и развертки стенки;

- подготовить яркую краску и кисти для нанесения отметок дефектных участков;

- при отсутствии нумерации нанести на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами номера вертикальных стыков листов нижнего пояса (с нанесением их на схему);

- нанести точки нивелирования (с нанесением их на схему) на фундаментах приемо-раздаточных патрубков (буква Т с порядковым номером), на фундаменте лестницы (буква Л с порядковым номером).

4.1.2.6 На выполненные при техническом обследовании резервуара работы составляется первичная документация (акты, протоколы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют отчет и Заключение экспертизы промышленной безопасности, которые должны содержать выводы о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.

4.1.2.7 Начало и окончание работ по проведению технической диагностики резервуаров, сроки предоставления технического отчета и заключения о техническом состоянии резервуара устанавливаются техническим заданием на проведение диагностического обследования резервуара.

4.1.3 Виды и периодичность обследования

Целью диагностического обследования является своевременное выявление дефектов, снижающих эксплуатационную надежность резервуара.

Система технического диагностирования резервуара включает в себя два уровня проведения работ:

- частичное техническое обследование без вывода резервуара из эксплуатации;

- полное техническое обследование. При полном техническом обследовании резервуар необходимо вывести из эксплуатации, опорожнить, очистить и дегазировать.

Периодичность выполнения полных и частичных технических обследований приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Периодичность диагностирования вертикальных стальных резервуаров

Срок эксплуатации, год

Полное обследование, лет

Частичное обследование, лет

До 20

10

5

Свыше 20

8

4

Примечание - Частичные обследования, выполняемые в установленные сроки, не могут служить основанием для перенесения срока полного обследования

При составлении планов первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары, указанные в п. 4.1.1.5 настоящих Правил.

Техническое диагностирование резервуаров проводится по программе, согласованной с Заказчиком. Объем полного или частичного диагностирования зависит от технического состояния, срока и интенсивности эксплуатации резервуара. Программа диагностирования составляется подрядной организацией на основании технического задания.

4.1.3.1 Визуальный контроль в процессе эксплуатации

В процессе эксплуатации резервуара проводится систематический осмотр его состояния, выполняемый соответствующей службой владельца резервуара или эксплуатирующей организации в соответствии с картами технического обслуживания, представленными в Приложении В, и разделом 3.5 настоящих Правил.

4.1.3.2 Частичное обследование

Типовая программа частичного обследования, согласно РД 08-95-95 [15], предусматривает выполнение следующих работ:

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций резервуара с наружной стороны;

- измерение толщины стенки, выступающих окрайков днища, и крыши резервуара;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- нивелирование наружного контура днища, фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- проверку состояния основания и отмостки;

- составление технического заключения по результатам обследования.

Дополнительная программа обследования может включать работы:

- акустико-эмиссионную диагностику стенки и днища;

- ультразвуковое или магнитное сканирование сварных швов стенки;

- инфракрасную спектроскопию;

- зондирование грунта под основанием резервуара электрическими методами;

- ультразвуковой контроль приемо-раздаточных патрубков; обследование системы компенсаторов ПРП;

- контроль состояния наружного антикоррозионного покрытия;

- работы по технической диагностике резервуаров с понтоном;

- проверка состояния затвора понтона;

- проверка наличия или отсутствия нефтепродуктов в коробах понтона;

- составление дефектной ведомости;

- выводы по результатам технической диагностики.

4.1.3.3 Полное обследование

Полная техническая диагностика РВС, РВСП проводится диагностической организацией по типовой программе, согласно РД 08-95-95 [15].

Полное обследование резервуаров проводится после вывода резервуаров из эксплуатации и включает в себя выполнение следующих работ:

- ознакомление с технической документацией;

- визуальный осмотр и измерение размеров элементов металлоконструкций и сборных соединений резервуара с наружной и внутренней сторон;

- измерение толщины стенки, крыши, понтона, окрайки и днища резервуара;

- измерение толщины патрубков и люков-лазов;

- измерение отклонений образующих стенки от вертикали;

- измерение угловых деформаций вертикальных монтажных швов стенки резервуара;

- нивелирование наружного контура днища, поверхности днища;

- нивелирование фундаментов приемораздаточных задвижек, компенсаторов, технологических трубопроводов, шахтной лестницы;

- контроль сварных соединений стенки физическими методами;

- контроль герметичности сварных соединений днища;

- контроль состояния внешнего и внутреннего антикоррозионных покрытий;

- проверку состояния основания и отмостки;

- проверку состояния и геодезическую съемку обвалования;

- проверочные расчеты конструкций резервуара на прочность и устойчивость, включая оценку остаточного ресурса;

- контроль состояния технологических трубопроводов;

- работы по технической диагностике резервуаров с понтоном;

- проверка состояния элементов затвора понтона;

- измерение зазора между понтоном и стенкой резервуара;

- измерение толщины центральной части и коробов понтона;

- составление технического заключения по результатам обследования, включающего дефектную ведомость, рекомендации о необходимости проведения ремонта или заключение о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.

Дополнительная программа полного обследования, кроме перечисленных в 4.1.3.2, может включать следующие работы:

- химический анализ металла;

- механические испытания и металлографические исследования образцов сварных соединений и (или) основного металла;

- измерение толщины антикоррозионных покрытий.

4.1.4 Методы диагностирования состояния резервуарных конструкций

При проведении диагностирования резервуаров могут применяться как расчетные, так и инструментальные методы и методики, в том числе:

- радиографирование для выявления и определения размеров внутренних дефектов в сварных соединениях.

- цветная дефектоскопия - для выявления поверхностных дефектов, включая зарождающиеся или имеющиеся в конструкции микротрещины или коррозионные трещины;

- капиллярные методы для определения герметичности соединений;

- ультразвуковая дефектоскопия - для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях;

- ультразвуковая толщинометрия (ультразвуковое сканирование) - с целью определения степени коррозионных повреждений;

- акустико-эмиссионный метод диагностики - для выявления в корпусе дефектов, склонных к развитию при нагружении;

- метод определения прочности конструктивных элементов резервуара, а также выявления зон и оценки степени структурной неоднородности соединений по измерению твердости металла и сварных соединений переносным твердомером;

- стандартные методы определения механических свойств металла и сварных соединений резервуара на вырезанных из конструкции пробах.

4.1.4.1 Ознакомление с технической документацией и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуаров

Исполнителю работ передается комплект эксплуатационно-технической документации, включающий:

- технический проект на конструкции резервуара (проект КМ);

- рабочие чертежи конструкций резервуара (КМД);

- заводской сертификат качества на конструкции резервуара;

- акт на приемку основания и фундаментов;

- акты контроля качества смонтированных конструкций резервуара;

- акт гидравлического испытания резервуара;

- акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум;

- акт выполнения антикоррозионной защиты резервуара;

- акт выполнения теплоизоляции резервуара (если она предусмотрена проектом);

- акты приемки смонтированного на резервуаре оборудования;

- акт приемки резервуаров в эксплуатацию;

- паспорт резервуара;

- данные о проведенных ранее технической диагностике, ремонте, реконструкции;

- журналы контроля в процессе эксплуатации;

- технологические карты с режимами эксплуатации.

По результатам ознакомления с документацией и сбора информации об эксплуатации, диагностике и ремонтах резервуара должен быть выполнен анализ конструктивных особенностей резервуара, анализ условной эксплуатации, определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых условиях, элементов резервуара. По результатам изучения документации определяются объемы диагностических работ, устанавливается состав работ по контролю технического состояния конструкций и элементов резервуара.

4.1.4.2 Визуально-измерительный контроль конструкций и сварных швов

Визуально-измерительный контроль (ВИК) сварных соединений и основного металла конструкций и элементов резервуара проводится на соответствие их требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87 [9], ПБ 03-605-03 [11], РД 03-606-03 [19] стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных соединений.

При проведении ВИК контролируемые основной металл и сварные соединения должны быть очищены от грязи и нефтепродуктов.

В соответствии с РД 03-606-03 [19] при визуальном контроле конструкций и сварных соединений проверяют:

- отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

- отсутствие (наличие) изменений формы элементов конструкций;

- отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

- отсутствие коррозионного и механического износа поверхностей.

При измерительном контроле состояния металла и сварных соединений определяют:

- размеры механических повреждений металла и сварных соединений;

- размеры деформированных участков металла и сварных соединений, в т.ч. длину, ширину и глубину вмятин и выпучин;

- фактическую толщину стенки металла (при возможности проведения прямых измерений);

- глубину коррозионных язв и размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину.

Внешний осмотр и измерения геометрических размеров проводятся измерительными шаблонами в условиях достаточной освещенности.

По результатам осмотра отмечают участки коррозионных и механических повреждений, места появления отпотин. Размеры всех выявленных дефектов подлежат измерению, а затем дефекты наносятся на эскизы с привязкой к элементам или сварным швам элементов конструкции резервуара. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа. Измерение толщин металла проводят ультразвуковым толщиномером.

При контроле узлов присоединения к резервуару заземления и средств ЭХЗ определяется наличие контакта кабеля со стенкой. В случае обнаружения отсутствия контакта, он должен быть восстановлен в соответствии с проектом до окончания проведения диагностики.

4.1.4.3 Измерение толщины металла элементов резервуара (ультразвуковая толщинометрия, ультразвуковое сканирование)

Для измерения толщины металла должны применяться ультразвуковые толщиномеры, позволяющие измерять толщину от 0,6 до 50,0 мм с точностью измерений не менее 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до плюс 40 °С. Для ультразвукового сканирования (УЗС) должны применяться УЗ толщиномеры, позволяющие измерять толщину от 1,5 до 30,0 мм с точностью измерений не менее 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до плюс 40 °С.

Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах.

Минимальные объемы проведения ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) элементов и конструкций резервуара приведены в 4.1.5.4. В случае обнаружения по результатам ВИК коррозионных повреждений, проводится дополнительная УЗТ в местах с наименьшей остаточной толщиной элемента.

Ультразвуковая толщинометрия стенки резервуара производится в следующем объеме:

- нижняя часть первого пояса на высоте 300 мм от уторного сварного шва (возможный уровень подтоварной воды) - сканирование горизонтального сечения резервуара датчиком с шириной захвата не менее 5 мм и регистрация рельефа контролируемого сечения; в случае обнаружения язвенных коррозионных повреждений листа: дополнительно - сканирование этого листа на высотах 250 мм и 350 мм;

- три нижних пояса кроме низа первого пояса и верхний пояс - не менее чем на четырех диаметрально противоположных образующих цилиндрической поверхности резервуара в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх);

- остальные пояса - не менее чем на одной образующей цилиндрической поверхности резервуара в трех точках по высоте каждого пояса (низ, середина, верх).

Толщину патрубков и люков-лазов, измеряют не менее чем в четырех точках, диаметрально противоположных.

Толщину воротников люков, патрубков - измеряют в не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках.

Толщину листов полотнища днища, кровли следует измерять по двум диаметрально противоположным направлениям - не менее чем три измерения на каждом листе. Дополнительно в зонах хлопунов проводится 3 измерения толщины.

Измерения листов окраек днища в зоне уторного узла проводят с шагом 1 метр.

Толщина листов понтона измеряется на центральной части, коробах - не менее чем в трех точках на каждом элементе.

Измерения настила крыши проводят по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям. Измерения проводятся в трех точках на каждом листе.

При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается средняя арифметическая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от средней арифметической величины более чем на 10 % в меньшую сторону.

При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайки или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина металла.

При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки резервуара заносится в паспорт с указанием координат мест измерения, и при повторном обследовании измерения толщины выполняется в тех же точках.

4.1.4.4 Физические методы контроля технического состояния элементов конструкций резервуара

Ультразвуковой контроль (УЗК) и гамма-рентгенография

Объем контроля сварных соединений физическими методами устанавливается в соответствии ПБ 03-605-03 [11] в зависимости от класса опасности резервуаров.

Для проведения УЗК должны использоваться дефектоскопы, которые по своим техническим характеристикам соответствуют требованиям ГОСТ 23667. Просвечивание сварных соединений должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512.

Используемая методика и оборудование должны обеспечить выявление недопустимых дефектов во всех сварных швах, подлежащих контролю, в том числе в местах перекрестий швов.

Если данные, полученные в результате ультразвукового и рентгенографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований.

Акустико-эмиссионный контроль (АЭК)

АЭ контроль резервуаров следует проводить в соответствии с ПБ 03-593-03 [20] и другими действующими на момент проведения технической диагностики нормативными документами.

АЭ диагностику днищ резервуаров рекомендуется применять на этапе частичных обследований (без вывода резервуара из эксплуатации) для оценки коррозионного состояния днищ и определения необходимости дополнительного обследования и последовательности вывода резервуаров в ремонт.

В случае, когда интерпретация АЭК источников затруднена, необходимо произвести УЗ контроль.

Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия

Для контроля наличия поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, не видимых невооруженным глазом, используют магнитографию или цветную дефектоскопию.

Магнитопорошковой или цветной дефектоскопии подлежат:

- места, где проводилось удаление технологических приспособлений;

- сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуаров после их термической обработки.

4.1.4.5 Контроль герметичности сварных соединений

Вакуумирование

Контролю вакуум - методом подвергают сварные соединения днищ, понтона. Для проведения течеискания пузырьковым вакуумным способом должны применяться вакуумные камеры, обеспечивающие создание вакуума не менее 0,08 МПа. Контроль проводится в соответствии с инструкцией по применению вакуумной камеры.

Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи, пыли и льда смачивают индикаторным раствором. Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Наличие несплошности определяется по появлению пузырей пенного индикатора.

Контроль давлением

Контроль герметичности сварных соединений настила крыш резервуаров проводится путем создания избыточного давления воздуха внутри резервуара до 0,0015…0,002 МПа и нанесения на сварные швы пенообразующей эмульсии.

Наличие несплошности определяется по появлению пузырей пенного индикатора.

Контроль герметичности сварных соединений приварки воротников патрубков к стенке проводится путем создания избыточного давления воздуха (от 0.004 до 0,04 МПа).

4.1.4.6 Измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара

измерение отклонений геометрических размеров стенки от номинальных размеров и нивелирование днища резервуара производится в соответствии с РД 08-95-95 [15] и ПБ 03-605-03 [11].

Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

Измерение вертикальности направляющих и опорных стоек понтона производится отвесом в двух плоскостях.

Неравномерность осадки основания определяется путем нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса).

Перед проведением работ на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами фиксируются номера вертикальных стыков листов нижнего пояса с нанесением их на схему. Рекомендуется нумеровать стыки по часовой стрелке, начиная от приемо-раздаточных патрубков.

Измерения целесообразно проводить дважды: при заполненном и пустом резервуаре, для определения мест наибольших деформаций и выявления напряженно-деформированного состояния стенки под нагрузкой. При этом необходимо обращать особое внимание на местные выпучины и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения.

Величины неравномерной осадки днища определяются с применением оптических и гидравлических нивелиров.

Для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

4.1.4.7 Механические испытания металла и сварных соединений

Определение механических свойств и химического состава металла и сварных соединений производится для резервуаров со значительными коррозионными повреждениями, при появлении трещин, когда предполагается ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, находящихся в эксплуатации 20 и более лет.

Отбор и вырезка образцов выполняется в зонах интенсивных коррозионных повреждений стенки.

Механические испытания основного металла выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 1497, ГОСТ 9454, ПБ 03-605-03 [11]. Механические испытания сварных соединений выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 6996.

Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла и сварных соединений вырезают:

- три образца для определения предела прочности, предела текучести, относительного удлинения основного металла и три образца на статическое растяжение для определения предела прочности сварного соединения;

- по три образца для испытания на ударную вязкость;

- по два образца для испытания на статический изгиб.

Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть приложены к паспорту резервуара.

4.1.4.8 Металлографические и химические исследования

Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений.

Образцы для металлографических исследований отбирают из контрольных заготовок, используемых для определения механических свойств металла и сварных соединений.

Образцы для исследований сварных соединений должны включать все сечение шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла.

По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые должны быть приложены к отчету.

Химический анализ металла проводится с целью установления соответствия марки использованных металлов требованиям проекта на изготовление резервуара.

Определение химического состава стали, выполняется искровым или спектрографическим способом. Химический состав стали должен соответствовать ПБ 03-605-03 [11] и техническим условиям на соответствующие марки сталей.

4.1.4.9 Проверка состояния основания и отмостки

При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

- наличие пустот между днищем резервуара и основанием;

- погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара;

- наличие растительности на отмостке;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон не должен быть меньше 1:10.

4.1.4.10 Обследование понтона

При осмотре понтона необходимо проверить:

- горизонтальность понтона (перекос в одну сторону может свидетельствовать о негерметичности коробов и наличии в них нефтепродукта);

- плотность прилегания затворов к стенке резервуара и направляющим понтона;

- состояние сварных швов;

- отсутствие выпучин и вмятин;

- отклонение от вертикали опорных стоек, направляющих;

- состояние внутренней поверхности стенки резервуара (не должно быть каких-либо оплавлений, вырывов, остатков монтажных приспособлений);

- техническое состояние затвора, системы защиты от статического электричества.

4.1.4.11 Обследование приемо-раздаточных патрубков, системы компенсаторов

При проведении технической диагностики резервуара должен быть произведен ультразвуковой контроль всех сварных швов приемо-раздаточных патрубков и компенсаторов.

При контроле люков и патрубков на стенке необходимо проверить:

- соответствие размещения люков и патрубков на стенке резервуара требованиям проекта, действующим нормам и их общее состояние;

- расстояние между сварными швами патрубков, усиливающих листов и сварными швами стенки, которые должны соответствовать проекту и требованиям РД 08-95-95 [15]; и ПБ 03-605-03 [11];

- наличие усиливающих накладок (для патрубков диаметром более 50 мм) и контрольных отверстий в них;

- толщину патрубков - с помощью ультразвуковой толщинометрии.

При проведении визуально измерительного контроля люков и патрубков выявляются:

- трещины, протечки, отпотины;

- деформации стенки вокруг патрубков;

- утечки нефтепродукта через фланец.

При контроле компенсаторов определяется соответствие расчетных параметров компенсатора (геометрических перемещений, напряженного состояния) паспортным данным на компенсатор при максимальном и минимальном уровне взлива нефтепродукта.

4.1.4.12 Нивелирование фундаментов задвижек приемо-раздаточных патрубков, шахтных лестниц

Нивелирование фундаментов задвижек приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы производится в соответствии с ТД 23.115-96 [21].

При проведении нивелирования необходимо проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

4.1.4.13 Проверка состояния обвалования

При обследовании обвалования определяются его состояние и геометрические параметры.

Для измерения объема обвалования необходимо измерить длину и ширину каре, размеры земляного вала.

Высотные отметки гребня вала и дна каре определяются нивелированием. Расстояние между соседними точками измерения не должно превышать 10 м.

При контроле состояния обвалования необходимо проверить:

- отсутствие мест разрушения земляного вала или размыва его атмосферными осадками;

- наличие и состояние лестниц для перехода через вал;

- наличие и состояние постоянных переездов через вал;

- наличие растительности внутри обвалования и непосредственно на земляном валу.

Обвалование резервуаров должно отвечать требованиям СНиП 2.11.03-93 [22].

4.1.4.14 Проверочные расчеты конструкций резервуара

Проверочные расчеты конструкций резервуара на прочность и устойчивость выполняются в соответствии с ПБ 03-605-03 [11].

4.1.5 Оформление результатов обследований

По результатам диагностирования составляется технический отчет и экспертное заключение, которые являются неотъемлемой частью комплекта технической документации на резервуар.

В отчете приводятся данные из имеющейся технической документации, результаты технического диагностирования, характеризующие состояние отдельных элементов конструкций и резервуара в целом, дефектная ведомость с указанием координат дефектов на эскизах, заключение о состоянии резервуара.

Результаты технического диагностирования и расчетов резервуара включают:

- результаты визуального контроля;

- результаты измерений фактических толщин листов;

- результаты измерения геометрической формы корпуса резервуара;

- результаты диагностирования основания резервуара;

- результаты физических методов контроля сварных соединений;

- дефектная ведомость с указанием зон расположения дефектов;

- результаты механических испытаний, химического и металлографического анализов (при необходимости);

- результаты оценки склонности металла к хрупким разрушениям (при необходимости);

- результаты поверочных расчетов на прочность и устойчивость;

- результаты других расчетов, если на их основании принимаются решения о проведении ремонтных работ или изменении условий эксплуатации.

Заключение по результатам диагностирования технического состояния резервуара должно содержать:

- выводы и рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара;

- оценку ремонтопригодности резервуара;

- рекомендации по выполнению ремонтных работ, изменению режимов эксплуатации или выводу резервуара из эксплуатации.

Оформленный отчет утверждается в установленном порядке руководителем организации, выполнившей диагностирование.

На основании отчета о техническом состоянии резервуара оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара с регистрацией в органах Ростехнадзора.

В паспорт резервуара вносятся выводы по результатам диагностирования.

4.2 Оценка пригодности резервуара к эксплуатации

4.2.1 Общие положения

4.2.1.1 Алгоритм оценки технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:

- подтверждения проектных характеристик резервуаров;

- установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации;

- определения индивидуального остаточного ресурса резервуара и периодичности последующих освидетельствований в случае обнаружения дефектов или после исчерпания нормативного срока службы;

- разработки рекомендаций о возможностях и условиях дальнейшей эксплуатации сверх установленного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.

4.2.1.2 Оценка технического состояния резервуаров проводится на основании:

- результатов ознакомления с технической документацией;

- результатов внешнего осмотра резервуаров с внутренней и наружной сторон;

- результатов измерения толщины металла стенки, крыши, днища резервуара, патрубков и люков-лазов;

- результатов измерений отклонений образующих стенки от вертикали;

- результатов нивелирования наружного контура днища, поверхности днища;

- результатов контроля сварных соединений стенки физическими методами;

- результатов контроля герметичности сварных соединений днища, понтона;

- результатов проверки состояния основания и отмостки;

- результатов проверки прочностных характеристик и химического состава основного металла и сварных соединений (по необходимости);

- поверочного расчета на устойчивость и прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара.

Дефекты могут образовываться при изготовлении и монтаже резервуара (технологические дефекты) и в процессе эксплуатации резервуаров (эксплуатационные дефекты) на основном металле или сварном шве, оборудовании или элементах конструкции резервуара.

Классификация дефектов по местоположению, по виду и характеру (эксплуатационные и технологические) представлены в Приложении Г, рисунки Г.1, Г.2, Г.3.

4.2.1.3 Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий ГОСТ 14637.

Оценка состояния металлоконструкций проводится по результатам измерения фактической толщины стенки резервуара, а при необходимости, по результатам лабораторных исследований химического состава и механических свойств металла стенки. При скорости коррозии более 0,1 мм/год для снижения опасности коррозионных повреждений следует предусматривать антикоррозионную защиту металлоконструкций в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Химический состав металла и механические свойства сталей, примененных для изготовления конструкций, должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03 [11].

Сварные соединения конструктивных элементов резервуара по внешнему виду и по результатам неразрушающих методов контроля должны удовлетворять требованиям проекта, СНиП 3.03.01-87 [9], стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

4.2.1.4 Все выявленные при техническом диагностировании данные, характеризующие состояние основного металла, сварных соединений, деформацию, коррозию, геометрическую форму, уклон корпуса и другое, должны быть сопоставлены с требованием проектов, действующих СНиП, ГОСТ и другой нормативно-технической документации. В случае выявления недопустимых отклонений от требований проектов и действующей нормативно-технической документации резервуар подлежит выводу из эксплуатации. Выявленные участки конструкций с недопустимыми дефектами в виде коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов, дефекты сварных соединений, недопустимые отклонения геометрической формы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующими испытаниями и проверкой.

4.2.1.5 В таблице Г.21 представлены параметры дефектов, при превышении которых резервуар подлежит ремонту.

При определении границ дефекта необходимо учитывать следующее:

1) Локальный дефект - это дефект потери металла диаметром не более 50 мм, расстояние от которого до ближайших дефектов или сварного шва превышает Н³50 мм, а также, если суммарные размеры локальных повреждений менее 50 мм на участке длиной 200 мм (рисунок 4.2).

2) Сплошные повреждения - это группа из двух и более коррозионных потерь металлов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно G £ 50 мм (рисунок 4.1).

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта менее 50 мм.

При превышении суммарных размеров локальных повреждений более 50 мм на участке длиной 200 мм в любом направлении зону коррозионных повреждений следует рассматривать как сплошную коррозию площадью S = LB (рисунок 4.3).

4.2.1.6 При большом предполагаемом объеме работ, требующих из-за износа металлоконструкций смены листов стенки, днища, кровли и др., целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.

4.2.1.7 Главным условием возможности безопасной эксплуатации резервуара на расчетных параметрах является удовлетворение параметров его элементов, работающих под нагрузкой, условиям прочности и устойчивости согласно СНиП II-23-81 [23].

4.2.2 Оценка состояния кровли и понтона

4.2.2.1 Критерии оценки состояния кровли резервуара и понтона представлены в таблице Г.21.

В соответствии ПБ 03-605-03 [11] минимальная номинальная толщина элементов настила кровли должна соответствовать 4 мм.

Все соединения элементов и узлов крыши и понтонов должны быть герметичными.

При контроле технического состояния понтона, помимо коррозионных и механических повреждений, проверяется плотность прилегания затвора к стенке резервуара, зазоры между бортом плавающего покрытия и стенкой и между направляющими стойками и их патрубками, отклонения от вертикали опорных стоек, наличие под опорными стойками подкладных пластин.

Величина зазора между стенкой резервуара и понтоном и геометрических отклонений понтона не должна превышать значений, указанных в таблице Г.21.

Для резинотканевых элементов затвора допустимым считается износ от трения до обнажения тканевой основы.

При осмотре понтона из пенополиуретана проверяют плотность прилегания затвора, отсутствие деформации опорных стоек и лучей монтажно-эксплуатационной опоры, а также измеряют сопротивление заземляющего устройства понтона в соответствии с нормами [37] и эксплуатационной документацией. При необходимости из понтона вырезают образцы размером 30´30´30 мм и определяет плотность пенополиуретана, его бензопоглащение.

4.2.3 Оценка состояния стенок

4.2.3.1 Критерии оценки состояния стенки резервуара представлены в таблице Г.21.

При определении пригодности стенки резервуаров к дальнейшей эксплуатации основное внимание следует уделять:

- степени коррозионных повреждений;

- дефектам сварных соединений (наплывы, подрезы, непровары);

- наличию трещин и других дефектов;

- угловатости сварных соединений;

- геометрическим отклонениям стенки от проектной формы, таких как отклонения образующих от вертикали, вмятин (хлопунов), отклонений наружного контура днища резервуара от горизонтали.

4.2.3.2 Оценка пригодности стенки резервуара должна включать расчеты на прочность и устойчивость для условий предстоящей эксплуатации с учетом фактической толщины листов, фактической геометрической формы стенки и свойств материала. В расчетах должны учитываться все предстоящие условия нагружения и их комбинации, включая гидравлическое давление, избыточное давление и вакуум, ветровые нагрузки, сейсмические нагрузки, величина и характер осадки основания, нагрузки от патрубков и оборудования.

L – длина, B – ширина, G £ 50 мм, Н ³ 50 мм – расстояние между дефектами

Рисунок 4.1 - Сплошные коррозионные повреждения

d1, d2, d3 – размер язв.

Рисунок 4.2 - Замер локальных коррозионных дефектов

L – длина, B – ширина, d – размер язвенной коррозии: d2+d3>50 мм на участке 200 мм; d6+d7≥50 мм на участке 200 мм и т.д.

Рисунок 4.3 – Зона язвенной коррозии площадью LB

Оценка стенки резервуара на пригодность к эксплуатации должна учитывать детали и условия совместной работы колец жесткости и стенки. Коррозия этих конструктивных элементов или сварных швов их крепления к стенке резервуара может провести эти элементы к непригодности для расчетных условий эксплуатации. Критерием допустимости фактических размеров элементов и сварных швов является проверочный прочностной расчет и расчет устойчивости стенки.

Аналогично должна оцениваться допустимая степень коррозионного повреждения сварных соединений стенки.

Стенка резервуара с повреждениями и дефектами, а также их сочетаниями, должна рассчитываться индивидуально, с учетом их размеров и коэффициентов концентрации напряжений, чтобы определить, являются ли они допустимыми для продолжения эксплуатации резервуара или необходим ремонт или замена. При этом наряду с оценкой прочности стенки в зонах дефектов и повреждений, необходима проверка ее устойчивости.

4.2.3.3 Трещиноподобные дефекты, трещины, расслоения, механические повреждения, наплывы, а также щелевая коррозия и отдельные язвы вблизи сварных швов - должны быть обследованы на предмет точного установления их фактических размеров и границ расположения.

Допустимость выявленных дефектов определяется действующей нормативной документацией. Трещины в сварных швах или основном металле стенки недопустимы и должны устраняться.

4.2.3.4 Допустимость коррозионных повреждений, вызванных общей коррозией, определяется расчетом стенки резервуара на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП II-23-81 [23], ПБ 03-605-03 [11]. При расчетах на прочность за расчетную толщину листа принимается минимальная из всех измеренных на этом листе толщин, исключая язвенные повреждения.

Толщины отдельных листов стенки по результатам измерений в наиболее прокорродированных местах не должны быть меньше предельно допустимых толщин, определяемых расчетом на прочность и устойчивость.

4.2.3.5 В процессе эксплуатации изменение геометрической формы стенки резервуара чаще всего происходит из-за неравномерной осадки основания, под действием вакуума, переполнения, вибрации, а также некачественной подготовки основания. Отклонения от вертикали образующих стенки резервуара не должны превышать предельных значений, приведенных в таблице Г.21.

Предельные местные отклонения (выпучины, вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей, указаны в таблице Г.21.

Отклонения внутреннего диаметра стенки на уровне днища не должны превышать ± 40 мм для резервуаров с проектным диаметром до 12 м включительно; для резервуаров с большим диаметром отклонения на указанном уровне не должны превышать ± 60 мм. Допуск на величины диаметров, замеренных на высоте более 300 мм от днища, не должен превышать трехкратной величины допуска на уровне днища.

4.2.3.6 Должны быть обследованы все патрубки, усиливающие листы и сварные соединения. Тип и размеры усиливающих листов, расположение сварных швов и толщины элементов должны соответствовать проекту на резервуар или ПБ 03-605-03 [11].

4.2.3.7 При наличии отклонений, превышающих допустимые пределы (таблица Г.21), резервуар должен быть выведен на ремонт. Допускается эксплуатация такого резервуара до очередного капитального ремонта с ограничением эксплуатационных нагрузок по взливу, подтвержденным расчетом.

4.2.4 Оценка состояния днища

4.2.4.1 Основными причинами повреждения днища резервуара являются:

- коррозионные повреждения;

- образование трещин;

- повреждения днища опорными стойками понтона;

- неравномерная осадка основания, которая приводит к появлению впадин и хлопунов днища.

4.2.4.2. На днищах диаметром до 12 м при предельной площади хлопуна - 2 м2 высота выпучин не должна превышать 150 мм.

На днищах диаметром свыше 12 м высота выпучин не должна превышать 150 мм при предельной площади хлопуна - 5 м2 (таблица Г.21).

Хлопуны днища в местах измерения базовой высоты и измерения уровня нефтепродукта должны быть устранены.

4.2.4.3. Предельно допустимые отклонения наружного контура днища от горизонтали приведены в таблице Г.21.

4.2.4.4. В резервуарах, имеющих кольцо окраек, смещение в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа, при плотности прилегания к подкладным полосам с зазором не более 0,5 мм. Вмятины на окрайках в зоне расположения стенки не допускаются.

4.2.5 Оценка состояния основания и фундамента

4.2.5.1 Основные причины повреждений оснований и фундаментов:

- потеря несущей способности грунтов основания под окрайкой резервуара в результате постоянного их обводнения паводковыми и дождевыми водами, стекающими с крыши и стен резервуара;

- эрозия почвы, просадка, выпучивание и набухание грунтов основания;

- некачественно выполненная насыпь в основании резервуара;

- морозное разрушение бетона фундаментов;

- разрушение бетона фундаментов под воздействием, ливневых и подземных вод, резких перепадов температур воздуха;

- воздействие кислот и щелочей, химических составляющих воздуха на бетонные и железобетонные фундаменты.

4.2.5.2 Осадка фундаментов и деформаций оснований резервуара подразделяется на следующие основные виды:

- равномерная осадка;

- равномерный наклон основания;

- неравномерная осадка основания.

4.2.5.3 Чтобы не выйти за пределы допусков, определенных в таблице Г.21 основание резервуара должно удовлетворять следующим условиям:

- максимальная осадка основания (фундамента) не должна превышать 200 мм. При этом необходимо учесть, чтобы трубопроводы и прикрепленное оборудование имели возможность перемещения для компенсации напряжений в зоне врезки патрубков в стенку резервуара;

- относительная осадка наружного контура днища, равная отношению разности высотных отметок двух смежных точек к расстоянию между ними не должна превышать 0,005, согласно СНиП 3.02.01-87 [6];

- крен резервуаров с понтоном не должен превышать - 0,002, а для резервуаров со стационарной крышей - 0,004;

- в резервуарах с уклоном днища от центра или без уклона разность осадок основания центральной части и в зоне стенки не должна превышать 0,003 радиуса и не должна превышать 100 мм;

- в резервуарах с уклоном днища к центру предельно допустимая разность осадок составляет 0,002 радиуса и не должна превышать 50 мм.

5 Ремонт резервуаров

5.1 Общие положения

5.1.1 Мероприятия и работы по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защите конструкций и устранению повреждений относятся к текущему ремонту резервуара. Текущий ремонт выполняется силами дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефтепродукт», эксплуатирующих резервуары.

При текущем ремонте выполняются следующие работы:

- ремонт наружного защитного покрытия (окраски) стенки, стационарной крыши, окрайки днища;

- ремонт отмостки;

- ремонт заземления;

- замена кассет на огнепреградителях;

- подготовка оборудования к осенне-зимнему и весенне-летнему периодам;

- ремонт или замена оборудования резервуара (в т.ч. систем противопожарной защиты), которые могут быть выполнены без вывода резервуара из эксплуатации и его зачистки.

- ремонт запорной арматуры, компенсаторов, изолирующих фланцев, фланцевых и муфтовых соединений, не требующий специальной остановки технологического процесса или отключения участка трубопровода (набивка сальников задвижек, проверка обтяжки фланцевых соединений, крепление приводов и компенсаторов, чистка наружных поверхностей оборудования, устранение подтеков нефтепродукта, масла, уплотнение кабельных вводов в электродвигатели и электроаппаратуру, проверка защит электродвигателей и т.д.).

5.1.2 Капитальный ремонт (далее ремонт) резервуара осуществляется с целью восстановления его проектных показателей по полезной емкости, обеспечения его гарантированной безопасной эксплуатации на период до следующего ремонта.

Производство работ по ремонту резервуара осуществляется на основании рабочего проекта, выполненного проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию, согласованного в территориальном органе Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России и утвержденного главным инженером ОАО.

5.1.3 Ремонт резервуара должен производиться заменой элементов конструкций или ремонтом дефектных элементов конструкций резервуара, оборудования, арматуры на основании результатов их диагностики и разработанной ПСД. Все дефекты элементов резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть устранены с последующими контролем и испытанием резервуара в объеме, предусмотренном проектом производства работ.

Выбор методов ремонта элементов конструкций резервуара должен быть обоснован проектом на ремонт.

ПСД на ремонт резервуара включает в себя следующие разделы:

- пояснительная записка;

- рабочая документация (генеральный план, архитектурно-строительные и технические решения, конструктивные решения по ремонту металлоконструкций с обоснованием принятых технических решений, чертежи КМ, технологическое оборудование, системы пожаротушения, сигнализации, молниезащиты, электрохимзащиты, силовое оборудование, антикоррозионные покрытия, программа гидравлических испытаний и т.д.);

- проект организации строительства (ПОС), выполняемый в соответствии с требованиями СНиП 12-01-2004 [24];

- сметная документация;

- охрана окружающей среды и промышленная безопасность.

5.1.4 Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке, подготовке к диагностике и ремонту проводятся на основе проекта производства работ (проекта ПР), утвержденного главным инженером ОАО, и наряда-допуска, оформляемого на каждый вид и место выполняемых работ.

Разработку проекта ПР на капитальный ремонт резервуара обеспечивает подрядная организация.

Проект ПР согласно СНиП 12-01-2004 [24] включает следующие разделы:

- пояснительная записка, включающая основные сведения об объекте, характеристику района, условия осуществления ремонтных (монтажных) работ;

- график выполнения работ при капитальном ремонте;

- обустройство монтажной площадки: временные сооружения, места хранения строительных конструкций, оборудования и инвентаря, площадки укрупненной сборки металлоконструкций, стоянки и схему движения транспорта, пожарные проезды; места установки средств пожаротушения и предупредительных знаков коммуникаций: кабельные линии связи, электроснабжения, телемеханики, канализация и водопроводы, технологические трубопроводы и т.д.;

- материальное обеспечение капремонта;

- обеспечение строительной техникой (грузоподъемными и тяговыми механизмами);

- подготовительные работы, в том числе потребность в материальных, технических и трудовых ресурсах, сроки выполнения работ, решения по энергообеспечению, водо- и теплоснабжению;

- охрана труда и промышленная безопасность, в том числе безопасные условия труда, включая газоопасные работы;

- охрана окружающей среды;

- основные работы, в которых должны быть предусмотрены:

а) земляные работы;

б) технологическая последовательность монтажа и сварки металлоконструкций;

в) приспособления и такелажная оснастка для монтажа металлоконструкций резервуара;

г) оборудование, инструменты и материалы для производства монтажно-сварочных работ;

д) мероприятия, обеспечивающие требуемую точность сборки элементов;

е) прочность и устойчивость конструкций в процессе монтажа;

ж) степень укрупнения конструкций;

и) последовательность проведения прочностных испытаний резервуара;

к) нанесение антикоррозионного покрытия;

л) монтаж оборудования и восстановление каре резервуара;

- контроль качества работ, виды и объемы контроля, в том числе, требования к качеству сборочно-сварочных работ для каждой операции в процессе монтажа;

- организация труда.

В проекте ПР должны быть разработаны чертежи КМД на специальные приспособления, применяемые при ремонте резервуаров.

В проекте ПР должны быть разработаны операционные технологические карты (в соответствии с аттестованными технологиями сварки) на сварку различных элементов резервуаров, видов работ, карты пооперационного контроля качества работ. В технологических картах должны быть предусмотрены последовательность сварки и порядок выполнения каждого шва, обеспечивающие минимальные деформации и перемещения свариваемых элементов, режимы и указания по технологии сварки, условия обеспечения требуемого диапазона скоростей охлаждения сварных соединений резервуарных конструкций при сварке.

Не допускаются отклонения от проекта производства работ без согласования с организациями, разработавшими и утвердившими их.

5.1.5 Организация работ по капитальному ремонту резервуаров возлагается на службу капитального строительства (капитального ремонта).

В соответствии с СО 05-06-АКТНП-005-2005 [55] приказом (распоряжением) ОАО (ПО) и подрядной организации:

- назначаются ответственные за безопасную подготовку и качественное производство ремонтных работ, и ведение исполнительной документации на каждом этапе работ, специалист технического надзора и, при необходимости, другие руководители и специалисты ОАО МНПП и структурных подразделений;

- определяются порядок, режим работы подрядной организации, ответственность руководителей подрядной организации, лица, ответственные за безопасное производство работ и проведение анализов газовоздушной среды; определяется порядок оперативного руководства при возникновении аварийной ситуации.

5.1.6 Работы по капитальному ремонту резервуара должны выполняться организациями, которые должны иметь:

- разрешение ( аккредитацию) на проведение работ по ремонту резервуаров, полученное в в установленном порядке;

- необходимые технические средства, оборудование должно быть сертифицировано, аттестовано и поверено в установленном порядке; примерный перечень инструментов, приспособлений, оборудования и механизмов для ремонта резервуаров приведен в Приложении Г.20;

- нормативно-техническую документацию;

- обученных и аттестованных специалистов по охране труда и промышленной безопасности.

Общая организация контроля за соблюдением проектных решений и качеством работ при капитальном ремонте резервуара возлагается на главного инженера ОАО (ПО).

5.1.7 Для устранения сквозных дефектов и коррозионных повреждений металлоконструкций и сварных соединений, имеющих небольшие размеры (до 5 мм) и расположенных на кровле, верхнем поясе стенки, понтоне, а также в отдельных случаях для исправления мелких локально расположенных коррозионных повреждений окрайки и днища стального резервуара с максимальной глубиной повреждения не более половины толщины листа, допускается до вывода резервуара в капитальный ремонт использование безогневого метода ремонта дефектов.

5.1.8 Устранения таких дефектов, как вырывы основного металла, царапины, остатки приварки монтажных приспособлений; подрезы, ослабления, поры, свищи в сварных швах; вмятины, выпучины, трещины, коррозионные повреждения основного металла и сварных соединений элементов, при замене дефектных участков конструкций днища, стенки, кровли, понтона обеспечивается выполнением сварочных работ.

5.2 Методы ремонта

5.2.1 Критерии выбора метода ремонта

5.2.1.1 Выбор метода ремонта резервуаров зависит от характера и размеров дефектов.

При ремонте стальных резервуаров используются следующие методы ремонта:

- выборочный ремонт дефектов на отдельных элементах и конструкциях резервуара;

- замена отдельных элементов и конструкций резервуара.

Выборочный ремонт дефектов включает:

- шлифовку; при шлифовке путем снятия металла должна остаточная толщина металла должна обеспечивать прочностные свойства и восстановлена плавная форма поверхности;

- наплавку, заварку дефектов, кроме дефектов основного металла конструкций резервуара, выполненных из стали 16Г2 АФ;

- замену дефектного участка отдельного элемента конструкции резервуара (вырезкой, вставкой).

Выборочный ремонт шлифовкой, наплавкой (заваркой) может выполняться в рамках текущего ремонта резервуара.

Замена отдельных элементов и конструкций резервуара в основном включает: частичную или полную замену днища, окраек днища, стенки, кровли, центральной части понтона; замену элементов коробов понтона, устранение неравномерной осадки наружного контура днища.

5.2.1.2 Поверхностные дефекты сварных соединений и основного металла элементов конструкции резервуара глубиной не более 0,1 t (где t-проектная толщина элемента конструкции) подлежат зачистке (шлифовке).

5.2.1.3 Ремонт поверхностных и локальных дефектов глубиной до 0,5 t, если площадь одного дефектного участка не более 100 см2 (0,01 м2) при суммарной площади дефектных участков, приходящихся на один лист (элемент) конструкции не более 10 % его площади, осуществляется наплавкой (под листом подразумевается лист площадью не менее 9 м2, ограниченный со всех сторон сварными соединениями). Расстояние между подготовленными к наплавке участками должно быть не менее 500 мм. Наплавленные валики должны быть с мелкой чешуйчатостью и иметь плавный переход к основному металлу. Наличие подрезов не допускается. Увеличение толщины стенки резервуара после наплавки не должно превышать 1 мм.

5.2.1.4 Ремонт дефектов глубиной более значений, приведенных в таблице 4.2 и площадью дефектного участка, приходящегося на один лист (элемент конструкции) не более 50 % его площади, производится заменой дефектного участка элемента конструкции.

5.2.1.5 Дефекты глубиной более значений, приведенных в таблице 4.2 и суммарной площадью дефектных участков более 50 % от площади листа или элемента конструкции резервуара, устраняются заменой листа или отдельного элемента конструкции.

5.2.1.6 Полная замена основных элементов резервуара (окрайки, днища, кровли, стенки) осуществляется в следующих случаях:

- при необходимости замены (в соответствии с 5.2.1.4 и 5.2.1.5) свыше 50 % дефектных листов окраек днища, центральной части днища, элементов несущих конструкций кровли производится их полная замена;

- при наличии свыше 50 % дефектных (подлежащих замене) листов настила кровли осуществляется полная замена настила кровли;

- при наличии более 50 % дефектных листов стенки определяется экономическая целесообразность выполнения ремонта.

5.2.1.7 Основанием при решении вопроса об отбраковке резервуара являются неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, недопустимое поражение элементов конструкции резервуара коррозией (5.2.1.6), недопустимый монтажный брак при строительстве, экономическая нецелесообразность восстановительного ремонта. Отбраковка (замена) резервуара производится на основании определенного по результатам технической диагностики объема работ на ремонт резервуара и сравнения затрат на ремонт и строительство нового резервуара.

5.2.2 Схемы замены дефектных участков

5.2.2.1 На рисунке 5.1 представлены схемы замены участков при капитальном ремонте (замене дефектного участка). Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами для элементов металлоконструкций резервуара представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами

Размер

Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами для листов стенки, мм

Для листов стенки толщиной 12 мм и менее

Для листов стенки толщиной более 12 мм

r

150

150

B

150

250

H

75

100

V

150

250

P

8t

8t

A

300

300

5.2.2.2 При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов (дефектного участка, фрагмента листа) должны учитываться требования ПБ 03-605-03 [11] и настоящего документа:

- минимальные размеры нового элемента должны составлять 300 мм. Новый элемент может быть круглым, квадратным с закругленными углами или прямоугольным с закругленными углами за исключением случаев, когда заменяется целый лист стенки или его часть, равная ширине листа (рисунок 5.1);

- разбежка между остающимися и монтируемыми вертикальными швами должна быть не менее 250 мм;

- вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища;

- расстояния до вертикальных швов должны быть не менее 250 мм и 100 мм - до горизонтальных швов;

- расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее 250 мм до вертикальных швов и 100 мм - до горизонтальных швов.

Рисунок 5.1- Схемы замены участков элементов стенки (конструкции) и минимальные расстояния до сварных швов

5.2.2.3 В случае, если должен быть удален или заменен один или более целых листов стенки или сегменты полной высоты листа, должны быть удовлетворены минимальные требования по разбежке между монтируемыми и остающимися вертикальными сварными швами. При замене фрагмента стенки на полную высоту пояса перед наложением новых вертикальных швов существующие горизонтальные швы должны быть прорезаны минимум на 8 t в обе стороны от новых вертикальных швов с выполнением разделки кромок под последующую сварку.

Допускается дефектный участок стенки на полную высоту пояса заменять фрагментом большего размера (на 100 мм более отступая от горизонтального и на 250 мм более отступая от вертикального сварных швов).

5.2.2.4 Заменяемый элемент стенки перед установкой в стенку для сварки необходимо подвальцовывать по радиусу, указанному в ремонтной документации. Заменяемый участок должен быть больше границ коррозионного повреждения на 50 мм со всех сторон, более 500 мм в обе стороны от границ трещины на стенке и более 300 мм в обе стороны от границ трещины на окрайке.

Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от шлака, заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей.

Перед вырезкой дефектных участков элемента необходимо выполнить его закрепление, исключающее нарушение проектной геометрической формы. Участки сварных соединений и основного металла, подлежащие замене, удаляются вырезкой: абразивным кругом, газовой резкой.

5.2.2.5 Все трещины независимо от происхождения и расположения устраняются методом замены дефектного участка.

5.2.2.6 Запрещается установка на стенке резервуара заплат всех видов и других, нерегламентированных нормативными документами, конструктивных элементов. Все ранее установленные на стенках резервуаров заплаты при проведении капитального ремонта должны быть удалены. Накладные элементы, привариваемые к стенке резервуара внахлест, могут быть удалены путем сошлифовки абразивным инструментом, при условии, что толщина стенки в месте удаления элементов не должна быть меньше допускаемой величины из условия прочности и устойчивости, а место удаления должно быть проверено цветной дефектоскопией на предмет выявления трещин.

5.2.3 Применяемые соединения

При монтаже и ремонте резервуаров применяются соединения:

1) Вертикальные соединения стенки. Вертикальные соединения стенки должны быть стыковыми с полным проплавлением по толщине листов (рисунок 5.2).

Минимальные смещения между швами представлены в таблице 5.1.

Для резервуаров классов II и III при изготовлении стенки из рулонных полотнищ допускаются вертикальные заводские и монтажные стыковые соединения без смещения.

2) Горизонтальные соединения стенки. Горизонтальные соединения листов должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением (рисунок 5.3).

а) без разделки кромок; б) со скосом двух кромок; в) с двумя скосами кромок; г) с криволинейным скосом кромок

Рисунок 5.2 - Вертикальные стыковые соединения стенки

а) без разделки кромок; б) с криволинейным скосом одной кромки верхнего листа; в) с двумя скосами одной кромки верхнего листа

Рисунок 5.3 - Горизонтальные стыковые соединения стенки

Листы вышележащего пояса должны располагаться в пределах толщины листа нижележащего пояса. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается проектом.

Стыковые соединения на остающейся подкладке применяются для сварки кольцевых окраек, а также при полистовой сборке центральной части днища.

Нахлесточные соединения применяются для соединения между собой рулонируемых полотнищ днища, листов центральной части днища при их полистовой сборке, а также для соединения центральной части днища с кольцевыми окрайками (рисунки 5.4-5.6).

3) Соединение днища со стенкой.

Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. При толщине листов нижнего пояса стенки 20 мм и менее рекомендуется тавровое сварное соединение без разделки кромок (рисунок 5.7, а).

Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки более 20 мм должно применяться тавровое сварное соединение с разделкой кромок (рисунке 5.7, б).

4) Соединения листов крыши

Для соединения листов крыши применяются стыковые и нахлесточные соединения.

5.2.4 Ремонт дефектов электродуговой наплавкой

5.2.4.1 Ремонт дефектов стальных резервуаров электродуговой наплавкой применяется при ремонте металлоконструкций с толщиной стенки листов 6-14 мм.

5.2.4.2 К дефектам, ремонтируемым наплавкой относятся:

- локальные коррозионные повреждения;

- поверхностные дефекты (царапины, риски, вырывы металла);

- дефекты сварных швов (подрезы, чешуйчатость, шлаковые включения, нарушения непрерывности швов).

Ремонт дефектов металлоконструкций способом наплавки допускается производить при глубине дефектов (с учетом глубины механической обработки дефекта) не более 50 % от толщины листа и при поражении коррозией до 10 % от площади листа (5.2.1.3). Расстояние между подготовленными к наплавке участками должно быть не менее 500 мм.

Процесс наплавки заключается в нанесении на поверхность дефектного места слоя металла, обеспечивающего увеличение толщины металлоконструкции до проектной величины, и получении механических свойств наплавленного металла, соответствующих основному металлу.

5.2.4.3 При производстве ремонта различных видов дефектов наплавкой должны быть выполнены следующие требования:

- наплавка выполняется не менее чем в два слоя;

- при ремонте дефектов на стенке резервуара способом наплавки сварка вертикальных швов должна выполняться в направлении “снизу-вверх” на короткой дуге с поперечными колебаниями в направлении “снизу-вверх”;

- сварка между наложением валиков в слое и между слоями должна выполняться без длительных перерывов. А при температуре ниже плюс 5 °С перерыв между окончанием сварки первого слоя (валика) и началом сварки второго слоя (валика) не должен превышать минуты;

- при наплавке зажигание дуги следует производить на поверхности сварного шва. В случае обрыва дуги кратер и прилегающий к нему участок шва на длину не менее 30 мм следует очистить от шлака, видимых пор. При возобновлении сварки очищенный участок и кратер должны полностью перекрываться сварным швом;

- участки ремонта по окончании сварки должны быть накрыты теплоизолирующим материалом до полного остывания. Покрытие границ наплавленного участка должно быть на 50 см больше во все стороны;

- очистка от шлака производится после полного остывания и снятия теплоизолирующего пояса.

Рисунок 5.4 - Соединение полотнищ днища

Рисунок 5.5 - Соединение листов центральной части днища

 

Рисунок 5.6 - Соединение центральной части с окрайками днища

 

Рисунок 5.7 - Соединение стенки с днищем (тавровое соединение)

5.2.4.4 Все выявленные дефекты должны быть подвергнуты механической обработке с целью:

- полного удаления продуктов коррозии;

- придания формы, обеспечивающей равномерное и качественное выполнение наплавки.

5.2.4.5 Глубина механической обработки h при ремонте поверхностных дефектов должна быть не более 50 % от толщины стенки δ, но не менее чем на 1 мм глубже дна самой глубокой каверны hд, т.е. h ≤ 0,5 δ; h- hд ≥ 1 мм.

Схема обработки дефектного участка представлена на рисунке 5.8;

Если расстояние между отдельными дефектами до 50 мм, то они рассматриваются как один дефект и для них делается общая ванна для наплавки.

 

δ - толщина стенки резервуара; hд - глубина дефекта; h - глубина механической обработки

Рисунок 5.8 - дефектный участок до (а) и после (б) механической обработки

Перед выполнением сварочных работ необходимо проконтролировать поверхность выборки ЦД или МПД на полноту удаления дефектов.

Дефектные листы, подготовленные к ремонту электродуговой наплавкой, должны быть просушены (при t = плюс 60…70 °C) при наличии влаги на элементах конструкции резервуара (конденсата, снега, инея и т.д.).

Наплавка подготовленного участка должна проводиться за один прием. Наплавленные валики должны быть с мелкой чешуйчатостью и иметь плавный переход к основному металлу. Наличие подрезов не допускается. Увеличение толщины стенки резервуара после наплавки не должно превышать 1 мм.

Для уменьшения внутренних напряжений и предотвращения образования трещин наплавка должна проводиться короткими участками. Длина наплавленного участка должна составлять 50…70 мм. Валики первого слоя должны перекрывать друг друга на величину 2…3 мм, валики второго слоя должны быть смещены относительно первого так, чтобы край валика второго слоя приходился на середину валика первого слоя. Если длина наплавляемого участка больше 70 мм, то следует применять многокаскадную наплавку. Схема наплавки представлена на рисунке 5.9.

 

Рисунок 5.9 - Схема наплавки

Все отремонтированные участки, отвечающие требованиям визуального контроля, должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами (радиографическому или ультразвуковому контролю).

5.2.4.6 При выполнении ремонта дефектных мест электродуговой наплавкой осуществляют пооперационный технологический контроль:

- проверяются качество подготовки дефектных мест к наплавке, качество очистки сварных швов и прилегающих к ним наружных поверхностей, качество проведения просушки подготовленных к наплавке участков, контролируется температура просушки;

- осуществляется контроль над обеспечением строгого соблюдения режимов сварки, последовательностью наложения слоев при ремонте, качеством зачистки швов в процессе и после ремонта. Соблюдение технологии должно проверяться согласно разработанным операционным технологическим картам. Геометрия швов должна отвечать требованиям нормативной документации. Качество сварных швов в месте наплавки оценивается по результатам осмотра наружной поверхности в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01-87 [9], РД 03-606-03 [19], РД 03-615-03 [27].

Сварные швы, измеренные по ГОСТ 3242, должны удовлетворять следующим требованиям:

- выпуклость шва должна быть высотой (2,0±1,0) мм и иметь плавный переход на основной металл;

- сварной шов должен перекрывать основной металл в каждую сторону на 2,0…3,5 мм;

- глубина подрезов облицовочного шва не должна превышать 0,5 мм;

- ремонтные участки, отвечающие требованиям визуального контроля, подвергаются контролю физическими методами.

5.3 Требования к выполнению сварочных работ при ремонте резервуара

5.3.1 При ремонте металлоконструкций резервуара применяются механизированная сварка под флюсом, в среде защитных газов, с применением порошковой проволоки, ручная дуговая сварка. Ручная дуговая сварка применяется при устранении дефектов методом наплавки, сварки патрубков, люков.

Механизированная сварка (полуавтоматами) может применяться при ремонте днищ, центральной части металлического понтона и швов, соединяющих центральную часть понтона с коробами, в соответствии с требованиями ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. При выполнении ремонтных работ на стенке резервуара (замена поясов стенки) рекомендуется механизированная сварка в среде защитных газов.

5.3.2 Технологии выполнения сварки и наплавки, используемые при ремонте и реконструкции оборудования и сооружений опасных производственных объектов, подлежат аттестации. Использование не аттестованных технологий при ремонте и реконструкции резервуаров не допускается.

Порядок применения технологий сварки (наплавки), используемых при ремонте и реконструкции, а также требования к проведению аттестации и оформлению их результатов устанавливает РД 03-615-03 [27].

5.3.3 При ремонте резервуаров применяются типы сварных соединений и сварных швов в соответствии с ГОСТ 2601, ГОСТ 5264, ГОСТ 8713, ГОСТ 14771. При монтаже резервуара применяются стыковые, угловые, нахлесточные и тавровые соединения, для образования которых применяются стыковые и угловые сварные швы.

Вертикальные и горизонтальные соединения стенки должны быть стыковыми и с полным проплавлением по толщине листа. Соединения стенки должны быть двусторонними. Для соединения днища со стенкой применяется тавровое соединение. Окрайки днища свариваются между собой односторонними стыковыми швами на остающейся подкладке. При монтаже центральной части днища полистовым методом применяются нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке. Соединения центральной части днища с кольцевыми окрайками выполняются внахлест. Нахлесточные и тавровые соединения используются для крепления к стенке верхнего уторного уголка и колец жесткости.

Способы, режимы и технология сварки резервуарных конструкций должны обеспечивать:

- требуемый уровень механических свойств сварных соединений, предусмотренный проектом. Сварные швы соединений должны соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости;

- необходимую однородность и сплошность металла сварных соединений. Металл шва и основной металл по химическому составу для улучшения коррозионной стойкости должны быть близки друг к другу;

- оптимальную скорость охлаждения выполняемых сварных соединений, которая зависит от марки стали, углеродного эквивалента, толщины металла, режима сварки (погонной энергии), конструкции сварного соединения, а также температуры окружающей среды;

- минимальный коэффициент концентрации напряжений;

- минимальную величину сварочных деформаций и перемещений свариваемых элементов.

5.3.4 Сварку следует выполнять сертифицированными сварочными материалами. Сварочные материалы (электроды, сварочные проволоки, флюсы, защитные газы) должны быть аттестованы для применения при сварке резервуаров в соответствии с действующей НТД. Порядок аттестации и виды испытаний сварочных материалов для каждого конкретного вида и марки определены технологическим регламентом. Сварочные материалы, прошедшие аттестацию, должны иметь «Свидетельство об аттестации».

Оборудование для резки, сварки и электрооборудование должны быть аттестованными и сертифицированными на соответствие требованиям безопасности и стандартов на оборудование, используемое для проведения сварочно-монтажных работ при ремонте резервуаров; находиться в исправном состоянии и удовлетворять требованиям электро - и пожаробезопасности при использовании их в резервуарном парке. Порядок применения сварочного оборудования, а также требования и условия проведения испытаний, освидетельствования (аттестации) и оформления их результатов устанавливает РД 03-614-03 [29].

5.3.5 Определение размеров ремонтируемых дефектов и их разметку следует производить в соответствии с разделами 4.2, 5.2.

5.3.6 С целью выявления деформаций и дефектов сварных швов, проверки геометрических размеров и допустимости выявленных дефектов проводят визуальный и измерительный контроль выполненных сварных соединений (конструкций, узлов). При этом необходимо контролировать:

- размеры поверхностных дефектов (поры, включения и др.), выявленных при визуальном осмотре;

- высоту и ширину шва, а также вогнутость и выпуклость обратной стороны шва в случае доступности обратной стороны шва для контроля;

- высоту (глубину) углублений между валиками (западания межваликовые) и чешуйчатости поверхности шва;

- подрезы (глубину и длину) основного металла;

- отсутствие непроваров с наружной и внутренней стороны шва;

- размеры катета углового шва;

- геометрическое положение осей или поверхностей сваренных деталей.

Требования к выполнению измерительного контроля сварных швов приведены в РД 03-606-03 [19].

5.3.7 Полученная поверхность реза перед выполнением сварочных работ должна быть обработана шлифовальным кругом на глубину не менее 2 мм. Поверхность свариваемых деталей должна быть зачищена до чистого металла на ширину 25…30 мм в каждую сторону от оси стыка.

5.3.8 При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных и монтажных приспособлений. Закрепление кромок свариваемых элементов должно выполняться преимущественно с помощью сборочных приспособлений, обеспечивающих проектные зазоры и совмещение кромок, вертикальность образующих поясов стенок, отсутствие недопустимой угловатости сварных швов. При необходимости постановки прихваток на минимально монтажных стыках стенки их располагают с противоположной стороны от части сечения шва, выполняемой первой. Размер прихваток должен быть необходимым. При выполнении зачистки корня шва такие прихватки удаляются.

5.3.9 Стыковые соединения окраек днища должны выполняться на остающейся технологической подкладке. Стальная подкладка должна быть только прихвачена к днищу. Приварка технологической подкладки по контуру недопустима. После обрезки части технологической подкладки, выступающий за окраек днища, торец шва зачистить абразивным материалом. Допуски на обработку кромок те же, что при резке металла.

Прихватки располагать у пересечения швов (в стыковых соединениях рекомендуется располагать прихватки с обратной стороны от первого шва или слоя). При ручной и автоматизированной дуговой сварке зажигать дугу на основном металле вне границ шва и выводить на него кратер шва запрещается.

Тщательно осматривать прихватки перед началом сварки с обязательной переплавкой их во время сварки первого шва.

Прихватки, выполненные в угловых и нахлесточных сварных соединениях, можно переплавлять только после шлифовки и визуального контроля качества.

5.3.10 Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264, ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. Виды разделки кромок и зазоры в конструкциях устанавливаются в соответствии с ГОСТ 5264, ГОСТ 8713, ГОСТ 14771.

5.3.11 Режимы дуговой сварки по аттестованным технологиям в соответствии с требованиями РД 03-615-03 [27] определяются в технологических картах проекта ПР в соответствии с паспортом на применяемые электроды. В технологических картах должны быть предусмотрены последовательность сварки и порядок выполнения каждого шва, обеспечивающих минимальные деформации и перемещения свариваемых элементов, режимы и указания по технике сварки, условия обеспечения требуемого диапазона скоростей охлаждения сварных соединений резервуарных конструкций при сварке.

5.3.12 Сварку металлоконструкций при отрицательных температурах проводят при следующих условиях:

- сварка металлоконструкций резервуара без предварительного подогрева должна проводиться при температуре окружающего воздуха не ниже указанных в СНиП 3.03.01-87 [9];

- предварительный подогрев металла проводить в зоне сварки на ширину не менее 50 мм по обе стороны от оси стыка или соединения, длина подогреваемого участка более 800…1000 мм;

- необходимо систематически контролировать температуру металла. При превышении расчетной скорости охлаждения металла шва допустимого значения для данной марки стали, необходимо организовать предварительный, сопутствующий или послесварочный подогрев свариваемых кромок. Требуемая температура и схема подогрева должны быть определены в проекте ПР. Температуру подогрева контролируют термокарандашами, пирометрами или контактными термометрами;

- свариваемые кромки необходимо просушивать от влаги;

- сборку конструкций проводить без ударов и чрезмерного натяжения собираемых элементов, холодная правка недопустима;

- режимы сварки устанавливать с увеличением сварочного тока на 15...20 %;

- сварку монтажных стыков проводить без перерыва. Недопустимо прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять несваренные участки шва. В случае вынужденного прекращения работ процесс сварки может быть возобновлен только после повторного подогрева металла в зоне стыка до температуры плюс 120…160 °С;

- при выполнении многослойных швов сварку в корне шва выполнять способом «двойного слоя», то есть не менее чем в два слоя участками длиной 170…220 мм;

- на рабочее место сварщику выдавать прокаленные электроды в количестве не более полусменной потребности;

- приварку и срезку монтажных приспособлений при температуре ниже минус 20 °С выполнять с подогревом металла до плюс 120...160 °С в радиусе 100…150 мм;

- приварку приспособлений выполнять электродами типа Э50А.

5.3.13 После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов несмываемой краской клеймом сварщика на поверхности листа на расстоянии от 40 до 60 мм от границы выполненного сварного шва (в одном месте при выполнении сварки одним сварщиком, при выполнении бригадой - в начале и в конце шва). Сварщик обязан проставлять присвоенный ему номер или знак рядом с выполненными им швами. Запрещается использовать сварку для проставления знаков (клейма).

5.3.14 Рабочее место сварщика, а также свариваемая поверхность конструкции резервуара должны быть защищены от дождя, снега и ветра. (Допустимая скорость ветра при выполнении наружных сварочных работ составляет 10м/с; скорость ветра принимается по данным метеослужб).

5.3.15 После окончания сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления должны быть удалены, сварные соединения и места сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла.

5.4 Ремонт дефектов сварных швов

5.4.1 Дефектный сварной шов должен быть вышлифован до полного удаления дефекта, прилегающие с обоих концов дефектного сварного шва участки (по 20 мм с обеих сторон) также должны быть вышлифованы и зачищены до металлического блеска. До зачистки должны быть удалены продукты коррозии, остатки антикоррозионного покрытия и другие загрязнения. Зачистку поверхности дефекта и прилегающего участка проводить шлифовальной машинкой.

Все прожоги поверхности основного металла сварочной дугой следует зачищать абразивным инструментом на глубину от 0,5 до 0,7 мм.

При удалении механизированной зачисткой (абразивным инструментом) дефектов сварных соединений, корня шва и прихваток, риски на поверхности металла необходимо направлять вдоль сварного соединения:

- при зачистке мест установки начальных и выводных планок - вдоль торцевых кромок свариваемых элементов конструкций;

- при удалении выпуклостей сварного шва - под углом 40°…50° к оси шва.

Вогнутости при обработке сварных соединений (углубление в основной металл) не должны превышать 3 % толщины свариваемого элемента, но не более 1 мм.

при удалении поверхностных дефектов с торца шва абразивным инструментом без последующей подварки допускается углубляться с уклоном не более 0,05 на свободной кромке в толщину металла на 0,02 ширины свариваемого элемента, но не более чем на 8 мм с каждой стороны. При этом суммарная вогнутость сечения (с учетом допустимого ослабления по толщине) не должна превышать 5 %. После обработки торцов швов необходимо притупить острые грани (СНиП 3.03.01-87 [9]).

Участки сварных соединений, подлежащие замене, удаляются вырезкой абразивным кругом или газовой резкой.

5.4.2 Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены следующими способами:

- перерывы швов и кратеры зачищены и заварены;

- непровары (выбраны) удалены на длину дефектного места и заварены вновь;

- подрезы основного металла зачищены и заварены путем наплавки в два слоя, лишний металл облицовочного слоя удалить шлифмашинкой до величины выпуклости (усиления) шва 1-3 мм.

На рис. 5.10, 5.11, 5.12, 5.13 приведены схемы ремонта дефектов сварных соединений.

Удаление вертикального шва вырезкой (сквозной пропил) производят участками длиной не более 1 м. При исправлении протяженных дефектов сварного шва (частичная выборка металла шва вышлифовкой) ремонт должен выполняться отдельными участками длиной не более 2 м.

5.4.3 При выполнении сварочных работ должны соблюдаться следующие требования:

- сварка стыковых швов окраек днища должна выполняться на остающейся технологической подкладке в два слоя и более с обеспечением полного провара;

- технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 мм, ширину - не менее 100 мм;

- вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с 2-х сторон, вначале сваривают основной шов, затем подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска.

сварные швы соединений должны быть герметичными, непроницаемыми и соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению, ударной вязкости, углу изгиба. Для улучшения коррозионной стойкости металл шва и основной металл по химическому составу должны быть близки друг к другу. Технологию сварки следует выбирать таким образом, чтобы избежать возникновения сварочных деформаций и перемещения элементов конструкций. Требования к выполнению сварочных работ представлены в разделе 5.3, при ремонте сварных швов наплавкой в разделе 5.2.4.

5.4.4 Ограничения на сварные соединения и швы:

- прихватки не рассчитываются на силовые воздействия;

- стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в таблице 5.2, могут выполняться так же, как и деталей одинаковой толщины. Конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине. При большей разности в толщине свариваемых деталей на детали, имеющей большую толщину, должен быть сделан скос под углом 15° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали. При этом конструкцию разделки кромок и размеры сварного шва следует выбирать по меньшей толщине;

Таблица 5.2 - Допускаемая разность толщин соединяемых деталей

Толщина тонкой детали, мм

Допускаемая разница толщины, мм

до 4

1

свыше 4 до 20

2

свыше 20 до 30

3

свыше 30

4

- не допускается смещение свариваемых кромок более:

- 1,0 мм - для деталей толщиной t < 4…10 мм;

- 0,1 t - для деталей толщиной t < 10…40 мм (но не более 3 мм);

- максимальные катеты угловых сварных швов не должны превышать 1, 2 толщины более тонкой детали в соединении. Для деталей большей толщины катет углового шва определяется расчетным путем или конструктивно;

Ремонт дефекта типа нарушение геометрических размеров сварного шва

Ремонт дефектов типа: пора, скопление пор, шлаковое включение, свищ

S

Е

G

номин.

пред. откл.

номин.

пред. откл.

Св 6 до 9

19

+ 30 %

2

±1,5

Св 9 до 14

23

3

+1,5

-2,0

Рисунок 5.10 - Методы ремонта сварных швов

А - длина участка язвенной коррозии;                                                                      b - ширина валика;

Б - длина зоны зачистки;                                                                                                м - шаг валика;

В - высота участка язвенной коррозии;                                                                     м/b - - 0,35…0,5

Г - высота зоны зачистки

 

 
Рисунок 5.11 - Схема ремонта дефекта типа язвенная коррозия методом наплавки

Дефекты типа подрез, непровар кромок

Рисунок 5.12 -Ремонт дефекта типа подрез, непровар кромок

Дефекты типа вырыв, оплавление, царапина, задир, забоина, кратер основного металла

Рисунок 5.13-Ремонт дефекта типа вырыв, оплавление, царапина, задир, забоина и др.

- заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык;

- нахлесточные соединения со сваркой с одной стороны допускаются при сварке днища и крыши из рулонных заготовок с величиной нахлеста не менее 30 мм. При полистовой сборке днищ и крыш допускаются сварные соединения листов встык на подкладке и нахлесточные соединения с величиной нахлеста 5 t, но не менее 30 мм.

5.5 Ремонт и замена элементов стенки резервуара

5.5.1 В соответствии с разделом 5.2 ремонт элементов стенки резервуара осуществляется выборочным ремонтом (шлифовкой, наплавкой или вырезкой) дефектных участков или заменой элементов или конструкций резервуара.

Критерии выбора метода ремонта представлены в п. 5.2.1.

Ремонт царапин, вырывов основного металла, локальных коррозионных повреждений, удаление остатков монтажных приспособлений, наружных и внутренних (технологических) дефектов сварных соединений (подрезов, ослаблений, свищей, шлаковых включений, нарушений непрерывности швов и т.п.) осуществляется электродуговой наплавкой.

Ремонт трещин производят методом замены дефектного участка.

При поражении металлоконструкций стенки резервуара коррозией, превышающей предельно допустимые величины таблицы 4.2, в зависимости от площади коррозионного повреждения, производят либо выборочный ремонт, либо частичную, либо полную замену поясов стенки резервуара.

При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов необходимо руководствоваться п.п. 5.2.2 и 5.2.3. Минимальные размеры вставки должны быть не менее 300 мм (таблица 5.1).

Недопустимую угловатость вертикальных сварных швов стенки, вмятины и выпучины на стенке устраняют путем замены дефектного участка (выборочный ремонт) или заменой листа (листов) стенки. Угловатость монтажных швов стенки, а также одиночные вмятины (выпучины) допускается исправлять установкой дополнительных элементов (ребер жесткости).

При выявлении, отклонений образующей стенки от вертикали, превышающих предельно допустимые величины, указанные в таблице 4.2, осуществляют ремонт резервуара методом замены отдельных листов стенки.

5.5.2 Перед началом вырезки участка необходимо обеспечить устойчивость стенки крупногабаритных резервуаров на время замены части стенки путем установки подпорных стоек. Для малогабаритных резервуаров требуется установить с внутренней и внешней стороны по два ребра жесткости по краям вырезаемого проема.

Подпорные стойки устанавливать из расчета, что стойка обеспечивает устойчивость стенки в пределах двух листов пояса стенки. Подпорные стойки следует устанавливать в области вертикальных швов стенки.

После завершения работы на участке стенки необходимо демонтировать стойку и установить ее на новом месте.

В тех случаях, когда на резервуаре имеет место совокупность дефектов геометрии стенки, днища, в первую очередь исправляются отклонения контура днища от горизонтали, после чего устраняются дефекты геометрии стенки.

5.5.3 Если в результате расчетов на прочность и устойчивость стенки выявляется недостаточная прочность стенки, то для обеспечения проектного максимального уровня взлива в резервуаре на стенку могут устанавливаться бандажи, снижающие напряжения от расчетных нагрузок и их сочетаний. Размеры и место установки бандажей определяются в проекте расчетным путем в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 [11].

5.5.4 В связи с увеличением нормативной снеговой нагрузки в СНиП 2.01.07-85 [30] возможна расчетная потеря устойчивости поясов стенки резервуара.

Если устойчивость каких-либо поясов стенки резервуара не обеспечена, в проекте на капитальный ремонт необходимо принять одно или несколько представленных ниже технических решений. Выбор технических решений необходимо производить с учетом наименьших затрат. При достижении устойчивости стенки резервуара одним из примененных технических решений следующие варианты не рассматриваются:

1) установка центральной стойки в резервуаре;

2) установка промежуточных колец жесткости на стенке резервуара;

3) замена поясов стенки резервуара.

5.6 Ремонт кровли резервуаров

5.6.1 Дефекты кровли ремонтируются методами наплавки, заменой дефектного участка вырезкой, полной или частичной замены кровли, специальными методами ремонта (п. 5.11).

5.6.2 Критерии выбора метода ремонта представлены в 5.2.1. При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов руководствоваться 5.2.2 и 5.2.3.

5.6.3 В целях обеспечения стока ливневых вод с поверхности стационарной крыши и отвода ливневых вод за пределы поверхности стенки резервуара следует предусматривать реконструкцию соединения стационарной крыши со стенкой резервуара при разработке проектов на капитальный ремонт резервуара.

5.6.4 Силовые конструкции крыши (балки, фермы, колонны и опорное кольцо) должны ремонтироваться и заменяться таким образом, чтобы под воздействием расчетных нагрузок напряжения не превышали уровня, определенного требованиями действующих правил и норм [11].

Для самонесущих бескаркасных крыш элементы соединения крыши со стенкой так же должны отвечать нормативным требованиям [11].

5.7 Ремонт понтонов

5.7.1 Ремонт понтонов должен проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соответствии с требованиями нормативых документов [11]. Конструктивные элементы понтонов, на которых обнаружены дефекты, должны быть отремонтированы или заменены. Ремонт незначительных дефектов понтонов допускается выполнять безогневыми способами.

5.7.2 Все соединения понтона, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, должны быть плотными и проверены на герметичность.

Замена или добавление основного или вспомогательного элемента затвора должны выполняться в соответствии с инструкцией изготовителя конструкций.

5.7.3 Ремонт понтонов из неметаллических материалов должен осуществляться в соответствии с рекомендациями изготовителя.

При появлении обдиров обкладочной резины и сквозных механических повреждений (порывов и пр.) в отдельных элементах уплотняющего затвора, дефектные элементы удаляют и заменяют новыми.

5.8 Ремонт днища

5.8.1 Выборочный ремонт днища

5.8.1.1 Дефекты днища ремонтируются методами наплавки, замены дефектного участка вырезкой, полной или частичной замены.

Критерии выбора метода ремонта представлены в 5.2.1. При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов, выполнении сварных соединений необходимо руководствоваться 5.2.2, 5.2.3, 5.3, 5.4. Ремонт наплавкой должен выполняться в соответствии с 5.2.4.

5.8.1.2 Критическими зонами для ремонта днища резервуара является зона окрайки в пределах 300 мм от стенки. В зонах окрайки запрещена установка заплаток и приварных накладок.

5.8.1.3 Днище, в котором выявлены недопустимые размеры хлопунов (вмятин) или складки, следует ремонтировать в соответствии с указаниями ремонтной документации одним из следующих способов:

- резкой по гребню конфигурации хлопунов и поджатие концов полотнища днища к основанию с последующей установкой накладок с закругленными углами (R≥50 мм) с перекрытием линии реза. Нахлест от края линии реза должен быть не менее 60 мм;

- в случае образования гофров или складок рекомендуется полная вырезка деформированного участка днища с заменой новыми листами, при этом листы свариваются встык на остающихся подкладках, или внахлест величиной не менее 30 мм.

Фиксирование хлопунов площадью более 3 м2 путем засыпки пазух грунтовой смесью или цементным раствором не рекомендуется.

5.8.2. Замена днища резервуара

5.8.2.1 В случае сплошного коррозионного поражения листов днища выполняется его полная замена. Применяют полистовой способ замены днища и рулонированный (индустриальный).

При индустриальном способе ремонта с применением рулонированных заготовок листовых конструкций, изготавливаемых на заводах, сокращаются сроки ремонта и протяженность монтажных сварных швов.

При полистовом способе замены днища достигается более совершенная поверхность для нанесения антикоррозионного покрытия, что в свою очередь увеличит срок службы резервуара. Преимущество данного метода и в том, что последовательное наращивание укрупненных заготовок (полос) позволяет выполнить гидроизоляцию и тщательную подбивку по мере необходимости, что существенно снижает количество хлопунов.

5.8.2.2 При замене днища резервуара необходимо восстановить основание. Пустоты в основании должны быть заполнены песком, гравием или бетоном, должен быть выполнен гидроизолирующий слой.

Стенка резервуара должна быть прорезана ровным горизонтальным резом с минимальным расстоянием от шва соединения днища со стенкой. Края реза должны быть обработаны, чтобы удалить шлак и неровности, оставшиеся после операции резки.

5.8.2.3 Последовательность установки фрагментов днища и мероприятия по временной фиксации или усилению уторного узла должны быть разработаны в составе проекта производства работ.

5.8.2.4 При монтаже нового днища должны быть соблюдены требования настоящего документа, проектной документации и норм [11] к расположению и выполнению сварных соединений. Применяются чередующиеся нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке.

5.8.2.5 При необходимости замены листов первого пояса резервуара окраечные листы днища должны быть вырезаны и установлены новые листы. При этом должны быть соблюдены следующие требования:

- стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы и свариваются между собой на остающейся подкладке односторонними стыковыми швами;

- смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа при плотности прилегания к подкладкам с зазором не более 0,5 мм;

- стыки окраек днища должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от вертикальных сварных соединений первого пояса стенки;

- выступ листов окраек и подкладок от наружной поверхности стенки резервуара должен быть не менее 30 мм, но не более 60 мм. Края реза окраек и днища должны быть обработаны шлифовальным кругом;

- нахлест центральной части днища на кольцо окраек должен быть не менее 50 мм, но не более 100 мм;

- предельно-допустимые отклонения размеров и формы смонтированного кольца окраек не должны превышать значений, указанных в нормативных документах [11].

5.8.2.6 Под опоры понтона и их направляющие стойки должны быть установлены подкладные листы.

5.9 Ремонт патрубков стенки резервуара

5.9.1 Зоны врезок патрубков и люков, расположенных в нижних поясах резервуара, подвергаются воздействию усилий и изгибающих моментов от гидростатического нагружения, нагрузок от трубопроводов, осадок резервуара. Внешние нагрузки от присоединяемых трубопроводов рекомендуется минимизировать с помощью компенсационных устройств.

Конструкция патрубков стенки, их усиливающие листы, а также требования к сварным соединениям должны соответствовать требованиям норм [11].

5.9.2 Края отверстий, вырезанных в стенке резервуара для установки патрубков и люков, должны быть очищены и не иметь шероховатостей, превышающих 1 мм, а для конструкций возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С - 0,5 мм.

5.9.3 Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками (воротниками), располагаемыми по периметру отверстий. Допускается установка патрубков с условным проходом до 50 мм без усиливающих накладок.

Рекомендуется выбирать толщину накладки, равную толщине стенки. Рекомендуемые значения размеров патрубка и усиливающих накладок должны соответствовать нормируемым требованиям [11].

5.9.4 Прочность материала накладок должна быть такой же как у материала стенки. Усиливающие накладки должны быть снабжены контрольными отверстиями диаметром 10 мм, располагаемыми на горизонтальной оси патрубка или люка. В случае изготовления усиливающей накладки из двух частей, сваренных горизонтальным швом, контрольные отверстия (по одному в каждой части накладки) располагаются в средней части по высоте полунакладки.

5.9.5 Патрубки в стенку резервуаров должны ввариваться сплошным швом с полным проплавлением стенки. Расстояние до существующих сварных швов стенки должны соответствовать значениям 5.2.2.

5.9.6 Люки - лазы, предназначенные для проникновения внутрь резервуара при его монтаже, осмотре и проведении зачистки, ремонтных работах, должны иметь условный проход не менее 600 мм. Конструктивное исполнение и размеры (параметры) люков-лазов и овального люка-лаза 600´900 мм должны соответствовать установленным нормам [11].

5.10 Исправление осадки резервуара

5.10.1 Наиболее распространенными являются следующие виды осадок резервуара:

- равномерная по площади;

- равномерная по наружному контуру;

- неравномерная по площади;

- неравномерная по наружному контуру.

5.10.2 При ремонте равномерной по площади осадки производится искусственное закрепление грунтов, переврезка ПРП или установка дополнительных компенсаторов. При этом необходимо предусмотреть отвод ливневых вод от уторного шва резервуара.

5.10.3 При равномерной осадке по наружному контуру выполняют осесимметричный подъем домкратами, равномерно установленными по периметру резервуара. В проекте ремонта необходимо предусмотреть исследование свойств и меры по увеличению несущей способности грунтов оснований.

5.10.4 Неравномерная по площади осадка сводится к ремонту хлопунов либо к частичной замене металлоконструкций с одновременным ремонтом основания и гидрофобного слоя.

Для свайных фундаментов ремонт выполняется частичным удалением металлоконструкций и ремонтом оголовков свай либо несущих плит с последующим восстановлением удаленных элементов.

5.10.5 Неравномерная по наружному контуру осадка может быть исправлена подъемом при помощи домкратов опущенной части резервуара и стабилизации грунтов основания.

Неравномерная осадка окрайки резервуара может быть устранена устройством под окрайкой фундамента из монолитного железобетона.

5.10.6 Крен резервуара исправляется при помощи подъемных устройств с использованием гидродомкратов.

Подъемные устройства, независимо от конструкции, следует устанавливать равномерно по периметру резервуара, со смещением относительно вертикальных сварных швов стенки не менее 0,5 м. Запрещается устанавливать подъемное устройство возле монтажного сварного шва ближе, чем на 1 м. При исправлении крена суммарная грузоподъемность применяемых устройств должна составлять не менее 80 % от веса поднимаемого резервуара. Количество домкратов определяется расчетом в проекте на ремонт.

5.10.7 Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (по объему):

- песок крупностью 0,1… 2 мм - от 80 до 85 %;

- песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 40 до 20 %.

В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы по ГОСТ 11955, мазуты по ГОСТ 10585. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10 % по объему смеси.

5.10.8 Для исправления геометрического положения малогабаритных резервуаров допускается приваривать ребра жесткости к стенке резервуара через подкладные пластины, под которые устанавливаются домкраты.

5.11 Безогневые способы ремонта

5.11.1 Область применения

В аварийных ситуациях, а также при необходимости устранения каких-либо локальных дефектов или повреждений допускается использование безогневого (холодного) метода ремонта, который может быть выполнен в срочном порядке без зачистки резервуара и без вывода его из эксплуатации (применение герметизирующих материалов или низкотемпературной индукционной пайки). Ремонт дефектных мест герметизирующими материалами не требует специального оборудования.

Холодные методы при ремонте резервуаров и металлических понтонов допускается применять для герметизации:

- газового пространства резервуара, кровля которого имеет небольшое число сквозных коррозионных повреждений;

- сварных соединений кровли.

Ремонт трещин, обширных коррозионных повреждений нижних поясов стенки, окраек и листов днища применением герметизирующих материалов не допускается.

Низкотемпературная индукционная пайка может применяться для герметизации сквозных дефектов, а также ликвидации локальных очагов коррозии при ремонте верхних поясов стенок, металлических понтонов, кровли резервуаров, а также трубопроводов без их зачистки.

Качество ремонта холодными методами зависит от соблюдения технологии производства работ, от качества подготовки поверхности дефектного участка, поддержания требуемого температурного режима в процессе ремонта.

Необходимо вести строгий пооперационный контроль всего технологического процесса ремонтных работ с применением специальных методов.

5.11.2 Ремонт с применением герметизирующих материалов

Герметизация дефектов элементов конструкций резервуаров осуществляется применением клеевых составов на основе эпоксидных смол, композитных материалов. Существуют составы «Компомит», «Маком-1», материалы фирмы «Диамант», «Амерон», двухкомпонентные пастообразные молекулярметаллы, которые после приготовления однородного замеса обладают высокой скоростью затвердевания (например, «Рапид»), и т.п. Все применяемые для герметизации дефектов материалы должны быть сертифицированы и согласованны в установленном порядке.

Для герметизации пор, трещин, ликвидации раковин, выбоин, сквозных дефектов на горизонтальных и вертикальных поверхностях применяют так же клеи-компаунды (например, марок «Анатерм»).

Устранение мелких трещин допускается осуществлять герметизирующими наклейками. Для увеличения прочности и эксплуатационной надежности ремонтных зон следует применять усиливающие накладки из стеклоткани, стали, или их сочетание.

Устранение дефектов на кровле и понтоне может осуществляться путем наложения металлических заплат на клей на основе эпоксидной смолы. Крупные дефектные места ремонтируют с помощью эпоксидных составов с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани.

Герметизирующие материалы должны иметь соответствующие сертификаты качества, в том числе на восстановление элементов конструкций резервуаров, контактирующих с нефтепродуктами.

Технология ремонта с использованием указанных материалов должна разрабатываться специализированными организациями с оформлением проектов на ремонт или соответствующих технологических карт.

Дефекты, устраненные холодными методами, должны быть ликвидированы огневыми методами при последующем капитальном ремонте.

Для обеспечения надежности отремонтированных с использованием композитных материалов конструкций необходимо высокое качество подготовки поверхности металла в зоне ремонта в соответствии с требованиями изготовителя клеевого состава. Основными требованиями по подготовке поверхности являются:

- дефектное место и прилегающий участок на расстоянии 40-80 мм перед наложением герметизирующих материалов тщательно зачистить от любых загрязнений и осушить. Зачистка дефектных участков возможна химическими методами с применением растворов для удаления продуктов коррозии в соответствии с ГОСТ 9.907 и требованиями предприятия-изготовителя;

- перед нанесением клеевого состава зачищенное место обезжирить растворителями, а алюминиевые поверхности - щелочным раствором;

- с целью улучшения адгезии «загрубить» поверхность (напильником, шлифшкуркой, наждаком, абразивным кругом).

Работы по ремонту с применением эпоксидных составов должны выполняться по наряду - допуску на газоопасные работы.

Ремонт мелких трещин холодными способами ремонта должен осуществляться после установки границ трещин засверловкой отверстий диаметрами 6-8 мм по концам трещин. Засверловку следует выполнять ручной дрелью. Во избежание образования искр место сверления должно постоянно охлаждаться.

При устранении дефекта с использованием армирующей ткани каждый армирующий слой должен перекрывать края дефектного места и ранее уложенного армирующего слоя на 20-30 мм.

Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя уплотняется для удаления воздушных пузырей между слоями и металлом. На верхний слой наносят слой эпоксидного клея с последующим лакокрасочным покрытием.

Отремонтированное дефектное место после окончания работ должно быть выдержано в течение 48 часов при температуре от 15 до 25 °С для отвердения, если иное не указано в инструкции по применению клеевого состава.

5.11.3 Ремонт резервуаров с использованием низкотемпературной индукционной пайки

Безопасность ремонтных работ с использованием низкотемпературной индукционной пайки должна быть обеспечена применением специальных низкотемпературных припоев, индукционного нагревателя, безискрового инструмента и аппаратуры во взрвывобезопасном исполнении.

При выполнении ремонтных работ индукционной пайкой с целью уточнения контуров и размеров скрытых дефектов необходимо обеспечить контрольный прогрев зоны металла вокруг ремонтируемого дефекта в радиусе не менее 100 мм.

Для пайки сквозных дефектов (трещин, коррозионных язв, свищей) в резервуарах, заполненных продуктом, необходимо выполнить предварительную герметизацию путем запрессовки в полость дефекта металлической заглушки с самофлюсующим покрытием, образующим в контакте с применяемым припоем сплав с более низкой температурой плавления, чем сам припой.

После герметизации сквозного дефекта необходимо произвести механическую обработку поверхности дефектного участка, обезжирить ее и нанести низкотемпературный паяльный флюс, после чего произвести индукционную пайку специальным низкотемпературным припоем.

Выполнение низкотемпературной индукционной пайки при ремонте резервуаров и трубопроводов должно проводиться в соответствии с разработанной технологической картой.

5.12 Устранение дефектов антикоррозионных покрытий

Дефекты антикоррозионных (внешних и внутренних) покрытий, обнаруженные при обследовании, подлежат устранению.

Дефектный участок покрытия следует удалить механическим способом, поверхность зачистить до металлического блеска, при необходимости обезжирить. Чистота поверхности на ремонтируемом участке должна быть восстановлена до удовлетворения требований к подготовке поверхности (Приложения А.6, Л). Поверхности, смежные с теми, на которые наносится покрытие, должны быть защищены от повреждений в процессе абразивной очистки.

Нанести лакокрасочные материалы по технологии, соответствующей технологии нанесения основного покрытия. Толщина покрытия в зоне ремонта должна соответствовать толщине основного покрытия.

Требования к материалам, технике и технологии нанесения покрытия, качеству оборудования и услуг, качеству нанесенного покрытия при устранении дефектов покрытия аналогичны требованиям для первичного нанесения покрытий.

После проведения частичной диагностики (с зачисткой сварных швов) нарушенное антикоррозионное покрытие следует восстановить. Восстановление нарушенных участков покрытия должно осуществляться теми же материалами и по той же технологии, что и основное покрытие.

После проведения антикоррозионных работ запрещается приварка любых элементов к конструкциям резервуара.

Качество покрытия контролируют проверкой толщины мокрого слоя и визуальным контролем сплошности на наличие неокрашенных участков; после высыхания контролируют визуально внешний вид, толщину сухой пленки, сплошность покрытия.

5.13 Прочие ремонты

5.13.1 Ремонт обвалования

При несоответствии геометрических размеров обвалования требованиям проекта производится дополнительная подсыпка дефектных участков до проектного уровня.

Качество выполненных работ (высотные отметки гребня вала и дна каре) определяются нивелированием не ниже III класса точности. Расстояние между соседними точками измерения не должно превышать 10 м.

При отсутствии в каре твердого покрытия выполнить пешеходные дорожки от перехода через обвалования до лестницы резервуара шириной не менее 0,75 м.

5.13.2 Ремонт отмостки

При выявлении в результате обследования резервуаров разрушений отмостки и несоответствия геометрических размеров отмостки требованиям проекта производится ремонт отмостки резервуаров.

Ремонт отмостки выполняется следующим образом: после удаления старой отмостки и подготовки поверхности в соответствии с проектными отметками кладется слой щебня толщиной 10 см, уплотняется ручными катками, готовится опалубка для заливки бетона и арматурная сетка с ячейками, толщина армированного бетона должна быть не менее 12 см.

Через 3 м по периметру резервуара выполняют температурные швы из доски толщиной 20...30 мм, с заполнением шва сверху на глубину 25 мм аэродромным полимерным герметиком холодного отвердения типа АПГХО (ТУ 5775.002-10613873-96). Ширина отмостки должна составлять не менее 1 м, уклон в сторону кольцевого бетонного лотка не меньше 1:10. Для обеспечения беспрепятственного стока воды вокруг резервуара устраивается бетонный лоток шириной по дну 0,3 м и глубиной не более 0,4 м с уклоном стенок 1:1,5. Лоток выполнять с уклоном не менее 0,005 к трапу производственно-дождевой канализации у сифонного крана РВС. В местах подхода к оборудованию, люкам-лазам и лестницам выполняются переходы с засыпкой лотка щебнем фракции 40...70 мм шириной 1 м по верху перехода.

Запрещается использование асфальта в качестве материала для устройства отмостки.

5.13.3 Ремонт технологических трубопроводов в каре

Ремонт дефектных участков технологических трубопроводов до коренных задвижек производится в следующей последовательности:

а) вырезка дефектного участка. Вырезку дефектной катушки производить с помощью оборудования для безогневой резки;

б) установка ПЗУ (пневмотических заглушающих устройств);

в) подготовка концов трубопроводов под монтаж и сварку;

г) подготовка новой катушки (вставки);

д) подгонка вставки по месту;

е) прихватка и сварка вставки в трубопровод;

ж) контроль сварных стыков;

з) гидроиспытание (как правило, испытание участка трубопровода на прочность и плотность проводится водой в соответствии с проектом и нормами; в исключительных случаях допускается испытание нефтепродуктом или воздухом и ввод в эксплуатацию отремонтированного участка трубопровода с последующим плановым переиспытанием данного участка водой на прочность и плотность).

При капитальном ремонте резервуара на приемо-раздаточных патрубках резервуаров при необходимости должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар.

Для подводящих трубопроводов Ду 400 мм и менее рекомендуется предусматривать трубную систему компенсации. Для подводящих трубопроводов Ду 500 мм и более - угловую систему компенсации с поворотными карданными (сильфонными) компенсаторами.

Компенсаторы относятся к неремонтируемым изделиям. В случае несоответствия компенсатора требованиям технических условий - компенсатор подлежит замене. Монтаж и эксплуатацию компенсаторов и суппортов производят в соответствии с инструкциями предприятиия-изготовителя.

Допустимые монтажные деформации компенсаторов должны быть в пределах норм на смещение и параллельность присоединительных поверхностей соединения трубопроводов, установленных техническими условиями.

Компенсатор после сборки должен быть подвергнут контролю и гидравлическому испытанию при давлении указанном в техническом условии изготовителя.

5.13.4 Ремонт технологического оборудования резервуаров

В процессе текущего ремонта проводятся замена и восстановление узлов и деталей, имеющих наиболее низкие показатели долговечности, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу оборудования до следующего планового ремонта. Текущий ремонт оборудования резервуаров предусматривает следующие виды работ:

- работы по техническому обслуживанию;

- проверку состояния заземления;

- вскрытие, чистку, частичную разборку, демонтаж (при необходимости);

- замену вышедших из строя элементов;

- проверку основных режимов работы в контрольных точках, регулировку.

При капитальном ремонте резервуаров необходимо заменять технологическое оборудование при его неудовлетворительном техническом состоянии, системы обнаружения и тушения пожара, контрольно-измерительные приборы и приборы системы автоматики в соответствии с техническим заданием.

В объем капитального ремонта, средств КИП и А, кроме работ, предусмотренных текущим ремонтом входят:

- полная разборка, чистка, наладка, регулировка узлов и деталей и испытание этих средств;

- замена дефектных узлов и деталей;

- возможная модернизация средств автоматики и АСУ;

- восстановление антикоррозионных покрытий.

Для увеличения полезной емкости резервуаров при разработке проектов на капитальный ремонт рекомендуется предусматривать следующие мероприятия:

- установку опорных стоек понтона с переменной высотой на резервуарах с понтоном;

- использование направляющих стоек понтона для установки приборов измерения уровня и отбора проб нефтепродуктов.

Присоединения конструктивных элементов к стенке резервуара должны удовлетворять требованиям норм [11].

6 Контроль качества ремонтных работ

6.1 Общие положения

6.1.1 Существуют следующие виды контроля качества выполняемых ремонтных работ: входной, операционный и приемочный.

При входном контроле проверяется наличие сопроводительных документов (паспортов, сертификатов, соответствие ТУ условиям договора на поставку и т.д.), по которым устанавливается возможность применения материалов, комплектующих деталей.

При операционном контроле во время выполнения или после завершения определенной технологической операции определяют соответствие технологических параметров проектной и технологической документации.

Приемочный контроль качества осуществляют на основании данных входного и операционного контроля, а также периодических (выборочных) и приемо-сдаточных испытаний.

6.1.2 Для обеспечения качества выполнения ремонтно-строительных работ необходимо осуществлять технический надзор в соответствии РД 08-296-99