Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту

Государственный комитет по обеспечению нефтепродуктами Утв. Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.1986р. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту Часть І ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР   1.Общие положения    1.1.1. Резервуары предназначены для приемки хранения отпуска учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными и инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочны- ми характеристиками. Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают зна- чительные быстроменяющиеся температурные режимы повышенное давление вакуум вибрацию неравномерные осадки коррозию. 1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии: правильного выбора исходных данных при проектировании принятых для расчета прочностных характеристик конструкций обеспечения опти- мального технологического режима эксплуатации защиты металлокон- струкций от коррозии и т. д.; выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проек- та производства работ а также допусков устанавливаемых соответ- ствующими нормативными документами или проектом; испытания резервуара в целом на герметичность и прочность соглас- но рекомендациям проекта нормативных документов настоящих Правил; соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.   Общие требования к стальным резервуарам     1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов находящиеся в эксплуатации различны по конструкции в зависимости от назначения технологических параметров расположения резервуаров наземные подземные формы вертикальные цилиндрические горизон- тальные цилиндрические сфероидальные и специальные вида соедине- ний листовых конструкций сварные и клепаные и от способа монтажа полистовой и рулонной сборки . 1.1.4. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары подразде- ляют: по вместимости - от 100 до 50 000 м?; по расположению - наземные подземные; по давлению в газовом пространстве - без давления с избыточным давлением до 0 002 МПа и повышенным давлением до 0 07 МПа; по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей. Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают ко- нических сферических и сфероидальных форм. Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык внах- лестку и частично встык а клепаных - внахлестку или встык с наклад- ками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтеп- родукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие. 1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подраз- деляют: по вместимости - от 3 до 200 м? по расположению - назем- ные подземные; по давлению в газовом пространстве - без давления с избыточным давлением. Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0 04 МПа. Резервуары горизонтальные имеют плоские конические и сферичес- кие днища а также днища в форме усеченного конуса. 1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических усло- виях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре. 1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтеп- родуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510 - 84 часть II прил. 1 п. 3 и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении. 1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков сле- дует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями пла- вающими крышами понтонами и др. или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обоснова- нии. Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0 002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах оборудованных плавающими крышами. Защитные покрытия понтоны плавающие крыши и др. можно приме- нять как в новых так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах. 1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проек- там прил. 1 . В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам. С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров разрабо- танные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним утвержденных Госстроем СССР органами государствен- ного надзора и другими организациями. Новые проекты разработаны для резервуаров применяемых во всех климатических зонах страны. В прил. 2 приведены оптимальные геометрические параметры резер- вуаров различных конструкций. 1.1.10. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь пол- ный комплект соответствующего оборудования предусмотренного проек- том и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается. 1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических ре- зервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покры- тием удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопаснос- ти. Допускается до 1.1.89 хранить нефть и нефтепродукты в металличес- ких резервуарах не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.1.88. 1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам утвержденным в установлен- ном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71 ГОСТ 8.346-79 часть II прил. 1 п. 2 54 . Места расположения опор и колец их число для стационарных и пе- ревозимых резервуаров определяются рабочими чертежами. Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах. 1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 м? включительно должны изготовляться с плоскими днищами. Резервуары вместимостью более 8 м? включительно должны изго- товляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоски- ми днищами. 1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из мате- риала обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химичес- кому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды. 1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями. В резервуарах предназначенных для специального горючего кото- рое воздействует на цинк эти поверхности не оцинковываются а под- вергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящее- ся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприя- тием-изготовителем и потребителем. Неокрашиваемые детали крепежные изделия и т. п. должны быть за- консервированы. 1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выпол- няться в шип. По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуа- ров со стальными плоскими приварными фланцами имеющими соедини- тельный выступ. 1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изго- товляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 часть II прил. 1 п. 55 . Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т. 1.1.18. Элементы резервуаров горловина грузовые скобы и др. не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы. 1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают устанавливают и крепят так чтобы при заполнении и опорожнении не возникали сущес- твенные изменения вместимости например вследствие деформации про- гибов или смещения резервуаров меток отсчета и встраиваемых деталей. 1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резер- вуаром изготавливают так чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при за- полнении опорожнении или определении вместимости. 1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхнос- ти или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимос- ти должны полностью засыпаться землей. 1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для кон- троля наклона.   Требования к основаниям и фундаментам     1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процес- се строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учи- тывать: качество и состояние грунтов залегающих в основании площадки; климатические и сейсмические условия района в котором расположе- на нефтебаза; режим течения грунтовых вод их химический состав а также допус- тимые нагрузки на грунты и тип основания который необходимо устано- вить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями проведенными при сооружении нефтебазы а также учесть изменения которые произошли в период эксплуатации по геологическим сейсмическим и другим условиям. 1.1.24. Окончательно основание и фундамент под резервуар выби- раются на основе технико-экономических показателей включая мероприя- тия по водоотводу прокладке коммуникаций планировке площадки вок- руг резервуара и т. д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаи- вания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре. 1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размеще- ния резервуаров должны производиться соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 часть II прил. 1 п. 32 . 1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмос- ферными водами для чего необходимо обеспечить беспрепятственный от- вод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части ре- зервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара. 1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материа- лом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходи- мо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток соединенными с канализацией эти- лированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выпол- няется по индивидуальному проекту.   Материалы для резервуарных конструкций     1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использо- ваться металлы обладающие гарантированными механическими характерис- тиками и химическим составом высокой сопротивляемостью хрупкому раз- рушению при низких температурах и возможностью рулонирования загото- вок повышенной коррозионной стойкости. 1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Ка- чество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и тре- бованиям соответствующих строительных норм и правил стандартов тех- нических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний. 1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответ- ствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 часть II прил. 1 пп. 4 5 . 1.2.4. Химический состав механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответство- вать требованиям стандартов и приведены в табл. 1.2.1 1.2.2.   Толщина листа мм 3 5-3 9 3 9-5 5 5 5-7 5 7 5-10 Предельные отклонения по толщине листов стали при ши- рине листа 1500-2000 мм +0 4 +0 4 +0 35 -0 5 -0 6 -0 8   Толщина листа мм 10-12 12-25 25-30 Предельные отклонения по толщине листов стали при ши- рине листа 1500-2000 мм +0 4 +0 6 +0 6 -0 8 -0 8 -0 9   1.2.5. В понтонах плавающих крышах затворах и резервуарном обо- рудовании допускается применять синтетические резинотехнические и другие полимерные материалы которые должны отвечать специальным тех- ническим требованиям для каждого конкретного вида изделия прочность; набухание и всплытие в нефтепродуктах с содержанием ароматических уг- леводородов 40 % и более; морозо- и теплостойкость; водопоглощение; влияние применяемых материалов на показатели качества товарных неф- тепродуктов и нефтей; старение в бензине нефти газовоздушной смеси; технологичность; накопление статического электричества; плотность; долговечность и показатель эластичности; усадка; диффузия через мате- риал . Эти материалы должны также удовлетворять требованиям охраны труда и пожарной безопасности.   Защита металлоконструкций от коррозии     1.3.1. Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокра- щает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования снижает срок их службы вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям. 1.3.2. К основным методам защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии относят нанесение лакокрасочных и металлизационных покрытий применение электрохимичес- кой катодной защиты а также использование ингибиторов коррозии. Выбор того или иного метода защиты определяется скоростью корро- зии условиями эксплуатации видом нефтепродукта и технико-экономи- ческими показателями. 1.3.3. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта обладало стойкостью к воздей- ствию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей. Это покрытие должно удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности. 1.3.4. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям приведенных в Указаниях по защи- те резервуаров от коррозии настоящих Правил прил. 3 .   Таблица 1.2.1 Химический состав марок стали -------------T------T------------------------------------------------------------------------------ ¦Марка ¦ Содержание элементов % ТУ ГОСТ ¦стали +---------T---------T---------T-----T-----T------------T----T----T--------T---- ¦ ¦ С ¦ Мn ¦ Si ¦ S ¦ P ¦ Сr ¦ Ni ¦Cu ¦ V ¦ N -------------+------+---------+---------+---------+-----+-----+------------+----+----+--------+---- ТУ 14-2-75-72¦СТ3сп ¦ 0 2 ¦ 0 4-0 7 ¦0 12-0 25¦0 045¦0 04 ¦Не более 0 3¦0 3 ¦ - ¦ - ¦ - ГОСТ 380-71 ¦ВСТ2кп¦0 09-0 15¦0 25-0 5 ¦Не более ¦0 05 ¦0 04 ¦ 0 3 ¦0 3 ¦0 3 ¦ - ¦ - ¦ ¦ ¦ ¦ 0 07 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ГОСТ 380-71 ¦ВСТ3кп¦0 14-0 22¦0 3-0 6 ¦Не более ¦0 05 ¦0 04 ¦ 0 3 ¦0 3 ¦0 3 ¦ - ¦ - ¦ ¦ ¦ ¦ 0 07 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ГОСТ 380-71 ¦ВСТ3пс¦0 14-0 22¦0 4-0 65 ¦0 05-0 17¦0 05 ¦0 04 ¦ 0 3 ¦0 3 ¦0 3 ¦ - ¦ - ГОСТ 380-71 ¦ВСТ3сп¦0 14-0 22¦0 4-0 15 ¦0 12-0 3 ¦0 05 ¦0 04 ¦ 0 3 ¦0 3 ¦0 3 ¦ - ¦ - ГОСТ 23570-79¦ 18сп ¦0 14-0 22¦0 5-0 8 ¦0 15-0 3 ¦0 45 ¦0 04 ¦Не более 0 3¦0 3 ¦ - ¦ - ¦ - ГОСТ 1050-74 ¦ 20пс ¦0 17-0 24¦0 35-0 65¦0 05-0 17¦0 04 ¦0 04 ¦Не более 0 3¦0 25¦ - ¦ - ¦ - ГОСТ 1050-74 ¦ 20кп ¦0 17-0 24¦0 25-0 5 ¦Не более ¦0 04 ¦0 04 ¦Не более 0 3¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦ ¦ ¦ 0 07 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ГОСТ 19282-73¦ 09Г2С¦ 0 12 ¦1 3-1 7 ¦ 0 5-0 8 ¦0 04 ¦0 035¦Не более 0 3¦0 3 ¦ - ¦ - ¦ - ГОСТ 19282-73¦ 09Г2 ¦ 0 12 ¦1 4-1 8 ¦0 17-0 37¦0 04 ¦0 035¦Не более 0 3¦ - ¦ - ¦0 07-0 3¦0 12 ГОСТ 19282-73¦16Г2АФ¦0 14-0 2 ¦1 3-1 7 ¦ 0 2-0 6 ¦0 04 ¦0 035¦ 0 04 ¦0 3 ¦0 15¦ ¦ - -------------+------+---------+---------+---------+-----+-----+------------+----+----+--------+---- Таблица 1.2.2 Механические свойства стали -------------T-----T-------T-----------T----------T-----------T-------------------------- ¦Марка¦Толщина¦Временное ¦ Предел ¦Относитель-¦Ударная вязкость Дж/кв.см ТУ ГОСТ ¦стали¦ листа ¦сопротивле-¦текучести ¦ное удлине-+-------------------------- ¦ ¦ мм ¦ ние МПа ¦ МПа ¦ ние % ¦ +20 -20 -40 -------------+-----+-------+-----------+----------+-----------+-------------------------- ТУ 14-2-75-72¦СТ3сп¦ До 12 ¦ 370 ¦ 225 ¦ 22 ¦ - - - ГОСТ 380-71 ¦СТ2кп¦ До 20 ¦ 320-410 ¦ 215 ¦ 33 ¦ - - - ГОСТ 380-71 ¦СТ3кп¦ До 20 ¦ 360-460 ¦ 235 ¦ 27 ¦ - - - ГОСТ 380-71 ¦СТ3пс¦ До 20 ¦ 370-480 ¦ 245 ¦ 26 ¦ 69 29 - ГОСТ 380-71 ¦СТ3сп¦ До 20 ¦ 370-480 ¦ 245 ¦ 26 ¦ 69 29 - ГОСТ 23570-79¦ 18сп¦ До 20 ¦ 370-540 ¦ 235 ¦ 25 ¦ - 29 - ГОСТ 1050-74 ¦ 20пс¦ До 20 ¦ 410 ¦ 245 ¦ 25 ¦ - - - ГОСТ 1050-74 ¦ 20кп¦ До 20 ¦ 410 ¦ 245 ¦ 25 ¦ - - - ГОСТ 19282-73¦09Г2С¦ До 20 ¦ 470 ¦ 325 ¦ 21 ¦ 59 - 34 ГОСТ 19282-73¦ 09Г2¦ До 20 ¦ 440 ¦ 305 ¦ 31 ¦ - - 29 ГОСТ 19282-73¦16ГАФ¦ До 32 ¦ 590 ¦ 445 ¦ 20 ¦ - - 39 -------------+-----+-------+-----------+----------+-----------+--------------------------     Оборудование резервуаров     1.4.1. На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуемся устанавливать следующее оборудование отве- чающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения: дыхательные клапаны; предохранительные клапаны; огневые предохранители; приборы контроля и сигнализации уровнемеры сниженные пробоот- борники ПСР сигнализаторы уровня манометры для контроля давления в газовой среде ; хлопушки; противопожарное оборудование; оборудование для подогрева; приемо-раздаточные патрубки; зачистной патрубок; вентиляционные патрубки; люки-лазы; люк световой; люк замерный. Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками пеноотводами лестницами мешал- ками приборами контроля уровня и сигнализации измерительными труба- ми замерным люком и другими устройствами в соответствии с требова- ниями проектов. 1.4.2. Марка тип оборудования и аппаратуры размеры комплек- тность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зави- симости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения ре- зервуара. Исполнение категория условий эксплуатации в зависимости от воз- действия климатических факторов внешней среды температуры влажнос- ти воздуха давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем мо- ря солнечного излучения дождя ветра смены температуры и т. д. должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 часть II прил. 1 пп. 7 8 . 1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150-69 часть II прил. 1 п. 7 . 1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуа- ров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097-78 прил. 1 п. 9 . По устойчивос- ти к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изго- тавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 16350-80 часть II прил. 1 пп. 7 8 . 1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного лю- ка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов. 1.4.6. Резервуары которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С следует осна- щать непримерзающими дыхательными клапанами. 1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизон- тальных резервуаров на вертикальные. 1.4.8. В резервуарах хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражате- лей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н. Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного про- пуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок диаметр кото- рого соответствует диаметру клапана. Размеры Н и Д в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл. 1.4.1.   Таблица 1.4.1 Марка диска-отражателя ---------------T----------------------------------------------------- ¦ Марка диска-отражателя Параметры +-----------T-------------T--------------T------------ ¦ КД-100 ¦ КД-150 ¦ КД-200 ¦ КД-250 ---------------+-----------+-------------+--------------+------------ Д ¦ 100 ¦ 150 ¦ 200 ¦ 250 Н ¦ 200 ¦ 270 ¦ 370 ¦ 470 ---------------+-----------+-------------+--------------+------------   1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106 - 79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Гос- комнефтепродукта СССР часть II прил. 1 пп. 34 38 1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка верти- кальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов дол- жны соответствовать требованиям ГОСТов часть II прил. 1 пп. 10 11 1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подог- рева которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и по- жарную безопасность. 1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих ти- пов: стационарные и переносные; общие и местные; трубчатые циркуляционного подогрева; паровые электрические и другие. 1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойно- го круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с темпера- турой вспышки паров выше 45 °С. 1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтеп- родуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необхо- димой скорости перекачки экономного расходования пара и электроэнер- гии; быть технически исправными простыми в монтаже и ремонте. 1.4.15. В резервуарах проводят общий местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружаю- щего воздуха марки нефтепродукта объема реализации его в холодное время года типа и способа установки резервуара. За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки. 1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтеп- родукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения. 1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагрева- тельной камере устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают рав- ным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сут- ки достаточно подогревать грелкой трубкой выходного потока . 1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хра- нения до температуры обеспечивающей самотечный переток в промежуточ- ный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при су- точной реализации данного нефтепродукта более 3 т. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемо- му трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резер- вуара может быть непрерывным или периодическим. Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему макси- мально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован. 1.4.19. Электрооборудование аппараты и приборы используемые в резервуарных парках должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.02-76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз прил. 1 пп.53 39 .   Автоматика и КИП     1.5.1. Резервуары для нефти и нефтепродуктов могут оснащаться следующими приборами и средствами автоматики: местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре; сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в ре- зервуаре; сигнализатором максимального аварийного уровня жидкости в ре- зервуаре; дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резер- вуаре; местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в райо- не приемо-раздаточных патрубков в резервуаре оснащаемых устройством для подогрева жидкости; пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения; дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей; сниженным пробоотборником; сигнализатором верхнего положения понтона; датчиком утечек. 1.5.2. Для измерения массы уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах должны применяться системы измерительных устройств дис- танционные уровнемеры "Уровень" "Утро-3" "Кор-Вол" и другие сни- женные пробоотборники предусмотренные проектами. 1.5.3. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и светлых нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов уровня ультразвукового ти- па СУУЗ предназначенных для контроля за верхним аварийным и ниж- ним уровнями в резервуарах а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред имеющих температуру от -50 до +80 °С и находящихся под атмосфер- ным и избыточным давлениями до 58 8•104 Па. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С и от- носительной влажности до 95 % при температуре +35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги. 1.5.4. Для автоматизации выполнения технологических операций по приему и наливу нефтепродуктов могут быть использованы: сигнализаторы СУУЗ-1 контролирующие заполнение резервуара до максимально допустимого уровня; сигнализаторы СУУЗ-2 оснащенные двумя датчиками сигнализирующи- ми о достижении нефтепродуктом максимально допустимого и аварийного уровней а также позволяющие в процессе налива контролировать с дис- петчерского пульта исправность сигнализации аварийного уровня; сигнализаторы СУУЗ-3 которые отличаются от СУУЗ-2 наличием третьего датчика устанавливаемого на 25 мм нижнего обреза прие- мо-раздаточного патрубка; сигнализаторы СУУЗ-1Р предназначенные для контроля уровня разде- ла вода - светлые нефтепродукты; ультразвуковые бесконтактные сигнализаторы уровня "Волна-1" слу- жащие для фиксирования положения уровня жидкости в резервуарах и пе- редачи информации на исполнительное устройство. Сигнализаторы СУУЗ-1 и СУУЗ-2 применяются для резервуаров большой вместимости а сигнализаторы СУУЗ-3 - для оснащения стальных верти- кальных резервуаров вместимостью 100 - 400 м?. Допускается приме- нение других средств автоматизации которые по техническим характе- ристикам не уступают указанным. 1.5.5. Сигнализатор максимального аварийного уровня передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельно- го уровня должен устанавливаться обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания. 1.5.6. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует ус- танавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уров- ня работающих параллельно. 1.5.7. В резервуарах предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов должны предусматриваться сигнализаторы макси- мального уровня подтоварной воды. На трубопроводах откачки подтоварной воды должны устанавливаться сигнализаторы раздела жидкостей типа вода - нефть нефтепродукт . 1.5.8. Перфорированные трубы предназначенные для установки при- боров КИП должны иметь отверстия обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы. 1.5.9. В резервуарах должен быть предусмотрен пробоотборник ста- ционарный с перфорированной заборной трубой согласно ГОСТ 2517-85 часть II прил. 1 п. 16 . 1.5.10. Система автоматического пожаротушения резервуарного пар- ка должна отвечать требованиям СНиП 11-106 - 79 часть 11 прил. 1 п. 34 . 1.5.11. При реконструкции и модернизации резервуарного парка кон- трольно-измерительные приборы и автоматика должны разрабатываться с учетом: свойств рабочей среды вязкость плотность агрессивность диапа- зон рабочих температур давление и т. д. хранимых в резервуарах про- дуктов; диапазона измеряемого параметра; внешних условий наружная температура влажность воздуха и др. ; конструктивных особенностей резервуара тип резервуара вмести- мость высота диаметр . 1.5.12. Контрольно-измерительные системы и приборы должны эк- сплуатироваться в строгом соответствии с требованиями стандартов ин- струкций заводов-изготовителей.   Приемка новых резервуаров в эксплуатацию     1.6.1. Монтаж вновь построенного резервуара считается закончен- ным при следующих условиях: конструктивные элементы резервуара основание и фундамент его вы- полнены в строгом соответствии с типовым проектам; оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проекта; металлоконструкции сварочные материалы соответствуют действую- щим стандартам или техническим условиям на основании документов ; монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производ- ства работ и технологическими картами; стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с ука- заниями проекта.   Примечание. Монтаж неметаллических защитных покрытий в новых ре- зервуарах а также дооснащение ими действующих проводится согласно инструкциям техническим условиям требованиям организаций - разра- ботчиков проектов на неметаллические защитные покрытия. Техническая документация на синтетические понтоны должна быть представлена разработчиками проекта монтажникам до начала монтажа с целью согласования возможных отступлений от проекта.   1.6.2. Приемку нового резервуара после монтажа осуществляет спе- циальная комиссия из представителей строительной и монтажной органи- зации заказчика представителя пожарной охраны и других органов. 1.6.3. До начала испытаний организации участвующие в монтаже ре- зервуара должны представить заказчику всю техническую документацию на выполнение работы в том числе: сертификаты или их копии на стальные конструкции резервуара удостоверяющие качество металла и сварочных материалов; данные о сварочных работах проведенных при изготовлении резер- вуара и результаты проверки качества сварных соединений; акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству изо- лирующего слоя; результаты контроля сварных соединений резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 часть II прил. 1 п. 33 . 1.6.4. Для резервуаров с понтоном плавающей крышей дополни- тельно должна быть представлена техническая документация на конструк- цию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш понтонов после их монтажа. В технической документа- ции на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного мате- риала: марка компоненты способ изготовления температурный режим и т. д. 1.6.5. Перед гидравлическими испытаниями резервуара необходимо проверить отклонение от проектных величин: фактических размеров основания и фундамента; геометрических размеров и формы стальных конструкций днища стенки крыши понтона или плавающей крыши и т. д. . Отклонения геометрических размеров формы стальных конструкций ре- зервуаров от проектных в соответствии со СНиП III-18-75 не должны превышать величин приведенных в табл. 1.6.1 1.6.2 1.6.3 1.6.4.   Таблица 1.6.1 Допустимые отклонения при монтаже конструкций резервуаров -------------------------------------------------T------------------- ¦ Допустимое Наименование отклонений ¦ отклонение -------------------------------------------------+------------------- Днище ¦ ¦ Отклонение наружного контура днища от гори- ¦ См. табл. 1.6.2 зонтали ¦ Высота хлопунов днища допускаемая площадь ¦ Не более одного хлопуна 2 м? ¦ 150 мм ¦ Стенка ¦ ¦ Отклонение величины внутреннего радиуса стенки ¦ на уровне днища от проектной при радиусе: ¦ до 12 м включительно ¦ ±20 мм свыше 12 м ¦ ±30 мм Отклонение высоты стенки от проектной смонти- ¦ рованной: ¦ из рулонной заготовки ¦ ±15 мм из отдельных листов ¦ ±50 мм Отклонения образующих стенки от вертикали ¦ См. табл. 1.6.3 Выпучины или вмятины на поверхности стенки ¦ См. табл. 1.6.4 вдоль образующей ¦ ¦ Понтон и плавающая крыша ¦ ¦ Отклонение наружного контура понтона или пла- ¦ ±20 мм вающей крыши от горизонтали ¦ Отклонение направляющих понтона или плавающей ¦ 25 мм крыши от вертикали ¦ Отклонение наружного кольцевого листа понтона ¦ ±10 мм или плавающей крыши от вертикали на высоту ¦ листа ¦ ¦ Кровля ¦ ¦ Отклонение стрелок прогиба радиальных элемен- ¦ ±0 02 тов в центре и промежуточных узлах от проектных ¦ с учетом строительного подъема ¦ Разность отметок смежных узлов радиальных ба- ¦ 10 мм лок и ферм ¦ -------------------------------------------------+------------------- Примечание. Нижняя часть наружного контура понтона или плавающей крыши не должна находиться выше уровня жидкости.   Таблица 1.6.2   Допустимые отклонения в мм наружного контура днища от горизонтали ----------------T-------------------------T-------------------------- ¦ При незаполненном ¦ При заполненном ¦ резервуаре ¦ резервуаре +------------T------------+-------------T------------ Вместимость ¦ разность ¦ ¦ разность ¦ резервуара ¦ отметок ¦ разность ¦ отметок ¦ разность м? ¦ соседних ¦ отметок ¦ соседних ¦ отметок ¦ точек на ¦ любых дру- ¦ точек на ¦ любых дру- ¦ расстоянии ¦ гих точек ¦ расстоянии ¦ гих точек ¦ 6 м ¦ ¦ 6 м ¦ ----------------+------------+------------+-------------+------------ Менее 700 ¦ 10 ¦ 25 ¦ 20 ¦ 40 700 - 1 000 ¦ 15 ¦ 40 ¦ 39 ¦ 60 2 000 - 5 000 ¦ 20 ¦ 50 ¦ 40 ¦ 80 10 000 - 20 000 ¦ 10 ¦ 50 ¦ 30 ¦ 80 30 000 - 50 000 ¦ 15 ¦ 50 ¦ 30 ¦ 80 ----------------+------------+------------+-------------+------------   1.6.6. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши дол- жен быть измерен на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов. 1.6.7. Отклонение от вертикали наружной стенки коробов понтона или плавающей крыши необходимо определять в зонах вертикальных сты- ков стенки резервуара и посередине между ними с помощью отвеса опус- каемого от верхней кромки короба и линейки с миллиметровыми деления- ми. Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках. Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона должна быть проверена с помощью отвеса опущенного от верха направ- ляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить че- рез центр направляющего патрубка короба. 1.6.8. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов пон- тона кольца жесткости синтетических понтонов или плавающей крыши и стенки резервуара следует измерять в зоне стыков между поясами на расстоянии 50-100 мм против каждого вертикального шва стенки а при необходимости - между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Ре- зультаты измерений сопоставляют с проектными данными.   Таблица 1.6.3   Допустимые отклонения +- мм образующих стенки резервуара от вертикали -------------T-------------------------------------------------¬ ¦ ¦ Номер пояса ¦ ¦ Резервуар +---T---T---T---T---T---T---T----T---T---T---T----+ ¦ ¦ I ¦II ¦III¦IV ¦ V ¦VI ¦VII¦VIII¦IX ¦ X ¦XI ¦XII ¦ +------------+---+---+---+---+---+---+---+----+---+---+---+----+ ¦ Для резервуаров высотой ¦ ¦ ¦ ¦ С понтона- ¦10 ¦20 ¦30 ¦40 ¦45 ¦50 ¦55 ¦ 60 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦ ми или пла-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ вающими ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ крышами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Для резервуаров высотой до 18м ¦ ¦ ¦ ¦ То же ¦10 ¦20 ¦30 ¦40 ¦45 ¦50 ¦55 ¦ 55 ¦55 ¦55 ¦60 ¦60 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Для резервуаров высотой до 12м ¦ ¦ ¦ ¦ Другие ¦15 ¦30 ¦40 ¦50 ¦60 ¦70 ¦80 ¦ 90 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ ¦ типы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Для резерву аров высотой до 18 м ¦ ¦ ¦ ¦ То же ¦15 ¦30 ¦40 ¦50 ¦60 ¦60 ¦70 ¦ 70 ¦70 ¦80 ¦80 ¦90 ¦ L------------+---+---+---+---+---+---+---+----+---+---+---+-----   Примечания: 1. Измерения проводится для каждого пояса на расстоя- нии до 50 мм от верхнего горизонтального шва. 2. Проверка отклонений проводится не реже чем через 6 м по окружности резервуара. 3. Для 20 % образующих по которым проводится контроль отклоне- ний резервуаров с понтонами или плавающими крышами допускаются на уровне восьмого пояса отклонения ±90 мм а для резервуаров других конструкций ±120 мм. На уровне остальных поясов допускаемое отклоне- ние определяется по интерполяции. 4. При определении отклонений учитывается телескопичность стенки резервуаров смонтированных полистовым способом. 5. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1 5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения обра- зующих стенки от вертикали на уровне верха поясов определяются по ин- терполяции. Таблица 1.6.4   Допустимые величины выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей ± мм ------------------------------------T-------------------------------- Расстояние от нижнего ¦ до верхнего края выпучины ¦ Допускаемая величина или вмятины мм ¦ выпучин или вмятин ------------------------------------+-------------------------------- До 1500 включительно ¦ 15 Свыше 1500 до 3000 ¦ 30 Свыше 3000 до 4500 ¦ 45 ------------------------------------+--------------------------------   1.6.9. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования рекомендуется располагать не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений. 1.6.10. В резервуарах вместимостью 1000 м? и более на одном листе стенки при площади не менее 7 м? не следует выполнять более четырех врезок для установки оборудования; змеевики для обогрева ре- зервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки не имею- щей других врезок кроме листа с приемо-раздаточными патрубками ; при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 м? включи- тельно оборудование может быть расположено с учетом удобства разме- щения но с обязательным соблюдением пункта 1.6.9 настоящих Правил. 1.6.11. При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм размеры разбежки между верти- кальными стыками отдельных поясов - не менее 500 мм. 1.6.12. Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования устанавливаемого на первом поясе должны быть закончены до проведе- ния гидравлического испытания резервуара. Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм. 1.6.13. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуум- камеры а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просве- чиванием проникающими излучениями применяют: в резервуарах сооруженных из рулонных заготовок на заводе про- веряя 100 % пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II III и IV а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров вместимостью от 2000 до 20 000 м?; в резервуарах сооружаемых полистовым методом проверяя все сты- ковые соединения I и низа II поясов и 50 % соединений поясов II III и IV преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизон- тальными; для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров. Длина снимка должна быть не менее 240 мм. Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и бо- лее разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающими излучениями участков швов с признаками дефектов. 1.6.14. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетво- рять следующим требованиям: иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность без наплы- вов прожогов сужений и перерывов без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях воспринимающих динамические нагрузки угло- вые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплав- ленный металл должен быть плотным по всей длине шва без трещин и де- фектов; глубина подрезов основного металла не должна превышать 0 5 мм при толщине стали 4 - 10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм; все кратеры должны быть заварены. 1.6.15. Отклонения геометрических швов сварных соединений не дол- жны превышать величин указанных в ГОСТ 5264-80 ГОСТ 8713-79 ГОСТ 14771-76 прил 1 пп. 12 13 14 . 1.6.16. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить: величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плот- ность прилегания кольцевого затвора затворов направляющих труб труб ручного замера ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра непровары и разрывы не допус- каются ; состояние коробов поплавков и др.; наличие крепления заземления; крепление секций затвора с кольцом жесткости; соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по пе- риметру; наличие защиты от статического электричества; работоспособность конструкции затвора; работоспособность дренажных устройств; работоспособность уровне- мера пробоотборника.   Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность     1.7.1. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испыта- ния резервуаров на герметичность и прочность с полностью установлен- ным на них оборудованием внешнего осмотра и установления соответ- ствия представленной документации требованиям проекта. 1.7.2. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации. Пе- ред началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации сле- дует снять крышки а вокруг колодца соорудить защиту ограждение . 1.7.3. При проведении гидравлических испытаний необходимо разра- ботать мероприятия по осмотру состояния резервуара для чего: усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара особен- но утора и площадки вокруг железобетонного кольца; организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов установок и электросетей; обеспечить освещение верхней бровки обвалования; на командном пункте организовать надежную телефонную связь с ох- раной и персоналом испытывающим резервуар или иметь специально зак- репленную для этого автомашину; установить связь с диспетчером цехов прилегающих к площадке ре- зервуаров и сообщить им о начале наполнения резервуара. 1.7.4. Весь персонал принимающий участие в проведении испытаний должен пройти инструктаж. На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны ра- диусом не менее двух диаметров резервуара внутри которой не допус- кается нахождение людей не связанных с испытанием. Лица проводящие гидравлические испытания в период заполнения водой должны находиться вне опасной зоны. 1.7.5. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться наливом их водой до высоты предусмотренной проектом. 1.7.6. Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны ус- танавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях. 1.7.7. При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидрав- лических испытаний. 1.7.8. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами плавающими крышами повышенного давления испытывают в соответствии с требованиями приведенными в проекте Указаниях по изготовлению мон- тажу испытаниям вертикальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81 а также рекомендациями организаций-разработчиков проекта с учетом конструктивных особенностей. 1.7.9. Испытания резервуаров на прочность проводят только на рас- четную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 % а вакуум на 50 % больше проектной величины если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин. 1.7.10. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания прекращают сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня: на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV; до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше. 1.7.11. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при тем- пературе окружающего воздуха выше +5 °С. При необходимости прове- дения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по предотвра- щению замерзания воды в трубах и задвижках а также обмерзанию сте- нок резервуара. 1.7.12. Герметичность кровли вертикального резервуара при гидрав- лическом испытании следует проверять следующим образом: залить воду в резервуар на высоту 1 м закрыть заглушками все люки на стенке и кровле резервуара и увеличить высоту наполнения водой создавая избы- точное давление на 10 % выше проектной величины. При этом необходимо тщательно следить за показаниями U-образного манометра так как дав- ление может изменяться не только от подачи воды но и от колебания температуры окружающего воздуха. В процессе испытания сварные соеди- нения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором.   Примечание. Избыточное давление можно создавать нагнетая воздух компрессором.   1.7.13. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами плаваю- щими крышами необходимо проводить согласно ВСН 311-81 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими крышами следует тщательно наблюдать за работой катучей лестницы дренажного устройства и другого оборудования. Скорость подъема опускания пон- тона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна пре- вышать эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой необходимо сле- дить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона плавающей крыши должно быть плавное без заеданий рывков шума и "захлебыва- ний". 1.7.14. Резервуары вместимостью до 20 000 м? залитые водой до проектной отметки испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления не менее 24 ч а резервуары вместимостью свыше 20 000 м? - не менее 72 ч. Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты свищи отпотины необ- ходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность. 1.7.15. Горизонтальные заглубленные резервуары должны подвер- гаться испытаниям на 1 25 рабочего давления. Допускаются пневматичес- кие испытания на давление не превышающее рабочее СНиП II-91-77. Промышленные сооружения. Нормы проектирования .   Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации     1.8.1. Надежность резервуаров - свойство его конструкции выпол- нять функции приема хранения и отбора из него нефти и нефтепродук- тов при заданных параметрах уровень наполнения плотность и вяз- кость температура скорость закачки и отбора продукта оборачивае- мость резервуара а также масса снегового покрова сила ветра - рас- четная температура величина сейсмического воздействия и т. д. . 1.8.2. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов дол- жна проводиться по установленным параметрам конструкции которые оп- ределяются технической документацией с пределами установленными СНиП III-18-75 часть II прил. 1 п. 33 и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров РД прил. 1 п. 40 . 1.8.3. Порядок и методы контроля показателей надежности опреде- ляются ГОСТ 27.401-84 СТ СЭВ 4492-84 часть II прил. 1 п. 15 . 1.8.4. Критериями характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров являются: работоспособность резервуара - состояние при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров уста- новленных требованиями технической документации. Для поддержания ра- ботоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сро- ки текущие и капитальные ремонты а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов; безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его эле- ментов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в рабо- те. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности критерий прочности устойчивости и выносливости ; долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов Показателем дол- говечности может служить ресурс или срок службы; ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособ- ленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Зат- раты труда времени и средств на ремонтные работы определяют ремон- топригодность. 1.8.5. Основными факторами обеспечивающими надежность и долго- вечность резервуаров являются: качественное сооружение оснований и фундаментов; качественное заводское изготовление стальных конструкций и пра- вильная их транспортировка; соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов; контроль качества строительных и монтажных работ; соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов; строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда. 1.8.6. Своевременная и качественная оценка технического состоя- ния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эк- сплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплек- сной проверки включающей в себя дефектоскопию сварных соединений проверку качества металла контроль толщины стенок отдельных элемен- тов геометрической формы и др. Требования к территории резервуарного парка     1.9.1. Устройство взаимное расположение и расстояния между от- дельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79 и Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.9.2. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны размещаться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов предприятий путей железных дорог общей сети. При размещении резервуарных парков нефти и нефтеп- родуктов на площадках имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов предприятий и путей железных дорог общей сети расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка должны быть предусмотрены согласованные с соот- ветствующими органами государственного надзора мероприятия аварий- ные земляные амбары отводные канавы для сброса нефти и нефтепродук- тов при аварии и др. по предотвращению при аварии наземных резервуа- ров разлива нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта предприятий или на пути железных дорог общей сети. Указанные мероп- риятия должны также предусматриваться при размещении резервуарных парков в прибрежной полосе водных объектов на расстоянии до 200 м от уреза воды при максимальном уровне . 1.9.3. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности и отвечать требованиям СНиП II-106-79 и Правил по- жарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР часть II прил. 1 п. 38 . 1.9.4. При строительстве и реконструкции резервуарных парков раз- мещение задвижек внутри обвалования не допускается кроме запорных коренных установленных непосредственно у резервуара и предназначен- ных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки устанавли- ваемые на подводящих трубопроводах резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С 318 К и ниже независимо от температуры и давления среды должны быть стальными. При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры из коксового чу- гуна при условии что температура окружающего воздуха не ниже - 30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1 6 МПа. Колодцы и камеры управления задвижками следует располагать с внешней стороны обвалования. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к ре- зервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта. Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков дол- жно быть согласовано руководством нефтебазы с местными органами Гос- пожнадзора МВД СССР. 1.9.5. С территории резервуарного парка следует отводить в произ- водственно-дождевую канализацию сточные воды: подтоварные кроме резервуарных парков нефтепродуктов поступаю- щих по магистральным нефтепроводам образующиеся из-за обводненнос- ти нефтепродуктов в процессе отстоя а также в результате поступле- ния из воздуха влаги в процессе конденсации; атмосферные образующиеся в период дождей и таяния снега; расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров. С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев. Сточные воды от резервуаров и технологических установок связан- ных с хранением и применением этилированных бензинов следует отво- дить по сети спецканализации на сооружения предназначенные для очис- тки этих стоков или собирать в отдельные сборники с последующей очисткой. Состав сооружений для очистки этих вод и устройство произ- водственно-дождевой канализации должны соответствовать требованиям СНиП II-106-79. 1.9.6. Сточные воды образующиеся при зачистке резервуаров не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственной или производ- ственно-дождевой канализации на очистные сооружения нефтебаз. 1.9.7. Поступление нефтепродуктов в сеть производственно-дожде- вой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые ко- лодцы устанавливаемые на территории резервуарного парка следует оборудовать запорными устройствами хлопушками приводимыми в дей- ствие с ограждающего вала или мест находящихся вне обвалования. Нор- мальное положение хлопушки - "закрытое". Колодцы канализационных се- тей расположенные в резервуарных парках должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой обвязки очистных соору- жений. 1.9.8. В целях сохранения расчетной пропускной способности кана- лизационных сетей резервуарного парка следует осуществлять их профи- лактическую прочистку не реже двух раз в год. Эксплуатация и обслужи- вание сетей очистных сооружений должны осуществляться в соответствии с Инструкцией по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз наливных пунктов перекачивающих станций и АЗС часть II прил. 1 п. 52 . 1.9.9. На территории предприятия должен быть установлен глубин- ный репер закладываемый ниже глубины промерзания грунта для измере- ния осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резер- вуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона. 1.9.10. Территория резервуарного парка в темное время суток дол- жна иметь освещение отвечающее нормам техники безопасности пожар- ной безопасности и требованиям СНиП II-4-79 ПУЭ часть II прил.1 п.37 п. 57 .   Минимальная общая освещенность лк   Освещаемые рабочие поверхности места производства работ: резервуарные парки ......................................... 5 места измерений уровня и управления задвижками в ре- зервуарном парке .............................................. 10 лестницы обслуживающие площадку .............................. 10 места установки контрольно-измерительных приборов ............. 30 проезды: вспомогательные ............................................ 0 5 главные .................................................... 1-3   1.9.11. Для освещения резервуарных парков следует применять про- жекторы установленные на мачтах расположенных за пределами внешне- го ограждения обвалования резервуарного парка и оборудованных по- мостками и лестницами для обслуживания.   Производственные операции     1.10.1. Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работ- ников администрацией предприятия должны быть разработаны инструкции определяющие круг служебных обязанностей работников порядок проведе- ния основных эксплуатационных операций ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности. 1.10.2. На трубопроводы нефтебаз наливных и перекачивающих стан- ций должны быть составлены технологические схемы. Каждый трубопровод должен иметь определенное обозначение а за- порная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал должен знать схе- му расположения трубопроводов а также расположение задвижек и их назначение. Технологическая схема должна быть утверждена главным инженером нефтебазы а там где их нет - главным инженером управления или за- местителем председателя Госкомнефтепродукта союзной республики и на- ходиться в специально отведенном месте диспетчерской операторной или у руководства . 1.10.3. Все изменения произведенные в резервуарных парках на- сосных установках трубопроводных коммуникациях расположении армату- ры должны заноситься в технологическую схему и доводиться до обслу- живающего персонала. Изменение действующих схем расположения трубоп- роводов на предприятиях без ведома главного инженера управления или заместителя председателя Госкомнефтепродукта союзной республики зап- рещается. 1.10.4. При хранении в одной группе резервуаров нескольких сор- тов нефтепродуктов должны быть предусмотрены раздельные коллекторы для приема и откачки каждого сорта нефтепродукта. 1.10.5. При смене сортов нефтепродуктов качество чистота подго- товки резервуара к наполнению должно соответствовать ГОСТ 1510-84 часть II прил. 1 п. 3 . Резервуары с фонтанами целесообразно ис- пользовать только для хранения нефтей и бензинов. 1.10.6. Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 363 К 90 °С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов не менее чем на 15 °С. 1.10.7. Температуру подогрева нефтепродуктов необходимо контроли- ровать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву неф- тепродуктов. Форма и пример заполнения журнала по пароподогреву нефтепродук- тов приведены в прил. 6 Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.10.8. Подогрев вязких нефтепродуктов ведется до достижения тем- пературы при которой обеспечиваются максимальные затраты на подог- рев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива налива температуры нефтепродукта и окружающей среды от свойств нефтепродук- та и др. 1.10.9. Оптимальная температура и продолжительность подогрева должны выбираться исходя из требований технологических процессов; ре- комендуется пользоваться Методикой по определению норм расхода топли- ва тепловой и электрической энергии на нефтебазах системы Госкомнеф- тепродукта СССР и Правилами технической эксплуатации нефтебаз прил.1 пп. 42 39 . По одному трубопроводу при обеспечении опорожнения допускается перекачка нефтепродуктов входящих в состав одной из нижеследующих групп: Топливо: 1-я группа - автомобильные бензины неэтилированные; 2-я группа - керосин осветительный топлива для быстроходных ди- зелей топливо дизельное; 3-я группа - топливо моторное для средне- и малооборотных дизе- лей топливо нефтяное мазут ; 4-я группа - топливо для реактивных двигателей; 5-я группа - бензины авиационные этилированные; 6-я группа - бензин авиационный неэтилированный; 7-я группа - автомобильные бензины этилированные. Масла: 1-я группа - авиационные и для турбореактивных двигателей; 2-я группа - турбинные для гидротурбин и судовых газовых турбин конденсаторные МТ 7.К-6 МК-8 трансформаторные и МС-6 МС-8 МС-8п МК-8п; 3-я группа - веретенные АУ АУп; 4-я группа - трансмиссионные цилиндровые; 5-я группа - автомобильные автотракторные индустриальные ком- прессорные судовые моторное для высокоскоростных механизмов; 6-я группа - осевые; 7-я группа - дизельные. 1.10.10. Максимальная температура нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном должна быть принята согласно проекту. 1.10.11. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пускам в них пара они должны быть освобождены от воды конден- сата . Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного откры- тия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска кон- денсата должны быть открыты. С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предот- вращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата. В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду. 1.10.12. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах необходимо: поддерживать полную техническую исправность и герметичность ре- зервуаров; содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуар- ное оборудование задвижки хлопушки подъемные трубы сифонные кра- ны стационарные пробоотборники уровнемеры люки и др. ; проводить систематический контроль герметичности клапанов сальников фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять об- наруженные пропуски нефтепродуктов; не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтовар- ной воды из резервуаров. 1.10.13. Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродук- тов необходимо: обеспечить полную герметизацию кровли; осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по воз- можности в ночное время; максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов; окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими свет- лыми эмалями и красками. 1.10.14. Эксплуатация газоуравнительной системы дыхательной ар- матуры должна осуществляться в соответствии с требованиями раздела 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз часть II прил. 1 п. 39 . 1.10.15. Для обеспечения эффективной работы газоуравнительной системы необходимо: поддерживать полную герметизацию системы; регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения прове- рять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров; систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвяз- ки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар; утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных зано- сов в зимнее время. 1.10.16. Скорость наполнения опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуа- ре дыхательных а также предохранительных клапанов или вентиляцион- ных патрубков. При увеличении скорости наполнения опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими но- выми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков. 1.10.17. При наполнении опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема опускания понтона плавающей крыши не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понто- нов из синтетических материалов должна быть указана в технической до- кументации на понтон. 1.10.18. Технологические операции по приему и отгрузке нефти и нефтепродуктов должны выполняться в соответствии с требованиями раз- дела 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.10.19. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных опе- раций. 1.10.20. Разрешение на перекачку при наполнении или опорожнении резервуаров должно быть дано после того как обслуживающий персонал убедится в правильности открытия задвижек связанных с данной пере- качкой. Открывать и закрывать резервуарные задвижки следует плавно без применения рычагов и усилителей. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанцион- ным управлением следует предусматривать сигнализацию указывающую по- ложение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны заноситься в журнал распоряжений указаний по подготовке и перекач- ке нефтепродуктов. Форма и пример заполнения журнала приведены в прил. 5 Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.10.21. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено то немедленно должны быть приняты меры к выявле- нию причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекач- ка должна быть остановлена. 1.10.22. При переключении резервуаров во время перекачки необхо- димо сначала открыть задвижки свободного резервуара а потом закрыть у заполненного и убедиться что нефтепродукт поступает в подключен- ный резервуар. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуар- ном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенно- го давления в случае неправильного переключения задвижек. 1.10.23. Резервуар должен наполняться при свободно опущенной хло- пушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена. 1.10.24. При наличии в резервуаре подъемной трубы ее конец по окончании каждой операции по наполнению или опорожнению резервуара должен быть поднят выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резер- вуарной задвижки. 1.10.25. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. 1.10.26. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров уста- навливается по проекту с учетом расположения генераторов пены пено- камер а также температурного расширения жидкости при нагревании. 1.10.27. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар оборудован- ный понтоном должен иметь ограничитель максимального взлива. В слу- чае отсутствия ограничителя оперативные осмотры или измерения уровня нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уров- ня должны проводиться через промежутки времени гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не до- пускается. 1.10.28. Измерение массы уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах эксплуатирующихся с избыточным давлением должны осущес- твляться без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств "Уровень" "Утро-3" "Кор-Вол" сниженными пробоотборниками и другими аппаратами предусмотренными проектами и допущенными в обращении в установленном порядке. В резервуарах с из- быточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается изме- рять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюде- нием требований безопасности. 1.10.29. Учетно-расчетные операции с нефтепродуктами проводятся согласно Инструкции о порядке поступления хранения отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах наливных пунктах и автозапра- вочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР часть II прил. 1 п. 51 . 1.10.30. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и от- бирать пробы нефтепродукта следует с помощью приборов предусмотрен- ных проектом или стандартами уровнемерами пробоотборниками и др . Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом должна быть соблюдена следующая последовательность: резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием зад- вижки на трубопроводе газовой обвязки; отбирают пробу или измеряют уровень замерный люк плотно закры- вают и затягивают; открывают задвижку на газовой обвязке. 1.10.31. При измерении уровня нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точ- ке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте высотно- му трафарету . 1.10.32. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота высотный трафарет т. е. расстояние по вертикали от днища резервуара до верхнего крал замерного люка или замерной трубы в пос- тоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует ежегодно контролировать результаты контроля заносить в акт утвержденный ру- ководителем предприятия. 1.10.33. Отбор проб нефтепродуктов из резервуара должен прово- диться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замер- ный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотбор- ник должен быть изготовлен из материала не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы зазем- ления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении от- бора проб через замерный люк резервуара. 1.10.34. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефтепродукта. При случайном разливе нефтепродукта его следует немед- ленно удалить. Оставлять на кровле ветошь паклю различные предметы запрещается. 1.10.35. На каждый резервуар должна быть составлена технологичес- кая карта в которой указывают: номер резервуара по технологической схеме; вместимость резервуара м?; высоту резервуара м; базовую высоту резервуара м; диаметр резервуара м; максимальный уровень продукта в резервуаре см; минимальный уровень продукта в резервуаре см; тип и число дыхательных клапанов; максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара м?/ч; максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных подогревателях см. Технологические карты на резервуары утверждаются руководством нефтебазы. 1.10.36. В соответствии с технологической картой на стенке резер- вуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится нес- мываемой краской значение базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения на стенке резервуара с понтоном кроме того над- пись "с понтоном" а около уровнемера - значение базовой высоты. 1.10.37. Максимальная скорость наполнения опорожнения резервуа- ров не должна превышать величин указанных в типовых проектах и при- веденных в прил. 4 Правил технической эксплуатации нефтебаз. 1.10.38. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних ус- ловиях и при температурах ниже 0 ° С необходимо слить подтовар- ную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную ар- матуру огневые предохранители уровнемеры и сниженные пробоотборни- ки; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предох- ранить их от снежных заносов. Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепро- дуктом и повернуть в боковое положение. 1.10.39. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары распо- ложенные в зоне возможного затопления в период паводка должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены. 1.10.40. Для предотвращения всплытия резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту. 1.10.41. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря лопатки мешки с песком лодки и т. п. . Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отде- лениях гидрометеорологической службы. 2.ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ 2.1. Обслуживание резервуаров     2.1.1. Руководство нефтебазой должна в соответствии с настоящими Правилами разработать и утвердить инструкцию по техническому надзору за резервуарами устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией периодичность содержание и методы реви- зии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов и соответствующих стандартов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров должен быть возложен на квалифицирован- ного работника ответственного за своевременное проведение обслужива- ния ведение журнала осмотра оборудования и арматуры резервуаров ус- транение обнаруженных дефектов. Форма и пример заполнения журнала ос- мотра основного оборудования и арматуры резервуара приведены в прил. 7 Правил технической эксплуатации нефтебаз. 2.1.2. При вступлении на дежурство старший по смене должен осмот- реть резервуары. О замеченных недостатках появление течи в швах кор- пуса или из-под днища резервуара переливе и т. д. необходимо немед- ленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров. 2.1.3. Основное оборудование и арматура резервуара должны подвер- гаться профилактическому осмотру в соответствии с Указаниями по теку- щему обслуживанию резервуаров прил. 4 . Профилактический осмотр резервуаров должен проводиться согласно календарному графику утвержденному главным инженером предприятия и разработанному в соответствии со сроками приведенными в подразделе 7.1 Правил технической эксплуатации нефтебаз. Результаты обслужива- ния должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров. 2.1.4. За осадкой основания каждого резервуара должно быть уста- новлено систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуата- ции резервуаров до стабилизации осадки необходимо ежегодно прово- дить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха ниж- него пояса не менее чем в восьми точках но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически не реже одного раза в пять лет проводить контрольное нивелирование. 2.1.5. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер закладываемый ни- же глубины промерзания. 2.1.6. При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса швам привар- ки нижнего пояса к днищу швам уторного уголка швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудова- ния и арматуры резервуаров. 2.1.7. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном ме- талле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта. 2.1.8. Выявленные дефектные участки сварных соединений должны быть исправлены согласно ремонтным картам см. часть II настоящих Правил . 2.1.9. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с от- крытыми отсеками должны производиться согласно Инструкции по эксплуа- тации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185-79 прил.1 п. 47 . Обслуживание и ремонт синтетических понтонов выпол- няются согласно технической и эксплуатационной документации пред- ставляемой организациями-разработчиками конструкций синтетических пон- тонов. Некоторые сведения по обслуживанию и ремонту синтетических понтонов приведены в прил. 5 настоящих Правил. 2.1.10. В процессе эксплуатации понтон должен осматриваться в соответствии с графиком утвержденным руководителем или главным инже- нером предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через све- товой люк в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резер- вуара. При осмотрах должны быть проверены отсутствие нефти или неф- тепродукта в отсеках и центральной части понтона обрывов кабелей системы заземления а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой ре- зервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических ос- мотрах не реже одного раза в два года понтон должен быть осмотрен на опорах согласно Перечню основных проверок технического состояния понтона и устранения неисправностей прил. 5 . 2.1.11. При обнаружении на понтоне нефтепродукта необходимо выяс- нить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта соглас- но Указаниям по дегазации резервуара с понтоном прил. 6 . 2.1.12. Результаты осмотров и устранения неисправностей при ос- мотрах понтонов должны быть записаны в журнал осмотра основного обо- рудования и арматуры резервуаров. 2.1.13. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности эле- ментов понтона должны быть защищены антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями типового проекта и настоящих Правил. 2.1.14. Пирофорные осадки образующиеся на понтонах резервуаров с сернистыми нефтями необходимо удалять согласно специальному графику утвержденному главным инженером или руководителем предприятия. Удале- ние пирофорных осадков должно проводиться при строгом соблюдений тре- бований безопасности изложенных в настоящих Правилах. 2.1.15. Проверка электрической связи понтона с землей должна вы- полняться не реже одного раза в год одновременно с проверкой зазем- ления резервуара путем измерения омического сопротивления заземляюще- го устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства пред- назначенного для защиты понтона исключительно от статического элек- тричества не должно превышать 100 Ом. Для электрической связи понто- на с резервуаром применяется кабель типа КРПТ сечением 30х10 мм?. 2.1.16. Проверка на герметичность сварных соединений понтона дол- жна выполняться согласно Инструкции по определению герметичности сварных соединений понтона приведенной в прил. 7. 2.1.17. Восстановление плавучести работоспособности затонувше- го понтона должно проводиться согласно Указаниям приведенным в прил.8. 2.1.18. Резервуары находящиеся в эксплуатации подлежат периоди- ческому обследованию и дефектоскопии для определения их действи- тельного технического состояния. Очередность сроки проведения обсле- дований а также объем работ по проверке технического состояния ре- зервуара регламентируются Руководством по обследованию резервуаров часть II прил. 1 п. 40 . Сроки проведения частичного и полного об- следования представлены в табл. 2.1.1.   Таблица 2.1.1 Сроки проведения обследования резервуаров -------------------T--------------T-----------------T---------------- ¦ ¦ Полное ¦ Частичное Вид хранимого ¦ Срок ¦ обследование ¦ обследование нефтепродукта ¦ эксплуатации ¦ с выводом ¦ без вывода ¦ резервуара ¦ из эксплуатации ¦ из эксплуатации -------------------+--------------+-----------------+---------------- Нефть товарная ¦ Более 25 лет¦ Через 3 года ¦ Через год ¦ Менее 25 лет¦ " 5 лет ¦ " 2 5 года Бензин ¦ Более 25 лет¦ " 3 года ¦ " 1 год ¦ Менее 25 лет ¦ " 5 лет ¦ " 2 5 года Дизельное топливо ¦ Более 25 лет ¦ " 4 года ¦ " 2 года Керосин ¦ Менее 25 лет ¦ " 7 лет ¦ " 3 года -------------------+--------------+-----------------+----------------   2.1.19. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют спе- циальные бригады подготовленные к проведению определенного комплек- са работ и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При на- личии оборудования и специалистов территориальные управления и Гос- комнефтепродукты союзных республик могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами. 2.1.20. На основании результатов обследования составляется годо- вой график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему хранению и отпуску нефтепродук- тов. 2.1.21. Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в титульный список капитального ремонта пред- приятия на предстоящий год. При этом необходимо чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами оборудованием и рабочей силой. 2.1.22. Для предварительного определения характера объема и стоимости ремонтных работ на резервуары включенные в план капи- тального ремонта должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация. 2.1.23. Текущий ремонт должен быть предусмотрен в графике не ре- же одного раза в шесть месяцев средний - не реже одного раза в два года. 2.1.24. Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией специально назначенной приказом руководителя предприятия.   2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков     2.2.1. Технологические трубопроводы резервуарных парков должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации нефтебаз часть II прил. 1 п. 39 . 2.2.2. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность их эксплуатации обеспечиваются постоянным наблюдением за состоянием трубопроводов их арматуры и деталей своевременным ремонтом в объе- ме определенном при осмотре и ревизии и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла. 2.2.3. На технологические трубопроводы транспортирующие легко- воспламеняющиеся жидкости бензин керосин нефть должны быть сос- тавлены паспорта. На остальные технологические трубопроводы необходи- мо завести эксплуатационные журналы в которые заносятся даты и дан- ные о проведенных ревизиях и ремонтах. 2.2.4. Основной метод контроля надежной и безопасной работы тех- нологических трубопроводов - периодические ревизии результаты кото- рых служат основанием для оценки состояния трубопровода. Сроки прове- дения ревизии технологических трубопроводов устанавливают администра- ция нефтебазы в зависимости от скорости их износа опыта эксплуата- ции результатов предыдущих осмотров и ревизий но они должны быть не реже одного раза в три года для трубопроводов транспортирующих неф- тепродукты и не реже одного раза в шесть лет для остальных. 2.2.5. При ревизии технологических трубопроводов необходимо про- вести наружный осмотр трубопровода проверить состояние сварных швов и фланелевых соединений включая крепежные детали герметичность всех соединений состояние опор и фундаментов компенсаторов подвесок арматуры правильность работы дренажных устройств; осмотреть внутрен- нюю поверхность участка трубопровода освобожденного от отложений разобрать или вырезать указанный участок установить наличие корро- зии трещин уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопроводов прокладок сварных швов фланцев арматуры а также сопрягающихся по- верхностей фланцев и арматуры. 2.2.6. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют гидравлическими испытаниями на плотность не реже одного раза в три года. 2.2.7. Состояние заземляющих устройств трубопроводов следует про- верять и оформлять документально. Объемы и сроки проверки определяют- ся инструкциями и графиками разработанными и утвержденными руковод- ством нефтебазы. 2.2.8. Следует постоянно проверять состояние сальниковой набивки. Неисправности запорных устройств необходимо устранять немедленно. 2.2.9. После монтажа и ремонта трубопроводов необходимо прове- рить чтобы в них не остались какие-либо посторонние предметы. 2.2.10. Давление испытания на прочность устанавливается проектом и должно быть: для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0 5 МПа - 1 5рраб но не менее 0 2 МПа; для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0 5 МПа - 1 25рраб но не менее рраб + 0 3 МПа. Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабо- чим давлением трубопровод осматривают а сварные швы обстукивают мо- лотком. Результаты считают удовлетворительными если во время испыта- ния не произошло падение давления по манометру а в сварных швах фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи и отпотевания. 2.2.11. Технологические трубопроводы резервуарных парков следует градуировать согласно Методическим указаниям по определению вмести- мости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод.   2.3. Организации и проведение работ по зачистке резервуаров     2.3.1. Резервуары согласно ГОСТ 1510-84 должны подвергаться пе- риодическим зачисткам: не менее двух раз в год - для топлива к реактивным двигателям авиационных бензинов авиационных масел и их компонентов; не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками; не менее одного раза в два года для остальных масел автомо- бильных бензинов дизельных топлив парафинов и других аналогичных им по свойствам нефтепродуктов. Резервуары для нефти мазутов моторных топлив и других аналогич- ных по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере необходи- мости определяемой условиями сохранения их качества надежной эк- сплуатации резервуаров и оборудования. При длительном хранении нефтепродуктов допускается зачистка ме- таллических резервуаров после их опорожнения. 2.3.2. Резервуары зачищают также при необходимости: смены сорта нефтепродуктов составляется акт см. прил. 9 ; осво- бождения от пирофорных отложений высоковязких осадков с наличием ми- неральных загрязнений ржавчины и воды ; очередных или внеочередных ремонтов проведения комплексной де- фектоскопии. 2.3.3. Для обеспечения сохранности качества нефтепродуктов при смене сорта чистота резервуара и готовность его к заполнению должны соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84. Перевод резервуара под неф- тепродукты другого сорта должен оформляться распоряжением по нефтеба- зе подписанным директором нефтебазы или его заместителем. 2.3.4. Применяемое для механизированной зачистки горизонтальных резервуаров оборудование а также использование технологических режи- мов приведены в прил. 9. 2.3.5. При подготовке зачищенного резервуара к ремонту с веде- нием огневых работ необходимо строго соблюдать требования Правил по- жарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР часть II прил 1 п. 38 а также раздела 3.4 части II настоя- щих Правил. 2.3.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из числа инженерно-технических работни- ков которое совместно с руководством предприятия определяет техноло- гию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ. 2.3.7. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие прохо- дят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказа- ния первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск прил. 9 лицами ответственными за проведение зачис- тных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступить к работе не разрешается. 2.3.8. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резер- вуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после по- лучения оформленного акта разрешения прил. 9 подписанного комис- сией в составе главного инженера директора инженера по технике бе- зопасности инспектора охраны труда представителя товарного цеха и работника пожарной охраны. 2.3.9. Контрольные анализы воздуха проводятся при перерывах в за- чистных работах обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар изменении метеорологической обстановки. В случае увеличе- ния концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачис- тке прекращаются рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации па- ров принятия мер по ее снижению до санитарных норм. Предельно допустимые концентрации вредных веществ приведены в п.3.16 Правил технической эксплуатации нефтебаз средства и методы анализов воздуха рассмотрены там же в разделе 9. 2.3.10. Результаты анализа оформляются справкой прил. 10 . Результаты всех проведенных анализов паровоздушных смесей зано- сятся в журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и дру- гих газов в резервуарах прил. 11 . 2.3.11. Зачищенный резервуар принимается от лица ответственного за зачистку: для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора начальни- ком товарного цеха инспектором по качеству работником лаборатории или лицами их замещающими. Прием должен быть оформлен актом прил.12 ; для производства ремонтных работ - главным инженером начальни- кам механиком мастером ремонтного цеха и начальником пожарной ох- раны или лицами их замещающими. Прием должен быть оформлен актом прил. 13 . 2.3.12. Дегазацию резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями Временной инструкции по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции часть II прил.1 п. 46 2.3.13. На дегазацию каждого резервуара должен составляться проект организации работ ПОР который должен включать подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР должны быть уточнены меры безопасности при проведении процесса дега- зации. К проекту организации работ должна быть приложена для конкретно- го случая дегазации схема обвязки и установки оборудования вентиля- тор устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилято- ра воздухопровод газоотводная труба и др. . В схеме должны найти отражение тип исполнение и марка применяемого оборудования прибо- ров и материалов размеры воздухопровода диаметр и длина и газоот- водной трубы длина и диаметр а также если это необходимо и дру- гие вопросы связанные с особенностями монтажа оборудования и его эк- сплуатации крепление вентилятора и др. . ПОР утверждается руководством нефтебазы директором или главным инженером и согласовывается с начальником пожарной охраны нефтебазы. 2.3.14. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями приведенными в прил. 6 нас- тоящих Правил.   2.4. Требования предъявляемые к проведению геометрических измерений на резервуаре составлению градуировочных таблиц     2.4.1. На каждый резервуар используемый для приема хранения и отпуска нефтепродукта независимо от его форм и вместимости должна быть составлена градуировочная таблица позволяющая определять коли- чество продукта. 2.4.2. Определение вместимости стальных резервуаров и их градуи- рование должны проводиться: вертикальных цилиндрических вместимостью 100-50 000 м? - сог- ласно ГОСТ 8.380-80 часть II прил. 1 п. 1 ; горизонтальных вместимостью 3-200 м? - согласно ГОСТ 8.346-79 часть II прил. 1 п. 2 ; 2.4.3. Резервуары подлежат первичной и периодической поверкам. Межповерочный интервал для резервуаров устанавливают в зависимости от их назначения: для резервуаров применяемых при учетно-расчетных операциях - не более пяти лет для резервуаров применяемых при опе- ративном контроле и хранении - не более 10 лет. Поверка резервуаров заключается в определении их вместимости соответствующей данной вы- соте наполнения. 2.4.4. Поверку горизонтальных цилиндрических стальных резервуа- ров проводят объемным или геометрическим методом. Объемный метод по- верки осуществляют двумя способами: с использованием образцовых мер- ников и образцового уровнемера и с использованием образцового счетчи- ка жидкости и образцового уровнемера. При объемном методе поверки из- меряют объем жидкости поданной в резервуар и высоту наполнения пос- ле каждой или нескольких доз. Геометрический метод поверки заключает- ся в измерении размеров резервуаров и проведении расчетов. 2.4.5. Допустимые относительные погрешности градуировки верти- кальных цилиндрических стальных резервуаров в зависимости от их вмес- тимости составляют не более: ±0 2 % для резервуаров от 100 до 3000 м?; ±0 15 % для резервуаров свыше 3000 до 5000 м?; ±0 1 % - для резервуаров свыше 5000 до 50 000 м?. 2.4.6. Государственный надзор за состоянием измерений при опреде- лении количества нефтепродуктов при приеме хранении транспортиров- ке и отпуске потребителю должен проводиться согласно Методическим указаниям РД 50-190-85 часть II прил. 1 п. 41 . 2.4.7. Градуировочные таблицы на стационарные резервуары утвер- ждает руководство организации эксплуатирующей резервуары. Градуиро- вочные таблицы на резервуары для учетно-расчетных операций утвер- ждаются руководителем территориального органа Госстандарта. 2.4.8. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложе- ны поправки на неровности днища. 2.4.9. Измерения геометрических параметров элементов резервуаров после ремонта проводит ведомственная метрологическая служба МС или при отсутствии ее комиссия создаваемая на предприятии. Результаты измерений оформляются актом который утверждает главный инженер пред- приятия организации . 2.4.10. Градуировку резервуаров выполняют специалисты освоившие методы поверки и требования количественного учета нефтепродуктов и имеющие право проведения работ. Организации проводящие градуировку резервуаров должны быть зарегистрированы в порядке установленном Госстандартом. 2.4.11. Действующие градуировочные таблицы и акты измерений дол- жны храниться на предприятии и в территориальном управлении Госком- нефтепродукта СССР Переход на новые градуировочные таблицы хранение и списание предшествующих таблиц осуществляются и порядке установ- ленном Госкомнефтепродуктом СССР.   3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА РЕЗЕРВУАРЫ Общие требования     3.1. Комплект технической документации должен включать: документацию на изготовление и монтаж резервуара; эксплуатационную документацию; ремонтную документацию.   Документы на изготовление и монтаж резервуара     3.2. Документация предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров должна содержать; а рабочие КМ и деталировочные КМД чертежи стальных конструкций; б заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции прил. 14 ; в документы о согласовании отступлений допущенных от чертежей КМ при изготовлении и монтаже; согласованные отступления от проекта должны быть нанесены монтажной организацией на чертежах КМД предъяв- ляемых при сдаче работ; г акты приемки скрытых работ работы по подготовке и устройству насыпной подушки устройству изолирующего слоя под резервуар задел- ки закладных деталей и др. ; Акты приемки скрытых работ составляются ответственными представи- телями заказчика строительной и монтажной организациями; д документы сертификаты и др. удостоверяющие качество мате- риалов сталей стальных канатов метизов электродов электродной проволоки и других сварочных материалов примененных на монтаже и во- шедших в состав сооружения; е данные о результатах геодезических измерений при проверке раз- бивочных осей и установке конструкций; ж журналы работ журналы промежуточной приемки на монтажные ра- боты сварочных работ подготовки поверхности под окраску и др. . Журналы работ составляются отделом технического контроля ОТК предприятия-изготовителя а при монтаже - линейным инженерно-техни- ческим персоналом; з акты испытания отражающие: результат проверки герметичности сварных соединений днища кровли стенки резервуара в соответствии с требованиями СНиП III-18-75; результаты испытания резервуара на проч- ность наливом водой до высоты предусмотренной проектом; и документы о контроле качества сварных соединений предусмот- ренного СНиП III-18-75; к описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков прово- дивших сварку конструкций на монтаже с указанием присвоенных им но- меров или знаков; л заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излуче- нием со схемами расположения мест просвечивания; м акты приемки смонтированного оборудования; н схема и акт испытания заземления резервуара; о схема нивелирования основания резервуара; п акты на окраску выполненную на монтаже; р акт на приемку протекторной защиты; с акт на приемку резервуара в эксплуатацию. 3.3. На стальной вертикальный резервуар сдаваемый в эксплуата- цию составляется паспорт прил. 15 . Паспорт на цилиндрический ре- зервуар составляется по форме соответствующей паспорту на верти- кальный цилиндрический резервуар прил. 15 за исключением п. 7 - 11. На видное место горизонтального резервуара должна быть прикрепле- на металлическая табличка с указанием следующих данных: а наименования предприятия-изготовителя; б типа резервуара; в номера по системе нумерации предприятия-изготовителя; г года и месяца изготовления; д рабочего давления; е номинального объема; ж массы резервуара. 3.4. Для резервуара с понтоном или плавающей крышей кроме доку- ментов перечисленных в п. 3.2 должны быть приложены: а акт испытания сварных соединений центральной части днища ме- таллического понтона или плавающей крыши на герметичность; б акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытания их после монтажа; в акт проверки заземления понтона или плавающей крыши; г документы удостоверяющие качество материалов использованных для изготовления уплотняющего затвора; д документы удостоверяющие качество резинотканевого или друго- го синтетического материала использованного для изготовления неме- таллического ковра понтона; е документы удостоверяющие качество клеев использованных при склеивании неметаллического ковра понтона; ж ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона и нап- равляющих патрубков понтона или плавающей крыши и наружного цилиндри- ческого листа короба борта понтона. 3.5. Для резервуаров повышенного давления кроме документов ука- занных в п. 3.2 должны быть предъявлены дополнительно: а схема геодезических отметок котлована для установки плит-про- тивовесов анкерных болтов; б документы подтверждающие марку бетона железобетонных плит-противовесов; в акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов; г акт на послойное трамбование грунта над плитами-противовесами; д акт на затяжку анкерных болтов методами обеспечивающими рав- номерную затяжку предусмотренную проектом производства работ. 3.6. Для резервуаров автозаправочных станций АЗС и других заг- лубленных в грунт металлических резервуаров кроме документов указан- ных в подпунктах а б в г д е ж з и к м н п р п.3.2 дол- жны быть дополнительно предъявлены: а акт на скрытые работы по изоляции корпуса; б акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хому- тами к бетонному основанию; в акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара; г документы подтверждающие марку бетона основания резервуара.   Эксплуатационная документация     3.7. На каждый резервуар находящийся в эксплуатации должны быть: а технический паспорт резервуара в соответствии со СНиП III-18-75 прил. 15 ; б технический паспорт на понтон; в градуировочная таблица резервуара; г технологическая карта резервуара; д журнал текущего обслуживания; е журнал эксплуатации молниезащиты защиты от проявления стати- ческого электричества; ж схема нивелирования основания; з схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статичес- кого электричества; и распоряжения акты на замену оборудования резервуаров; к технологические карты на замену оборудования резервуаров; л акты см.п. 3.2 .   Примечание. Документы указанные в подпунктах б ж з и к л должны быть приложены к паспорту.   3.8. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует то паспорт должен быть составлен предприятием эксплуатирующим резервуар и подписан главным инженером предприятия Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара. 3.9. Техническое обслуживание каждого резервуара должно выпол- няться с составлением необходимой ремонтной документации приведен- ной в части II настоящих Правил.   4.ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ   4.1.Противопожарные мероприятия     4.1.1. Пожарная безопасность резервуарного парка регламентирует- ся Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Гос- комнефтепродукта СССР. 4.1.2. Ответственность за соблюдение противопожарных мероприятий на рабочем месте возлагается на работника обслуживающего этот учас- ток. Он отвечает за правильное содержание и своевременное использова- ние противопожарного оборудования закрепленного за рабочим местом и участком технологического процесса. 4.1.3. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. 4.1.4. Все резервуары вместимостью 500 м? и более должны быть оборудованы автоматическими стационарными системами установками пенного тушения в соответствии со СНиП II-106-79 и Правилами пожар- ной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР часть II прил. 1 пп 34 38 . Резервуары вместимостью 1000 м? и более независимо от места расположения должны быть оборудова- ны пеногенераторами и сухими стояками сухотрубами для подачи пены в верхний пояс резервуара. 4.1.5. Наземные резервуары со стационарной крышей или понтоном с стенками высотой более 12 м должны быть оборудованы стационарными ус- тановками охлаждения. Охлаждение при пожаре указанных резервуаров с стенками высотой до 12 м включительно а также подземных резервуаров вместимостью более 400 м? следует предусматривать передвижными ус- тановками. Для обеспечения охлаждения резервуаров при пожаре следует предусматривать кольцевой противопожарный водопровод вокруг резер- вуарного парка. 4.1.6. Во избежание образования разрядов статического электричес- тва необходимо: применять пробоотборники изготовленные из материалов не дающих искр при ударе и имеющие токопроводящие тросики припаянные к про- боотборникам тросики следует присоединять к клеммам заземления на крыше резервуара до отбора пробы ; использовать одежду из тканей не накапливающих зарядов статичес- кого электричества и обувь исключающую искрообразование. 4.1.7. Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять по возможности в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения надо применять только взрывобезо- пасные аккумуляторные фонари включать и выключать которые разрешает- ся только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фона- рей запрещается. Запрещается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредствен- но в резервуаре. 4.1.8. В каре обвалований резервуарных парков необходимо периоди- чески согласно графику брать анализ воздушной среды на взрывоопас- ность. 4.1.9. Люки служащие для измерения уровня и отбора проб из ре- зервуаров должны иметь герметичные крышки а замерное отверстие с внутренней стороны - кольцо или колодку из материала исключающего искрообразование. 4.1.10. Запрещается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки. 4.1.11. Для удаления разлившегося при аварии нефтепродукта а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвало- ваний должны быть установлены запорные устройства в виде клапа- нов-хлопушек приводимые в действие вне пределов обвалования. 4.1.12. При появлении трещин в швах в основном металле стенок или днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден и подготовлен к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на ре- зервуарах заполненных нефтепродуктами. 4.1.13. Огневые работы сварка резка клепка и др. должны быть организованы и проведены с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР. 4.1.14. В резервуарном парке запрещается проезд тракторов и авто- мобилей не оборудованных искрогасителями. На участках где возможно скопление газов и паров нефтепродукта должны быть установлены знаки запрещающие проезд автомобиля тракторов мотоциклов и другого тран- спорта. 4.1.15. Курение на территории резервуарного парка категорически запрещается и разрешено только в специально отведенных по согласова- нию с пожарной охраной и оборудованных местах. На видных местах тер- ритории резервуарного парка у дорожек переходных мостиков и др. должны быть установлены знаки или надписи о действующем противопожар- ном режиме. Надписи и знаки должны соответствовать ГОСТ 12.4.026-76 часть II прил 1 п. 17 .   4.2.Требования охраны труда     4.2.1. Рабочие принимаемые на работу по обслуживанию резервуар- ных парков нефтебаз должны иметь соответствующее профессио- нально-техническое образование или пройти профессионально-техничес- кую подготовку на производстве. Обучение рабочих по специальности на нефтебазах должно прово- диться согласно Типовому положению о подготовке и повышении квалифи- кации рабочих непосредственно на производстве. 4.2.2. Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должны проходить соответ- ствующие инструктажи теоретическое и практическое обучение и провер- ку знаний согласно установленному порядку в отрасли. 4.2.3. Работники должны проходить предварительный медицинский ос- мотр в соответствии с приказом Министерства здравоохранения СССР от 19 июня 1984 г. N 700 в сроки определенные лечебными учреждениями обслуживающими предприятие по согласованию с профсоюзной организа- цией и администрацией нефтебазы. 4.2.4. Администрация нефтебазы должна обеспечить соответствие до- пуска людей к участию в производственных процессах режим труда пер- сонала согласно действующим правилам положениям нормам по охране труда и внедрять в производство организационные технические сани- тарно-технические мероприятия и средства предотвращающие воздей- ствие на работающих вредных производственных факторов. 4.2.5. Все работники обслуживающие резервуары с сернистыми неф- тепродуктами этилированным бензином а также с продуктами обладаю- щими токсичными свойствами бензол толуол ксилол и др. должны быть ознакомлены с опасностями которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами. 4.2.6. При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через за- мерный люк запрещается наклоняться над замерным люком или загляды- вать в него. Опускать и поднимать пробоотборник и лот следует так чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей канавке замерно- го люка. 4.2.7. Операции с сернистыми нефтепродуктами и этилированными бензинами по ручному отбору проб и измерению уровня а также спуску грязи и воды должны выполнять работники в исправном фильтрующем про- тивогазе установленной марки и в присутствии наблюдающего. 4.2.8. Организация и выполнение работ связанных с зачисткой ре- зервуаров должны выполняться строго в соответствии с требованиями раздела 2.3 настоящих Правил. 4.2.9. Работникам выполняющим операции с этилированным бензином запрещается принимать пищу и брать табачные изделия руками загряз- ненными этим продуктом. 4.2.10. Случайно разлитый этилированный бензин у резервуаров или на территории резервуарного парка необходимо немедленно собрать о- пилками песком а загрязненные места обезвредить. Для обезвреживания почвы и полов загрязненных этилированным бен- зином следует применять дихлорамин 1 5 %-ный раствор в бензине раствор хлорамина 3 %-ный раствор в воде или хлорную известь а ви- де кашицы одна часть сухой хлорной извести на 2 - 5 частей воды . Кашицу хлорной извести надо приготовлять непосредственно перед упот- реблением. Проводить дегазацию сухой хлорной известью запрещается. Металлические поверхности необходимо обмыть растворами например ке- росином щелочными растворами. Загрязненные бензином опилки и песок должны быть собраны совком в ведро с крышкой и вынесены в специально отведенное место где опилки сжигают а песок обжигают. 4.2.11. Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном слу- чае должен осуществляться с учетом требований безопасности для данно- го процесса или вида работ и подвергаться оценке по защитным физиоло- го-гигиеническим эксплуатационным показателям согласно стандартам ССБТ. Применение средств защиты не имеющих соответствующей техничес- кой документации запрещается. 4.2.12. Спецодежду спецобувь защитные средства и предохрани- тельные приспособления выносить за пределы нефтебазы запрещается. Для хранения спецодежды и спецобуви должны быть выделены отдельные шкаф- чики в санбытовом помещении для защиты средств и приспособлений - отдельные кладовые. 4.2.13. Рабочие и служащие применяющие при работе средства инди- видуальной защиты СИЗ должны проходить специальный инструктаж и тренировку по применению методам контроля и испытания СИЗ оказанию первой помощи при несчастных случаях. Инструктаж и тренировки по при- менению СИЗ проводятся не реже одного раза в год. 4.2.14. Хранение дегазация дезактивация стирка и ремонт спецо- дежды рабочих занятых на работах с вредными для здоровья веществами свинец его сплавы и соединения ртуть этилированный бензин реак- тивные вещества и т. д. должны осуществляться в соответствии с ин- струкциями и указаниями органов санитарного надзора. 4.2 15. Инженерно-технические работники обязаны строго выполнять нормы и инструкции по технике безопасности и производственной санита- рии и требовать их выполнения от своих подчиненных.   4.3.Молниезащита резервуаров     4.3.1. Проектирование и устройство молниезащиты при сооружении и реконструкции резервуаров должно выполняться согласно требованиям СН 305-77 часть II прил. 1 п. 50 . Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относят- ся по устройству молниезащиты: ко II категории резервуары относящиеся по ПУЭ к зонам класса В-Iг ; к III категории резервуары относящиеся по ПУЭ к зонам класса II-III . 4.3.2. Резервуары отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории должны быть защищены от прямых ударов молнии электроста- тической и электромагнитной продукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Резервуары отнесенные по устройству молниезащиты к III катего- рии должны быть защищены от прямых ударов молнии электростатичес- кой индукции заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется. 4.3.3. Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленны- ми на самом резервуаре молниеотводами. 4.3.4. Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м? независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям. Резервуары а также группы резервуаров II категории по устрой- ству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс. м? должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допус- кается защита молниеотводами установленными на самих резервуарах. При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеот- водами корпуса резервуаров должны быть присоединены к заземлителям к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов. 4.3.5. При наличии на резервуарах отнесенных ко II категории газоотводных или дыхательных труб независимо от имеющихся на них ог- невых предохранителей для свободного отвода в атмосферу газов взры- воопасной концентрации в зону защиты молниеотводов должно входить пространство над обрезом труб ограниченное цилиндром высотой Н = 40d где d - диаметр трубы и радиусом R = 0 15H. Для газоотводных и дыхательных трубок оборудованных колпаками или "гусаками" в зону защиты молниеотводов должно входить простран- ство над обрезом трубок ограниченное цилиндрической поверхностью со следующими размерами: при избыточном давлении внутри установки менее 0 5·105 Па для газов тяжелее воздуха Н = 1 м R = 2 м; при избы- точном давлении внутри установки от 0 5·105 до 2 5·105 Па для газов тяжелее воздуха и до 2 5·105 Па для газов легче воздуха Н = 2 5 м R = 5м. Также защите от прямых ударов молнии подлежат имеющиеся на резер- вуарах класса В-Iг дыхательные клапаны и пространство над ними огра- ниченное цилиндром высотой 2 5 м и радиусом 5 м. 4.3.6. Для резервуаров указанных в пп. 3 и 4 заземлители от прямых ударов молнии должны иметь импульсные сопротивления не более 50 Ом на каждый токоотвод. Присоединение резервуара к заземлителю должно быть осуществлена не более чем через 50 м по периметру основания резервуара при этом числа присоединений должно быть не менее двух. 4.3.7. Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25-30 м в виде металли- ческих перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами ка- белями в металлическом корпусе и другими протяженными металлическими конструкциями расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и ме- нее. Установка перемычек в местах соединений стыки ответвления ме- таллических трубопроводов или других протяженных конструкций не тре- буется. 4.3.8. Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные коммуникации необходимо при вводе последних в резервуар присоединять их к любому из заземлителей. 4.3.9. Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциа- лов через внешние трубопроводы проложенные на опорах необходимо: а на вводе в резервуар трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резер- вуаров II категории не более 20 Ом для резервуаров III категории; б на ближайшей к резервуару опоре трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуа- ров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории; в вдоль трассы эстакады через каждые 250-300 м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С 334 К и ниже присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом. 4.3.10. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от элек- тростатической индукции должны быть соединены гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Мини- мальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 мм?. 4.3.11. Молниеприемники изготавливают из различного металла любо- го профиля длиной не менее 200 мм площадью сечения не менее 100 мм? и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 мм? диаметром около 7 мм . Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают лу- дят или красят. Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным в исключительных случаях при невозможности сварки допускается соеди- нение на болтах. 4.3.12. Токоотводы следует выполнять из стали размерами не менее указанных ниже: Снаружи В земле на воздухе   Круглые токоотводы и перемычки диаметром мм 6 - Круглые вертикальные электроды диаметром мм - 10 Прямоугольные токоотводы: площадью сечения мм? 48 160 толщиной мм 4 4 Уголковая сталь: площадью сечения мм? - 160 длиной полки мм 2 5 4 Стальные трубы толщиной стенок мм 2 5 Не допу- скается   4.3.13. Соединения токоотводов должны быть сварными. Соединения на болтах допускаются как исключение для резервуаров относящихся по устройству молниезащиты к III категории. Для проверки величины сопро- тивления заземлителей разъемные соединения следует предусматривать только на токоотводах присоединяемых к отдельным заземлителям и ме- таллически связанных между собой например при металлической кровле или молниеприемной стойке . Такие разъемные соединения выполняются снаружи сооружения на высоте 1-1 5 м от земли. 4.3.14. Наземная часть токоотводов кроме контактных поверхнос- тей должна быть окрашена в черный цвет 4.3.15. По расположению в грунте и форме электродов заземлители бывают: а вертикальные - из стальных вертикально ввинчиваемых стер- жней из круглой стали или забиваемых стержней из уголковой стали и стальных труб. Длина ввинчиваемых электродов принимается 4 5-5 м а забиваемых - 2 5 м. Верхний обрез вертикального заземлителя должен находиться от по- верхности земли на расстоянии 0 5-0 6 м; б горизонтальные - из полосовой или круглой стали уложенные го- ризонтально на глубине 0 6-0 8 м от поверхности земли одним или нес- колькими лучами расходящимися из одной точки к которой присоеди- няется токоотвод; в комбинированные - вертикальные и горизонтальные объединен- ные в общую систему. 4.3.16. Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее чем указанные в п. 4.3.12. Все заземлители между собой и с токоотводами должны соединяться посредством сварки. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос и не менее шести диаметров свариваемых круг- лых проводников. Соединения на болтах допускаются при устройстве временных зазем- лений. Места разъемных соединений должны быть оцинкованы. 4.3.17. При устройстве нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу. 4.3.18. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе чем на 4 м запрещается о чем должны быть вывешены предупредительные надпи- си около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода. 4.3.19. При эксплуатации устройств молниезащиты должно осущес- твляться систематическое наблюдение за их состоянием в график плано- во-предупредительных работ должны входить текущее обслуживание реви- зии текущие и капитальные ремонты этих устройств. 4.3.20. Ежегодно перед наступлением грозового сезона в марте апреле необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниеза- щиты молниеприемников токоотводов обращая особое внимание на мес- та соединения токоведущих элементов. Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надеж- ного соединения с токоотводом и заземлителем. 4.3.21. После каждой грозы или сильного ветра все устройства мол- ниезащиты должны быть осмотрены и повреждения немедленно устранены. 4.3.22. При техническом обслуживании необходимо обращать внима- ние на состояние токоведущих элементов и при уменьшении их сечения вследствие коррозии надломов оплавлений больше чем на 30 % их следует полностью заменить либо заменить отдельные дефектные места. 4.3.23. Проверка заземляющих устройств включая измерения сопро- тивления растеканию тока должны проводиться не реже одного раза в год летом и при сухой почве . Если сопротивление растеканию токов заземления превышает норма- тивное значение на 20 % то необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство. 4.3.24. Текущие ремонты молниезащитных устройств могут быть вы- полнены во время грозового периода капитальные ремонты - только в негрозовой период года. 4.3.25. Результаты ревизий устройств молниезащиты проверочных испытаний заземляющих устройств проведенных ремонтов и т. д. сле- дует заносить в специальный эксплуатационный журнал прил. 16 . 4.3.26. Лица проводящие ревизию молниезащиты должны составлять акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов. 4.3.27. Ответственность за исправность и систематическую провер- ку заземлений возлагается на главного инженера предприятия.   Защита резервуаров от статического электричества     4.4.1. Для предупреждения возникновения искровых разрядов с по- верхности оборудования нефти и нефтепродуктов а также с тела чело- века необходимо предусматривать с учетом особенностей производства следующие меры обеспечивающие стекание возникающего заряда статичес- кого электричества: снижение интенсивности генерации заряда статического электричес- тва; устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникаций а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением; уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления; использование радиоизотопных индукционных и других нейтрализато- ров. 4.4.2. Заземляющие устройства для защиты от статического электри- чества следует как правило объединять с заземляющими устройствами для электрооборудования. Такие заземляющие устройства должны быть вы- полнены в соответствии с требованиями ПУЭ-85 ГОСТ 21130-75 СН 102-76 Инструкцией по устройству сетей заземления. Сопротивление за- земляющего устройства предназначенного исключительно для защиты от статического электричества допускается не выше 100 Ом. Все металлические и электропроводящие неметаллические части обо- рудования резервуаров должны быть заземлены независимо от того при- меняются ли другие меры защиты от статического электричества. Лакокрасочное покрытие нанесенное на заземленное металлическое оборудование внутренние и наружные стены резервуаров считаются электростатическим заземлением если сопротивление наружной повер- хности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом. 4.4.3. Резервуары вместимостью более 50 м? за исключением вертикальных диаметров до 2 5 м должны быть присоединены к заземли- телям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках. 4.4.4. Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без раз- брызгивания распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродук- тов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не дол- жно превышать 200 мм а если это возможно то струя должна быть нап- равлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть выбраны таким образом чтобы исключить раз- брызгивание. 4.4.5. Скорость движения нефтепродуктов по трубопроводам необхо- димо ограничивать таким образом чтобы заряд приносимый в резервуар с потоком нефтепродукта не мог вызвать с его поверхности искрового разряда энергия которого достаточна для воспламенения окружающей среды. Допустимые скорости движения жидкости по трубопроводам и исте- чения их в резервуары зависят от следующих условий влияющих на ре- лаксацию зарядов: вида налива свойств нефтепродукта содержания и размера нерастворимых примесей свойств материала стенок трубопрово- да резервуара. 4.4.6. Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим соп- ротивлением не более 109 Ом•м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с. Для нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивле- нием более 109 Ом•м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно. Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке жидкости имеющей удельное объемное электрическое сопротивление бо- лее 109 Ом•м при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью превосходящей безопасную следует приме- нять специальные устройства для отвода зарядов. Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанав- ливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в запол- няемый резервуар так чтобы при максимальной из используемых скорос- тей транспортирования время движения продукта по загрузочному патруб- ку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0 1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости. Если это условие конструктивно не может быть исполнено то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда должен быть обеспечен внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на повер- хность имеющейся в резервуаре жидкости.   Примечания. В качестве устройств для отвода заряда из жидкого продукта могут использоваться нейтрализаторы со струнами правила выбора конструирования монтажа и эксплуатации которых изложены в РТМ 6.28-008-78 Устройства отвода заряда из потока жидкости с протяженными разрядными электродами нейтрализаторы со струнами . В качестве устройств для отвода заряда внутри заполняемого резервуара могут применяться клетки из заземленной металлической сетки охватывающие некоторый объем у конца загрузочного патрубка таким образом чтобы заряженный поток из патрубка поступал внутрь клетки. При этом объем клетки должен быть не менее V = Q ? /3600 где V - объем клетки м?; Q - скорость перекачки нефтепродукта м?/ч; ? - постоянная времени релаксации заряда в нефтепродукте с.   4.4.7. Данные по электрическим параметрам светлых нефтепродуктов и номограммы по определению допустимых скоростей перекачки приведены в Рекомендациях по предотвращению опасной электризации нефтепродук- тов при наливе в вертикальные и горизонтальные резервуары автомо- бильные и железнодорожные цистерны утвержденных 12/Х1.85 г. Госком- нефтепродуктом РСФСР. 4.4.8. Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня на- ходящегося в нем остатка нефтепродукта. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны пода- ваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления кон- ца приемно-раздаточного патрубка. При дальнейшем заполнении скорость следует выбирать с учетом тре- бований п. 4.4.6. 4.4.9. Для предотвращения опасности возникновения искровых разря- дов на поверхности нефтепродуктов не должно быть незаземленных элек- тропроводящих плавающих предметов. 4.4.10. Понтоны из электропроводящих материалов предназначенные для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения должны быть зазем- лены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 мм? присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках. 4.4.11. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту. 4.4.12. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допус- кается не ранее чем через 10 мин после прекращения движения нефтеп- родукта. Пробоотборник должен иметь токопроводящий медный тросик один ко- нец которого припаивается к корпусу пробоотборника а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком привари- вается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед от- бором проб пробоотборник должен быть заземлен. Перед каждым использо- ванием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного то- копроводящего тросика. Работники отбирающие пробы должны иметь обувь с кожаной подош- вой укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронепроводящей резины. Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей кроме нательного белья запрещается. 4.4.13. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств должны про- водиться одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологи- ческого оборудования. Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств дол- жны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ре- монтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений стати- ческого электричества нефтебазы прил. 17 . Страницы журнала должны быть пронумерованы прошнурованы и скреплены печатью. 4.4.14. Устройства защиты от статического электричества должны приниматься одновременно с приемкой технологического и энергетическо- го оборудования.   ПРИЛОЖЕНИЯ   Приложение 1 к п. 1.1.9 ПЕРЕЧЕНЬ проектов стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов Номер типового проекта Наименование типового проекта Вместимость резервуара м3 Организация- разработчик проекта 704-1-158.83 Резервуар стальной горизонтальный для нефтепродуктов 3 Южгипро- Нефтепровод 704-1-15983 То же 5 То же 704-1-160.83 » 10 » 704-1-161.83 » 25 » 704-1-162.83 » 50 » 704-1-163.83 » 75 » 704-1-164.83 » 100 » 704-1-49 Вертикальный цилиндрический резервуар для нефти и нефтепродуктов собираемый методом рулонирования с щитовой кровлей 100 ЦНИИ-Проектсталькон-струкция 704-1-50 То же 200 То же 704-1-51 » 300 » 704-1-52 » 400 » 704-1-53 » 700 » 704-1-66.84 » 1000 Южгипро· нефтепровод 704-1-167.84 » 2000 То же 704-1-168.84 » 3000 » 704-1-169.84 ·» 5000 » 704-1-170.84 » 10000 » 704-1-171.84 » 20000 » 704-1-172.84 » 30000 » 704-1-150С Резервуары для нефтепродуктов предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур 100 Южгипро· нефтепровод 704-1-151С То же 200 То же 704-1-152С » 300 » 704-1-153С » 400 » 704-1-154С » 700 » 704-1-155С s 1000 » 704-1-25 Резервуары для хранения светлых и темных нефтепродуктов с объемной массой не более 1 кг/см3 предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур 2000 Ленинградское отделение ЦНИИПСК 704-1-26 То же 3000 То же 704-1-27 » 5000 » 704-1-28 Резервуары для хранения светлых нефтепродуктов с объемной массой не более 0 9 кг/см3 предназначенные для эксплуатации в условиях низких температур 10000 » 704-1-29 То же 20000 » 704-1-179.85 Резервуары стальные для нефти и нефтепродуктов со стационарной крышей и понтоном вариант с применением крупногабаритных листов проката 10000 Южгипро-нефтепровод 704-1-180.85 То же 20000 То же 704-1-181.85 » 30000 » 704-1-85 Наземный вертикальный резервуар с гладким с внутренней стороны покрытием 400 Аэропроект 704-1-86 То же 700 » 704-1-87 » 1 000 » 704-1-88 » 2000 » 704-1-89 » 3000 » 704-1-90 » 5000 » Специальные проекты 80729 Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей собираемые методами полистовой сборки стенки или рулонирования 50000 ЦНИИПСК 83050 Вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов с плавающей крышей. Резервуары можно собирать со стенкой комбинированной сборки; с двухслойной стенкой; со стенкой усиленной бандажами 100 000 ЦНИИПСК Приложение 2 к п. 1.1.9 ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Таблица 1 Оптимальные параметры вертикальных резервуаров с плавающей крышей Номинальный объем м3 Диаметр м Высота стенки м Хранимая жидкость 1000 12 3 9 Нефтепродукты 2000 15 3 12 » 3000 19 12 » 5000 22 8 12 » 10000 28 5 18 » 20000 40 18 Нефть или нефтепродукт 40000 56 9 18 Нефть 50000 60 7 18 » 100 000 85 3 18 » 150 000 102 6 18 » Таблица 2 Оптимальные параметры вертикальных резервуаров со стационарными покрытиями и резервуаров с металлическими понтонами Номинальный объем м3 Диаметр м Высота стенки м Хранимая жидкость 100 4 7 6 Нефтепродукты 200 6 6 6 » 300 7 6 7 5 а 400 8 5 7 5 » 700 10 4 9 » 1000 10 4 12 » 2000 15 2 12 » 3000 19 12 » 5000 2! 15 » 10000 28 5 18 Нефть и нефтепродукты 20000 40 18 Нефть 30000 45 6 18 » 50000 60 7 18 » Таблица 3 Оптимальные параметры и конструктивные решения горизонтальных резервуаров наземное расположение Номинальный объем м3 Диаметр м Длина м Конструктивное решение Хранимая жидкость Конструкция торцовых стенок Внутренние давление МПа 3 1 4 2 Плоские 0 04 Нефте- продукты 5 1 9 2 » 0 04 То же 10 2 2 3 3 Конические 0 07 » 10 2 2 2 8 Плоские 0 04 » 25 2 8 4 8 Конические 0 07 » 25 2 8 4 3 Плоские 0 04 » 50 2 8 9 6 Конические 0 07 » 50 2 8 9 Плоские 0 04 » 75 3 2 9 7 Конические 0.07 » 75 3 2 9 Плоские 0 04 » 100 3 2 12 7 Конические 0 07 » 100 3 2 12 Плоские 0 04 » 500 6 18 » 0 02 » 1000 6 35 8 0 02 » Таблица 4 Оптимальные параметры вертикальных резервуаров Номинальный объем м3 Диаметр м Высота м Внутреннее давление кПа Хранимая жидкость 200 10 4 3 2 Нефтепродукты 400 10 4 4 5 2 » 700 14 6 4 5 2 » 1000 14 6 6 2 » 2000 26 5 4 5 2 » 3000 26 5 6 2 » 5000 34 2 6 2 » Приложение 3   к п. 1.3.4 УКАЗАНИЯ ПО ЗАЩИТЕ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ   1. При выполнении работ по защите стальных резервуаров от корро- зии следует руководствоваться СНиП 2.03.11-85 СНиП 3.05.05-85 и ГОСТ 1510-84 часть II прил. 1 пп. 31 36 3 . 2. Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения по- лимерных покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0 3 % для противокор- розионной защиты днища рекомендуется применять катодную или протек- торную защиту. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и корро- зии блуждающими токами следует осуществлять с помощью катодных стан- ций или групповых протекторов. 3. Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям и градуировать. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобож- ден от нефтепродукта и зачищен согласно разделу 2.3 настоящих щих Правил. 4. При разработке технологии нанесения противокоррозионных за- щитных покрытий в зависимости от условий эксплуатации резервуара необходимо руководствоваться: Рекомендациями по выбору и нанесению лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций эксплуатирующихся в сточных водах часть II прил. 1 п. 43 ; Временной инструкцией по окраске резервуаров антикоррозионной эмалью ХС-717 часть II прил. 1 п. 44 ; Инструкцией по окраске наружной поверхности резервуаров со свет- лыми нефтепродуктами теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144 часть II прил. 1 п. 45 . 5. Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии обезжи- ривание дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла. Работы по подготовке поверхностей необходимо выполнять в соответ- ствии с ГОСТ 9.402-80 часть II прил. 1 п. 29 . Состояние повер- хности должно быть проверено комиссией и оформлено актом скрытых ра- бот прил. 3.1 . На подготовленную поверхность наносят покрытие причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после техноло- гической выдержки предыдущего слоя. 6. Работы по защите резервуаров от коррозии должны выполняться бригадами укомплектованными специалистами которые имеют соответ- ствующую квалификацию. При этом работы должны проводиться с соблюде- нием требований техники безопасности и пожарной безопасности. Брига- ды должны быть оснащены соответствующим оборудованием и механизмами. 7. Ответственность за организацию и проведение окрасочных работ возлагается на главного инженера предприятия нефтебазы . 8. Перед началом работ необходимо: подготовить и проверить все оборудование для очистки поверхности и нанесения модификаторов ржавчины и эмали; установить леса на определенную высоту; при защите внутренней поверхности резервуара смонтировать венти- ляцию и при необходимости вырезать монтажное окно в нижнем поясе для внесения в резервуар оборудования и лесов; при проведении работ в ночное время следует использовать освеще- ние во взрывозащищенном исполнении; для проведения подготовительной работы и приготовления лакокра- сочных составов вблизи окрашиваемого резервуара нужно оборудовать от- крытую площадку с навесом; при наличии понтона следует установить под ним стойки или другие приспособления для уменьшения его провисания. 9. При проведении работ по антикоррозионной защите оформляется журнал прил. 3.2 . 10. На каждый окрашенный резервуар заполняется паспорт на покры- тие прил. 3.3 . 11. Качество нанесенного покрытия необходимо контролировать по истечении полного времени формирования покрытия сушки согласно ТУ или проекту организации работ по следующим параметрам: толщине покры- тия сплошности адгезии а также визуальному осмотру. 12. По окончании работы по нанесению покрытия составляют акт приемки резервуара в эксплуатацию прил. 3.4 . К акту приемки должны быть приложены: паспорт на применяемые материалы акт на скрытые ра- боты прил. 3.1 журнал производства работ по антикоррозионной защи- те прил. 3.2 . Состояние покрытия проверяют при проведении эксплуатационных ос- мотров ремонтных и очистных работ но не реже одного раза в год. Ре- зультаты осмотра записывают в акте проверки прил. 3.5 . Состояние покрытия контролируют визуально после очистки резервуара от грязевых отложений. Зачистные работы необходимо выполнять не нарушая покрытия. Покрытие имеющее вздутие растрескивание отслоение или другие явные дефекты считается поврежденным. В сомнительных случаях целос- тность покрытия определяют проверкой адгезии по ГОСТ 15140-78 метод решетчатых надрезов . Поврежденные участки покрытия должны быть вос- становлены. Разрушенное покрытие удаляют механическим способом поверхность зачищают и окрашивают по первоначальной схеме. В табл. 1 приведены системы бензостойких покрытий удовлетворяю- щих требованиям ГОСТ 1510-84. Таблица 1 Системы бензостойких покрытий -------------------T---------------T-----------T--------T------------ ¦ ¦ ¦ ¦ Срок ¦ ¦ ¦ ¦ службы ¦ Марка ¦ Марка ¦ Число ¦ покры- Поверхность ¦ модификатора ¦ эмали ¦ слоев ¦ тия ¦ ржавчины ¦ ¦ ¦ годы ¦ ¦ ¦ ¦ не менее -------------------+---------------+-----------+--------+------------ Опескоструенная ¦ - ¦ ХС-717 ¦ 4 ¦ 12 Ржавая ¦ П-1Т-Ц или ¦ ХС-717 ¦ 4 ¦ 5 ¦ ПРЛ-2 или ¦ ¦ ¦ ¦ Э-ВА-01 ГИСИ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Опескоструенная ¦ - ¦ ХС-5132 ¦ 4 ¦ 5 Ржавая ¦ П-1Т-Ц ¦ ХС-5132 ¦ 4 ¦ 5 Ржавая ¦ П-1Т-Ф или ¦ ХС-973 ¦ 3 ¦ 5 ¦ П-1Т-Ц ¦ ¦ ¦ Ржавая ¦ П-1Т-Ц ¦ ХС-775 ¦ 3 ¦ 5 Ржавая ¦ - ¦ ХС-928 ¦ 3 ¦ 5 -------------------+---------------+-----------+--------+------------   Приложение 3.1 к п. 5   Утверждаю   -------------------------- руководитель предприятия ------------------------------ подпись расшифровка подписи   Дата утверждения   АКТ   от "-----" ------------ 198 ---- г.   Город   Скрытых работ по подготовке поверхности металла под лако- красочное покрытие   Составлен комиссией в составе: председатель - главный инженер нефтебазы ----------------------- ------------------------------------------------------------------ наименование номер нефтебазы фамилия имя отчество члены комиссии: мастер ------------------------------------------- фамилия имя отчество исполнитель ------------------------------------- должность фамилия имя отчество   на проведенный осмотр и проверку качества подготовки поверхности металла резервуара РВС N ----- для нанесения лакокрасочного покрытия. Состояние внутренней поверхности резервуара РВС: ------------------- --------------------------------------------------------------------- указать степень подготовки поверхности и заключение о возможности --------------------------------------------------------------------- проведения окрасочных работ   Составлен в -------- экземплярах: 1-й экземпляр направлен ---------------- 2-й экземпляр - в дело   Председатель комиссии: ------------- подпись   Члены комиссии: --------------------- подпись     Приложение 3.2 к п. 9 ЖУРНАЛ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО НАНЕСЕНИЮ ПОКРЫТИЙ НА РЕЗЕРВУАР   Наименование объекта -------------------------------------------- Адрес объекта -------------------------------------------------- Основание для производства -------------------------------------- Производство работ ---------------------------------------------   Начато -------------- Окончено ------------   Подпись ответственного лица организации выдавшей журнал ---------------------------- Форма 1   1. Наименование защищаемого резервуара -------------------------- --------------------------------------------------------------------- 2. Место установки резервуара ---------------------------------- помещение вне здания и др. 3. Наименование организации разработавшей проект антикоррозион- ной защиты ---------------------------------------------------------   4. Краткая характеристика резервуара --------------------------- --------------------------------------------------------------------- материал наличие нагрева механических воздействий и т.д. 5. Характеристика агрессивной среды в резервуаре --------------- --------------------------------------------------------------------- концентрация температура 6. Дата и номер документа о сдаче резервуара под покрытие и испы- тании на герметичность --------------------------------------------------------------------- 7. Защищаемая площадь резервуара в кв. метрах ----------------- 8. Дата и номер акта о сдаче покрытой поверхности резервуара --------------------------------------------------------------------- 9. Дата пуска в эксплуатацию ----------------------------------- 10. Замеченные изменения за время эксплуатации в течение гарантий- ного срока ---------------------------------------------------------   Примечания: 1. Пункты 6 и 9 заполняются заказчиком. 2. Пункт 10 заполняется совместно заказчиком и исполнителями работ.     Форма 2 ------T------------------T------T----------------T---------------T-------T------------T--------T--------T---- ¦ ¦ ¦ Температура во ¦ Материал ¦ ¦ Продолжи- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ время производ-¦ для покрытия ¦Число ¦ тельность ¦Ф. И. О.¦ Дата ¦ ¦ ¦ ¦ ства работ ¦ ¦нане- ¦ сушки ¦ масте- ¦и номер ¦При- Дата ¦ Наименование ¦Объем +--------T-------+----T-----T----+сенных ¦ отдельных ¦ра-про- ¦ акта ¦ме- год ¦ работ ¦работ ¦в резер-¦окружа-¦ГОСТ¦ N ¦ N ¦слоев и¦слоев сут ¦ изво- ¦приемоч-¦ча- месяц ¦ ¦м? ¦ вуаре ¦ ющего ¦и ТУ¦ пас-¦ана-¦их тол-¦и температу-¦дителя ¦ ных ¦ние число ¦ ¦ ¦ ¦воздуха¦ ¦порта¦лиза¦щина мм¦ ра сушки ¦ работ ¦ работ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ° С ¦ ¦ ¦ ------+------------------+------+--------+-------+----+-----+----+-------+------------+--------+--------+---- ¦Очистка поверх- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Грунтовка поверх- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ности наименова- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ние грунтовки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Шпатлевка наиме- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нование шпатлевки ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Нанесение эмали ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦наименование эмали¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ ЖУРНАЛА   1. Ведение журнала обязательно при выполнении работ по нанесению покрытий. На каждый резервуар заполняются отдельные формы N1 и N2. 2. Запись в журнале производится ежедневно за каждую рабочую смену за каждый вид работы записи закрепляются подписью мастера. 3. Производитель работ ежедневно проверяет правильность заполне- ния журнала. 4. Запись в журнале производится чернилами четко и аккуратно. 5. В графе 5 указывается температура воздуха окружающего резер- вуар на расстоянии не более 1 м от него. 6. В графах 7 и 8 указываются номера паспорта или анализа от каж- дой партии материала применяемого при выполнении работ. 7. Ответственность за ведение журнала несет производитель работ. 8. Помарки и исправления в журнале не допускаются при их нали- чии они должны быть оговорены ответственными представителями прини- мающей организации и производителем работ. 9. В журнале должны быть отражены все работы выполненные по на- несению покрытий на поверхность резервуара.   Приложение 3.3 к п. 10   ПАСПОРТ НА ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРОВ СО СВЕТЛЫМИ НЕФТЕПРОДУКТАМИ   Номер и тип резервуара ----------------------------------------- Под какой продукт предназначен резервуар ------------------------ Какие имелись дефекты: отпотины --------------------------------- выпуклости ------------------------------- неровности ------------------------------- перекосы и др. --------------------------- Какого состава и по какой схеме было нанесено покрытие ---------- --------------------------------------------------------------------- Каким способом производилось нанесение покрытия ----------------- Количество израсходованных материалов -------------------------- Вид и цвет покрытия по визуальному наблюдению ------------------ --------------------------------------------------------------------- гладкая шероховатая матовая глянцевая и т. п.   Толщина покрытия на швах стенках крыше резервуара по показа- ниям толщиномера МТ-30Н и др. --------------------------------------------------------------------- Начало и конец работы ------------------------------------------- число месяц год Состав бригады выполняющей работы ------------------------------ Температура и влажность воздуха во время выполнения окрасочных работ ---------------------------------------------------------------   Главный инженер Зав. лабораторией Мастер   Приложение 3.4 к п. 12   Утверждаю --------------------------- руководитель предприятия ------------------------------ подпись расшифровка подписи   Дата утверждения   АКТ   "---- " ---------- 198 ---- г.   ---------------------- город   приемки окрашенного резервуара Составлен комиссией в составе -----------------------------------   председатель: --------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество члены комиссии -------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество В резервуаре ---------------------------------------------------- характеристика резервуара нанесено противокоррозионное покрытие --------------------------- характеристика покрытия --------------------------------------------------------------------- по элементам конструкции резервуара: число слоев вид --------------------------------------------------------------------- лакокрасочного материала Поверхность была подготовлена ----------------------------------- способ подготовки поверхности Осмотр внутренней поверхности резервуара показал что ----------- --------------------------------------------------------------------- указать качество покрытия: цвет адгезия подтеки сплошность имелись следующие дефекты --------------------------------------- перечислить дефекты покрытия Дефекты исправлены ---------------------------------------------- указать как они исправлены   Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию.   Составлен в ----------------- экземплярах: 1-й экземпляр направлен ----------------------------------------- наименование вышестоящей организации 2-й экземпляр направлен ---------------------------------------- 3-й экземпляр - в дело   Председатель комиссии ----------------------- подпись Члены комиссии ----------------------------- подписи   Приложение 3.5 к п. 12   Утверждаю -------------------------- руководитель предприятия ------------------------------ подпись расшифровка подписи   Дата утверждения АКТ   "---- " ---------- 198 ---- г.   ---------------------- город проверки состояния покрытия в процессе эксплуатации   Составлен комиссией в составе: председатель - главный инженер нефтебазы ------------------------ наименование --------------------------------------------------------------------- номер нефтебазы фамилия имя отчество Члены комиссии: мастер ------------------------------------------ фамилия имя отчество исполнитель ------------------------------------- должность фамилия имя отчество   на проведенный осмотр покрытия после эксплуатации --------------- --------------------------------------------------------------------- наименование объекта --------------------------------------------------------------------- указать способ очистки поверхности покрытия вид контроля и выводы --------------------------------------------------------------------- о состоянии покрытия описать проведенные ремонтные работы   Составлен в ----------------- экземплярах: 1-й экземпляр направлен ----------------------------------------- наименование вышестоящей организации 2-й экземпляр направлен ---------------------------------------- 3-й экземпляр - в дело   Председатель комиссии ----------------------- подпись Члены комиссии ----------------------------- подписи   Приложение 4   к п. 2.1.3 УКАЗАНИЯ ПО ТЕКУЩЕМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ РЕЗЕРВУАРОВ   1. В процессе текущего обслуживания резервуара и его оборудова- ния необходимо проверять герметичность разъемных соединений фланце- вых резьбовых сальниковых а также мест примыкания арматуры к кор- пусу резервуара. При обнаружении течи следует подтянуть болтовые сое- динения исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки. 2. При осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо: а следить за исправным состоянием замерного люка его шарнира и прокладочных колец исправностью резьбы барашка направляющей планки плотностью прилегания крыши; б обеспечить в дыхательном механическом клапане рассчитанном на давление до 2 кПа плавное движение тарелок клапанов и плотную по- садку их в гнезда; не допускать примерзания тарелок клапанов к гнез- дам; в зимнее время поддерживать в чистоте сетки клапанов и освобож- дать их от инея и льда; в клапане НДКМ не допускать разрыва фтороп- ластового покрытия значительного обледенения внутренней поверхности негерметичности фланцев смотрового люка клапанов обрыва цепочки зарастания импульсной трубки инеем льдом засорение пылью разрыва мембраны неисправности пружины амортизатора; в следить за исправностью дыхательного клапана рассчитанного на давление 0 07 МПа в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. В процессе эксплуатации дыхательные клапаны должны периодически осматриваться и регулироваться в соответствии с инструкцией заво- да-изготовителя при этом следует проверять целостность фторопласто- вого покрытия мембран тарелок а в зимнее время очищать внутренние поверхности от льда и инея; г в предохранительном гидравлическом клапане проверять качес- тво и проектный уровень масла поддерживать горизонтальность колпака содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промыв- кой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мем- браны чистотой соединений каналов уровней рабочей жидкости в блок-манометре; д следить за горизонтальностью положения диска-отражателя проч- ностью его подвески; е в огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в корпусе чистоту пакетов с гофрированными плас- тинами засорение их пылью инеем; следить за плотностью и непрони- цаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; об- наруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедлен- но заменить новыми; ж в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафраг- мы и гаек с прокладками на концах пенопроводов. Следить за плотнос- тью соединения пенокамеры с резервуаром за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара в пеногенераторах ГПС-2000 ГПС-600 ГПС-200 необходимо следить за правильностью положения герме- тизирующей крышки прижатие должно быть равномерным и плотным дета- лей за целостностью сетки кассет следить нет ли внешних поврежде- ний коррозии на проволоке сетки в случае обнаружения признаков кор- розии кассета подлежит замене ; з проводить контрольную проверку правильности показаний прибо- ров измерения уровня и других средств измерения в соответствии с ин- струкцией завода-изготовителя; и в пробоотборнике стационарного типа проверять исправность руч- ного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем следить нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии грязи и т. п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника; к в приемо-раздаточных патрубках проверять правильность дей- ствия хлопушки или подъемной шарнирной трубы подъем должен быть легким и плавным ; следить за исправным состоянием троса и крепле- нием его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца патрубков а также плотностью фланце- вых соединений; л проверять исправность работы хлопушки с управлением в прие- мо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия; управление хло- пушкой должно осуществляться легко без заеданий; м на резервуарных задвижках в зимнее время проверять состояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежание их замороже- ния спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек течей через фланцевые соедине- ния; обеспечивать плотное закрытие плашек клинкета свободное дви- жение маховика по шпинделю своевременную набивку сальников; н в сифонном кране проверять нет ли течи в сальниках крана по- ворот крана должен быть плавным без заеданий ; следить чтобы в не- рабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положе- нии а спускной кран был закрыт кожухом на запоре; о следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва нет ли трещин свищей прокорродированных участков ; отклонения на- ружного контура окраек по высоте не должны превышать величин указан- ных в части II настоящих Правил; п следить за состоянием сварных швов заклепочных соединений ре- зервуара нет ли отпотеваний течи трещин в швах в основном метал- ле вблизи заклепок и сварных швов ; р следить за состоянием люка-лаза фланцевого соединения; прок- ладки сварных соединений ; с по устройствам "Радиус" "Квант" "Уровень" "Утро-3" СУУЗ и другим следить за исправностью н соответствии с инструкцией заво- да-изготовителя; т следить за состоянием отмостки нет ли просадки растительно- го покрова глубоких трещин ; должен быть отвод ливневых вод по лотку; у по канализационной сети резервуарного парка следить за наруж- ным и внутренним состоянием трассы дождеприемных и специальных ко- лодцев нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб хлопушки в тросе хлопушки не переполнены ли трубы не завалены ли грунтом иди снегом ; следить за состоянием крышек колодцев. При обслуживании понтона нужно проверять: а горизонтальность поверхности понтона; герметичность коробов наличие в них продукта; б нет ли отпотевания или нефтепродукта на центральной части пон- тона; в плотность прилегания затвора к стенке резервуара трубам УДУ и ПСР или центральной стойке; г надежность крепления и нет ли повреждений проводов для отвода статического электричества. При обнаружении на понтоне нефтепродукта последний удаляют и выясняют причину неисправности. Если это нарушение вызвано заплески- ванием нефтепродукта то необходимо исключить возможность попадания воздушных пробок в подводящий к резервуару трубопровод. При нарушении герметичности центральной части понтона или коро- бов резервуар необходимо освободить от нефтепродукта и отремонтиро- вать. При обслуживании вертикальных резервуаров повышенного давления должна быть обеспечена горизонтальность опорных столиков под анкер- ный болт. Анкерные болты не должны иметь искривлений трещин корро- зионных каверн. Над гайкой должны быть свободные нитки резьбы. При обслуживании оборудования резервуаров должны быть обеспечены: а свободный подъем опускание и плотное прилегание клапана-вен- тиля; б плотное прилегание всасывающего клапана; в чистота поверхности полное сечение отверстий и целостность сетки фильтра; г плотность прилегания и целостность прокладки горловины резер- вуара. При обслуживании подогревателей в резервуарах с подогревом неф- тепродукта необходимо проверять: а исправность и герметичность змеевиковых пароподогревателей обнаруженные при осмотре повреждения конструкции подогревателей не- медленно устранить ; б следить за исправностью средств электроподогрева в соответ- ствии с инструкцией завода-изготовителя.     Приложение 5   к п. 2.1.10   ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПРОВЕРОК ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОНТОНА И УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ   1. При визуальном осмотре понтона через световой люк не реже од- ного раза в месяц необходимо проверить нет ли нефтепродукта на по- верхности ковра или затвора разрывов ковра зазора между затвором и стенкой резервуара. При осмотре понтона внутри резервуара необходимо проверить: герметичность швов ковра и нет ли разрывов в нем; нет ли зазора между затвором и стенкой резервуара при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине ; степень изношенности затвора затвор считается изношенным если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до ткане- вого материала ; герметичность коробов согласно прил. 7 настоящих Правил; не засорился ли перфорированный кожух предназначенный для ручно- го отбора проб и измерений уровня; нет ли обрыва и коррозии токоотвода заземления измеряют сопро- тивление растеканию тока токоотводов . 2. При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар после чего резер- вуар необходимо опорожнить пропарить и очистить для выполнения ра- бот внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтеп- родукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из от- секов или центральной части понтона может проводиться сифонами шлан- гами передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекто- ров типа ЭВ-200 и Г-600. Используемые передвижные насосные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное испол- нение. Работы связанные с установкой и обслуживанием сифонов шлан- гов эжекторов и насосных агрегатов необходимо выполнять в соответ- ствии с требованиями техники безопасности и настоящих Правил. 3. Сварные соединения освобожденных из-под нефти или нефтепродук- та участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответ- ствии с Инструкцией по определению герметичности сварных соединений понтона прил. 7 . В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов. 4. Дефекты сварных швов трещины непровары свищи являющиеся причиной попадания нефти или нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины отверстия в сварных швах и основном метал- ле допускается ликвидировать применением эпоксидных составов. 5. Неисправные элементы затворов и системы заземления должны быть заменены.   Особенности обслуживания и ремонта синтетических понтонов   6. В настоящее время применяются при строительстве новых и доос- нащении действующих резервуаров синтетические понтоны следующих моди- фикаций: пенополиуретановые конструкции СКБ "Транснефтеавтоматика" полиэтиленовые из полиэтилена высокой плотности конструкции ЦНИЛ Гос- комнефтепродукта РСФСР пленочные из полиамидной пленки ПК-4 кон- струкции ВНИИСПТнефть резинотканевые и др. 7. Монтаж синтетических понтонов начинается с подготовки резер- вуара врезки люков-лазов сооружения и соединения конструктивных элементов обеспечивающих жесткость и плавучесть защитного покрытия поплавков коробов жесткости настила и др. соединения элементов обеспечивающих электростатическую защиту понтона. После чего ведутся монтажные операции по перекрытию кольцевого пространства резервуара разворачивание и подсоединение к коробам жесткости рулона полиэтиле- на ковра из пленки ПК-4 технологические операции по напылению на арматуру жесткости компонентов пенополиуретана. Монтаж ведется сог- ласно технической документации проекту производства работ разрабо- танному проектными организациями. При дооснащении полиэтиленовыми или пленочными понтонами резер- вуаров с центральной стойкой на ковре предусматривается монтажный шов который должен быть сварен или склеен после монтажа по техноло- гии организации-разработчика. После полной сборки понтона из пенопо- лиуретана ППУ вся его поверхность с целью электростатической защи- ты покрывается латексом согласно технологической инструкции. После нанесения латекса ходить по понтону не разрешается. 8. Огневые работы в резервуаре выше отметки опорного устройства понтона 1800 мм после монтажа неметаллического понтона должны вес- тись с принятием мер исключающих попадание искр раскаленного метал- ла на поверхность ковра. 9. После окончания монтажа представитель заказчика совместно с представителем монтажной организации должны проверить качество сбор- ки и монтажа понтона. Если при изготовлении и монтаже понтона были допущены отступления от проекта и рекомендаций организации-разработ- чика приемку следует проводить в присутствии представителя проек- тной организации. 10. Технологический режим скорость подъема понтона предельный уровень наполнения максимальная температура хранимого нефтепродукта и т. д. определяется соответствующими инструкциями организаций-раз- работчиков синтетических понтонов. 11. На резервуарах с синтетическими понтонами вблизи замерного люка и около уровнемера должна быть надпись "Залив выше... см воспре- щается". 12. При максимальном уровне наполнения должен быть обеспечен за- пас свободного пространства над понтоном 300 - 500 мм до выступающих частей кровли балок и т. д. При заполнении до верхнего предельного уровня скорость наполнения должна быть заблаговременно за 1 - 1 5 м снижена до 150 - 200 м?/ч. 13. В период эксплуатации резервуаров с синтетическими понтонами для сокращения потерь паров нефтепродукта нецелесообразно опускать уровень нефтепродукта ниже 1 8 м. 14. Осмотр понтона из пенополиуретана ППУ должен предусматри- ваться в графике эксплуатации не реже одного раза в шесть месяцев. 15. Зачистка и промывка резервуаров с понтоном из ППУ должна про- водиться с помощью моющего раствора типа МЛ-2. Применение острого па- ра запрещается. 16. При пропарке и промывке резервуаров с пленочными и полиэтиле- новыми понтонами температура под понтоном должна быть не более 60 °С а давление - не более 0 3 МПа. 17. Ремонт понтона из ППУ в случае необходимости осуществляется в резервуаре путем зачистки дефектных мест напыления или заливки ППУ и подклеивания эластичного затвора. Передвижение по понтону из ППУ во время ремонта и обслуживания его допускается только по трапам шири- ной 650 мм и длиной не менее 2 м. Передвижение по понтону из ППУ когда он находится в плавучем состоянии не допускается. 18. При текущем и среднем ремонте полиэтиленового понтона устра- няют локальные дефекты ковра негерметичность коробов соединяют от- вод статического электричества и заземляющего устройства в случае их обрыва или полностью заменяют токоотвод в случае коррозии. При капи- тальном ремонте понтона выполняются работы по частичной или полной замене ковра затвора сетки для защиты от статического электричества. 19. При текущем ремонте пленочного понтона проводится заклеива- ние обнаруженных разрывов ковра технология склейки разрывов ковра приведена ниже установка дополнительных промежуточных поплавков. При капитальном ремонте выполняются работы по частичной или полной замене ковра сетки затвора замене или установке дополнительных поплавков частичной или полной замене монтажной опоры. 20. При проведении капитального ремонта резервуара связанного с полной заменой кровли верхних поясов следует предусматривать меры предосторожности во избежание попадания искр брызг сварки на синте- тический материал понтона. При этом следует предусматривать либо вре- менный демонтаж и сворачивание в рулон ковра либо временное затопле- ние водой понтона при выполнении огневых работ наличии дренажных ус- тройств в коробах . 21. Срок службы синтетических понтонов должен быть не менее 10 лет.   Технология склейки разрывов пленочного ковра при его ремонте   Разрыв ковра ликвидируется наложением заплаты из материала ковра полиамидная пленка ПК-4 предварительно усаженного при температуре 60 °С по следующей технологии: а вырезать предварительно усаженную заплату размером больше раз- рыва на 40-50 мм на сторону; б зачистить места разрыва по размеру заплаты от пыли и грязи су- хим тампоном и протереть ацетоном; в наклеить заплату на поверхность ковра при температуре не ниже 15 °С. Для этого на заплату и на склеиваемую поверхность ковра нанести кистью тонкий слой клея ПК-5 по одному разу на каждую из ок- леиваемых поверхностей и выдержать обычно 1 - 2 мин до "отлипа" то есть пока нанесенный клей не начнет тянуться в виде отдельных нитей. Только после этого заплату наложить на ковер. При наложении заплаты на склеиваемую поверхность ковра натяжение и складки недопустимы; г после склеивания заплату прогладить роликом; д склеивание ковра при температуре ниже 15 °С и высокой влажности окружающего воздуха проводить на переносной грелке запол- ненной горячей водой температурой 50-60 °С; е при склеивании следует избегать попадания клея на несклеивае- мую поверхность пленки.   Приложение 6   к п. 2.1.11   УКАЗАНИЯ ПО ДЕГАЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРА С ПОНТОНОМ   1. Дегазация очистка резервуара осуществляется при положении понтона на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиля- цией. 2. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остат- ка нефтепродукта отсоединен от всех трубопроводов кроме зачистного а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком- -указателем. 3. Резервуар необходимо пропарить подавая пар одновременно под понтоном и над ним через люк-лаз и монтажный люк расположенные соот- ветственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выпол- няться при одном открытом световом люке. В процессе пропарки прос- транства над понтоном и под ним должны быть сообщены через отжатый участок затвора кольцевого зазора между стенками резервуара и понто- ном расположенного на противоположной стороне от люков через кото- рые подается пар. Длина отжатого участка затвора должна быть не ме- нее 10 м. Отжатие затвора от стенки резервуара мажет быть осуществле- но с помощью деревянных клиньев или других отжимных приспособлений. Во время пропарки внутри резервуара необходимо поддерживать темпера- туру в пределах 60 - 70 °С для синтетических - не более 60 °С. Пропарка должна проводиться до полного удаления паров нефти и нефтепродукта из резервуара. Если для подачи используются шланги то они должны быть оснащены наконечниками из цветного металла. Паропро- вод и наконечники шлангов должны быть заземлены.   Примечание. Не допускается попадание струи пара на ковер и поплавки из синтетических материалов.   4. После окончания пропарки резервуар должен быть остужен до тем- пературы не выше 30 °С с проветриванием при открытии всех люков. Далее резервуар должен быть промыт водой путем дополнения его до мак- симально допустимого уровня с последующим опорожнением или промыт во- дяной струей при этом не допускается попадание воды на поверхность понтона . 5. При выполнении работ по пропарке и вентилированию резервуара с понтоном крышки открытых люков и патрубков должны быть прикреплены к своим фланцам одним или двумя болтами затянутыми гайками. 6. Резервуар с понтоном в котором имеются пирофорные отложения необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках. Пар следует подавать одновременно под понтоном и над ним. При этом газовые пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены между собой как указано в п. 3 настоящих Указаний. По окон- чании пропарки резервуар должен быть заполнен водой до верхнего уров- ня после чего для обеспечения медленного окисления пирофорных отло- жений уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0 5 - 1 м/ч. Удаление пирофорных отложений из резервуара должно проводиться в специально отведенное место. Пирофорные отложения до удаления из ре- зервуара должны сохраняться во влажном состоянии. Пробы пирофорных отложений из резервуара должны отбираться по разрешению главного ин- женера или руководителя предприятия специально подготовленными людьми при обязательном присутствии представителя пожарной охраны предприя- тия и с соблюдением мер безопасности изложенных в настоящих Правилах.   Приложение 7   к п. 2.1.16 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ   Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним ос- мотром смачиванием керосином или вакуум-методом. При проверке герметичности стыкового сварного соединения или нах- лесточного соединения выполненного с одной стороны сплошным швом а с другой - прерывистым контролируемая сторона соединения должна быть тщательно очищена от грязи окалины и окрашена водной суспензией ме- ла или каолина. После высыхания водной суспензии обратная сторона соединения сварного шва обильно смачивается керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин. На окрашенной водной суспензией мела или као- лина поверхности сварного шва не должно появляться пятен в течение 12 ч а при температуре ниже 0 °С - в течение 24 ч. Для проверки герметичности двусторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится подавлением 0 098 - 0 0196 МПа в зазор между листа- ми через специально просверленное отверстие; после проведения испыта- ния пространство между листами должно быть продуто сжатым воздухом а отверстие заварено. При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака масла и пыли смачивается индикаторным мыльным раствором а при отрицательной температуре - раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуумкамера которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разрежение в вакуум-камере должно состав- лять не менее 0 665 МПа для сварных соединений стальных листов толщи- ной 4 мм и не менее 0 079 МПа для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.   Приложение 8   к п. 2.1.17   УКАЗАНИЯ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПЛАВУЧЕСТИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЗАТОНУВШЕГО ПОНТОНА   Восстановление плавучести работоспособности затонувшего понто- на должно осуществляться в следующей последовательности: измерить расстояние до поверхности затонувшего понтона через све- товые люки при этом необходимо убедиться что понтон находится на опорных стойках; понизить уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре до верхней кромки борта понтона путем ее откачки через раздаточный патрубок тех- нологическими насосами при этом нефть или нефтепродукт из надпонтон- ного пространства будет поступать в раздаточный патрубок через затво- ры направляющих стенок и кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном а также через направляющие стойки. При откачке следует: ограничить по возможности расход нефти или нефтепродукта; установить запасную крышку люка-лаза в третьем поясе с приварен- ным к ней сливным патрубком диаметром 80 - 100 мм; заполнить резервуар водой до уровня не ниже нижней образующей сливного патрубка запасной крышки люка в третьем поясе подавая воду в подпонтонное пространство. Во избежание образования статического электричества следует закачивать воду со скоростью 1 м/с. Если при закачке воды понтон всплывает в плоскости раздела вода - нефть то воду необходимо подавать с помощью шланга также сверху через люк-лаз на центральную часть понтона; откачать нефть с поверхности воды через сливной патрубок запас- ной крышки люка-лаза в третьем поясе; дегазировать резервуар путем полного заполнения его водой и пос- ледующего опорожнения или путем вентилирования через все открытые лю- ки; снизить уровень воды до верхней кромки борта понтона путем слива ее через сифонный кран; установить сифонные линии шланги для слива воды из отсеков и центральной части понтона в резервуар рабочий устанавливает сифон- ные линии изнутри резервуара через люк-лаз после чего через сифон- ный кран полностью удалить воду из резервуара. Для ускорения удале- ния воды могут быть использованы также передвижные насосы и установ- лены дополнительные сифоны шланги через люки в первом и третьем поясах стенки. При установлении сифонных линий должны быть соблюдены требования безопасности изложенные в настоящих Правилах; проверить исправность всех элементов понтона и герметичность швов сварных соединений в соответствии с прил. 10 настоящих Правил. При отсутствии поврежденных элементов понтона резервуар можно эк- сплуатировать. При обнаружении повреждений элементов понтона и его негерметичности резервуар выводят из эксплуатации и ремонтируют.   Приложение 9   ЗАЧИСТКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ МЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ МОЕЧНОЙ УСТАНОВКОЙ УМ-1   1. Устройство и принцип действия   Для механизированной зачистки выкачки остатков нефтепродукта мойки дегазации обезвреживания от тетраэтилсвинца горизонтальных резервуаров вместимостью до 50 м? из-под бензинов дизельных топ- лив масел на нефтебазах АЗС и других объектах может быть применена установка моечная УМ-1. Установка УМ-1 смонтирована на базе автомобиля-заправщика типа 746 или ПАЗС-3152. На шасси УМ-1 укреплены ящики в которые укладывается при тран- спортировании съемное оборудование гидромонитор эжектор распыли- тель резиновые рукава . На площадке между кабиной автомобиля и цистерной установлены на- сос К-45/55 вентилятор и соединительная коробка. В выгородке сзади цистерны расположены поворотные патрубки воздуховода термометр ука- затель уровня жидкости и запорная арматура водяного и растворного ба- ков. На цистерне размещены два фильтра воздухозаборная труба вентиля- тора которая во время дегазации устанавливается вертикально; рассеи- вающая труба при работе устанавливается на люк резервуара . С правой стороны шасси на кронштейне установлен ящик с двумя пластинчатыми насосами и одним двигателем. В задний торец цистерны врезан электроподогреватель. Питание электродвигателей и электропо- догревателя осуществляется от щита АЗС или нефтебазы по кабелю. Пульт управления во время зачистных работ снимается с УМ-1 и выносится из зоны загазованной парами бензина. Установкой УМ-1 проводится сокращенная и полная зачистка резер- вуаров из-под бензинов дизельного топлива и масел. Сокращенная зачистка - это периодическая зачистка резервуаров согласно ГОСТ 1510-84 включающая следующие операции: 1 выкачку остатка нефтепродукта; 2 мойку гидромонитором струями воды под давлением: в холодное время года с температурой воздуха ниже +10 °С и для резервуаров из-под масел применяется горячая вода 40-50 °С летом приме- няется вода без подогрева; мойка проводится по замкнутому циклу т. е. с одновременной выкачкой промывочной воды и эмульсии эжектором; продолжительность мойки 1 - 2 ч давление промывочной воды не менее 0 5 МПа; 3 выборку осадка протирку "насухо" продолжительность 10 - 15 мин . Полная зачистка - это зачистка перед ремонтом. Включает следую- щие операции: 1 выкачку остатка нефтепродукта; 2 мойку гидромонитором по замкнутому циклу продолжительность мойки 1 - 2 ч ; 3 дегазацию принудительным вентилированием в течение 4 ч; 4 обезвреживание от ТЭС напылением раствора КMnO4; 5 мойку внутренней поверхности резервуара чистой водой с по- мощью распылителя. Продолжительность мойки 10-15 мин 200 л . Однов- ременно проводится выкачка этой воды эжектором; 6 отбор проб воздуха из резервуара 0 3 м от днища на содержа- ние в нем углеводородов и ТЭС продолжительность отбора проб 1 ч ; 7 выборку осадка вручную время выполнения операции 10-15 мин ; Перед ведением огневых работ проводятся повторный отбор и анализ проб воздуха из резервуара на содержание в нем углеводородов и ТЭС. В случае повышения их ПДК после выборки осадка осуществляется дополни- тельное вентилирование в течение 1-2 ч.   2. Техническое обслуживание установки моечной машины УМ-1   Эксплуатация автомобиля насосов двигателей вентилятора элек- троподогревателя гидромонитора и эжектора осуществляется в строгом соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и паспорта на изде- лие УМ-1 166-00-00-00 ПС. Периодически после мойки 3-4 резервуаров промывочная вода заме- няется. Цистерна фильтры насосы и трубопроводы промываются от ско- пившейся грязи. Загрязненная вода и осадок отводятся на очистные соо- ружения или накопительные емкости нефтебаз. В процессе промывки УМ-1 ставится над колодцем производственной канализации открывается ниж- ний сливной патрубок снимается крышка с люка цистерны. Цистерна про- мывается горячей водой из брандспойта фильтр - горячей водой а рас- творный бак насос и трубопроводы - чистой водой 200 л после каждо- го обезвреживания резервуара.   3. Транспортирование и правила хранения   УМ-1 может транспортироваться на железнодорожных платформах па- лубных судах и на автомашинах. Хранение установки допускается: летом - под навесом или на откры- той площадке; зимой - в закрытом отапливаемом помещении; в состоянии консервации - на открытой площадке. Перед движением автомобиля своим ходом все оборудование разме- щается по штатным местам и закрепляется. Во время движения автомобиля дверки шкафа и ящиков должны быть плотно и надежно закрыты. Крышка горловины цистерны должна обеспечи- вать надежную герметичность при этом должно быть исключено ее самоп- роизвольное открытие а заземляющая цепь должна касаться земли или дорожного покрытия. Скорость движения 50 км/ч.   Приложение 9 дополнение   Нефтебаза Утверждаю ------------------ ЛПДС ЛС Директор ------------------------- наименование управления Начальник ЛПДС ----------- подпись   АКТ N ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА N ----- К ЗАЧИСТНЫМ РАБОТАМ   "---- " -------- 19 ---- г. Нефтебаза пс -------------------- --------------------------------------------------------------------- наименование объекта   Комиссия в составе: главного инженера директора нефтебазы пс --------------------------------------------------------------------- фамилия имя отчество --------------------------------------------------------------------- инженера по технике безопасности инспектора охраны труда --------------------------------------------------------------------- фамилия имя отчество представителя товарного цеха нефтебазы пс --------------------- должность --------------------------------------------------------------------- фамилия имя отчество в присутствии ответственного лица по зачистке ------------------- --------------------------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество составили настоящий акт в следующем: -------------- нами проведен осмотр и проверена готовность резер- дата вуара к выполнению зачистных работ зачистной бригадой --------------- --------------------------------- из-под ---------------------------- наименование и номер резервуара какой хранится нефтепродукт для ----------------------------------------------------------------- указать назначение и требуемую степень зачистки   При осмотре и проверке установлено что при подготовке к работам по зачистке --------------------------------------------------------- наименование и номер резервуара в соответствии с Правилами по технике безопасности и промышленной са- нитарии при эксплуатации нефтебаз и АЗС и Правилами пожарной безопас- ности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР выполне- но следующее: ----------------------------------------------------------T---------- Мероприятие ¦Исполнение ----------------------------------------------------------+---------- Освобождение ---------------------------------------------- наименование резервуара   от нефтепродукта ------------------------------------------ указать способ освобождения ----------------------------------------------------------- и количество оставшегося нефтепродукта м? уровень см; ----------------------------------------------------------- характеристику остатка Отсоединение ---------------------------------------------- наименование резервуара от всех трубопроводов путем установки заглушек кроме за- чистного ------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------- Открытие у ----------------------------------------------- наименование резервуара всех люков и других отверстий после слива нефтепродукта и воды Пропарка -------------------------------------------------- наименование резервуара в течение ------------------ " ------------ мин ------- ----------------------------------------------------------- время и способ вентиляции Залив водой ----------------------------------------------- наименование резервуара для освобождения от нефтяных паров ------------------------ ----------------------------------------------------------- на какую высоту Мойка водой с препаратом ------------------------------ % Температура воды ---------- ° С давление --------- МПа Продолжительность мойки ---------------- ч ----------- мин   Результат анализа воздуха в ------------------------------- наименование ----------------------------------------------------------- резервуара на содержание: ------------------T---------------T----------------T----------------- ¦ Концентрация ¦ Дата и время ¦ Номер анализа Состав паров ¦ газов мг/л ¦ отбора пробы ¦ и дата выдачи ------------------+---------------+----------------+----------------- справок Углеводородов ¦ ¦ ¦ Сероводорода ¦ ¦ ¦ Тетраэтилсвинца ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Подготовлены следующие средства для зачистных работ: ------------ --------------------------------------------------------------------- указать какие насосы трубопроводы и другое оборудование ---------------------------------------------------------------------   Подписи комиссии Главный инженер директор нефтебазы пс -------------- Инженер по технике безопасности инспектор охраны труда -------------------------------------------------------- Представитель товарного цеха --------------------------- Представитель пожарной охраны -------------------------- Резервуар N ----------------------------------------------------- осмотрен и принят для производства зачистных работ   Замечания по подготовке резервуара ------------------------------ наименование резервуара коммуникаций и других средств --------------------------------------- если есть то указать какие Работы будут осуществляться ------------------------------------- указать какими средствами --------------------------------------------------------------------- механизации и защиты Ответственный по зачистке резервуара ------------------- подпись   Примечание. Работы по дегазации резервуаров методом принуди- тельной вентиляции согласно Временной инструкции по дегазации резер- вуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции мо- гут быть проведены в том случае когда предусмотренные ПТЭ нефтебаз заполнение водой и пароэжекция невозможны.   ------------------------------ ----------------------- наименование нефтебазы; ЛПДС наименование подрядной организации   НАРЯД-ДОПУСК   1. Цех объект отделение участок ------------------------------ --------------------------------------------------------------------- 2. Место проведения работ --------------------------------------- 3. Содержание выполняемых работ --------------------------------- --------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 4. Объект подготовлен к производству работ. Ответственный за подготовку резервуара и коммуникаций к ремонту --------------------------------------- ------------- ------ должность фамилия имя отчество подпись дата 5. Объект принят к производству работ. Непосредственный руководитель работ от подрядной организации --------------------------------------- ------------- ------ должность фамилия имя отчество подпись дата   6. Меры безопасности производства работ --------------------------------------------------------------------- Перечень мероприятий Должность и ф. и. о. Отметки N обеспечивающих лиц ответственных о выполнении п/п безопасность прове- за выполнение мероприятий дения работ мероприятий и подпись ---------------------------------------------------------------------   7. Инструктаж об основных опасных и вредных производственных фак- торах в цехе по инструкции N -------------------- с рабочими и ИТР подрядной организации провел ---------------------------------------- -------------------------------------- -------------- ------- должность ф. и. о. подпись дата   8. Инструктаж ремонтного персонала о мерах безопасности при вы- полнении работ провел ----------------------------------------------- должность фамилия непосредственного --------------------------------------------------------------------- руководителя работ подпись   9. Список лиц прошедших инструктаж о мерах безопасности и допу- щенных к выполнению работ: --------------------T-----------------------T------------------------ Профессия ¦ Ф. И. О. ¦ Подпись --------------------+-----------------------+------------------------ ¦ ¦   С объемом и условиями работ ознакомлен -------------------------- --------------------------------------------------------------------- должность фамилия непосредственного руководителя работ подпись Наряд-допуск выдал начальник цеха ---------------- ---------- подпись дата   10. Перечень специальных разрешений прилагаемых к наряду-допуску: а б в Ежедневный допуск к работе -----T-------------------T--------------------------T---------------- ¦ ¦ К работе допущены ¦ ¦ Результаты анали- +------T-------------------+ Работы ¦ за на содержание ¦ ¦ Подпись ¦ закончены ¦ вредных веществ ¦Время +---------T---------+------T--------- Дата¦ в воздухе рабочей ¦ ч ¦началь- ¦непосред-¦ ¦ Подпись ¦ зоны. Подпись ¦ мин ¦ ника ¦ ственно-¦ Время¦ началь- ¦ ответственного ¦ ¦ цеха ¦ го руко-¦ ч ¦ ника ¦ лица ¦ ¦ мастера ¦ водителя¦ мин ¦ цеха ¦ ¦ ¦ ¦ работ ¦ ¦ мастера -----+-------------------+------+---------+---------+------+--------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦     Работы по наряду закончены полностью персонал выведен материа- лы инструменты и приспособления убраны наряд закрыт.   --------- ч --------- мин число --------- 19 ---- г.   Начальник цеха мастер ---------------------- подпись Непосредственный руководитель работ ---------- подпись Энергетик ---------------- подпись   Приложение 10 к п. 2.3.9   Госкомнефтепродукт ----------- Форма N ------------- -НП ------------------- Управление Утверждена Госкомнефтепро- ------------------ нефтебаза дуктом СССР АЗС -------------------------- " ---- " -------- 19 -- г. N ------------   СПРАВКА N ------- АНАЛИЗА ВОЗДУХА В РЕЗЕРВУАРЕ   " ---- " -------- 19 -- г. в ----------- ч --------- м   На нефтебазе в резервуарах N ------------------------------------ из-под ---------------------- отобрана проба воздуха --------------- --------------------------------------------------------------------- метод отбора наименование и номер прибора анализ которого показал содержание паров углеводородов: по норме ------------ мг/л фактически ---------- мг/л; сероводорода: по норме ------------- мг/л фактически ---------- мг/л; тетраэтил- свинца; по норме ------------ мг/л фактически ------------ мг/л Справка выдана в --------- ч ------ мин " -- " ------- 19 --- г.   Начальник лаборатории ---------------------- подпись Лаборант -------------------- подпись   Приложение 11 к п.2.3.9   Госкомнефтепродукт ----------- Форма N ------------- -НП ------------------- Управление Утверждена Госкомнефтепро- ------------------ нефтебаза дуктом СССР ЛПДС " ---- " -------- 19 -- г. N ------------ ЖУРНАЛ УЧЕТА АНАЛИЗОВ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ И ДРУГИХ ГАЗОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЯХ   Начат ---------- 19 ----- г. Окончен -------- 19 ----- г. ------------T------T---------T---------T---------T------------------- Номер выдан-¦ Дата ¦Хранилище¦ Место ¦ Из-под ¦Результат анализа ной справки ¦и часы¦ здание ¦ отбора ¦ какого ¦ концентрация отобранной ¦отбора¦откуда ¦пробы из ¦ нефте- ¦ паров мг/л пробы и ана-¦пробы ¦отобрана ¦хранилища¦продукта +-------T-------T--- лиза ¦ ¦ проба ¦ ¦ ¦углево-¦серово-¦ТЭС ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дородов¦дорода ¦ ------------+------+---------+---------+---------+-------+-------+--- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   ------------T--------------T-------------T-------T-------T---------T---------T----- Номер выдан-¦Метод проведе-¦Фамилия лабо-¦Роспись¦ Дата ¦Должность¦ Роспись ¦ ной справки ¦ ния анализа ¦ ранта отби-¦ лабо- ¦ часы ¦и фамилия¦лица по-¦При- отобранной ¦наименование и¦равшего пробу¦ ранта ¦выдачи ¦ получив-¦лучившего¦меча- пробы и ана-¦номер прибора¦ и проводив- ¦ ¦справки¦ шего ¦ справку ¦ние лиза ¦ ¦ шего анализ ¦ ¦ ¦ справку ¦ ¦ ------------+--------------+-------------+-------+-------+---------+---------+----- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦     Приложение 12 к п. 2.3.10   Нефтебаза ------------------------- Утверждаю ЛПДС ЛС наименование управления Директор начальник ЛПДС ----------------- подпись " ---- " -------- 19 --- г.   АКТ N ------ на выполненную зачистку резервуара N -----   " ---- " -------- 19 --- г. Нефтебаза пс ------------------ --------------------------------------------------------------------- наименование объекта   Комиссия в составе представителя нефтебазы пс ----------------- --------------------------------------------------------------------- наименование номер нефтебазы пс должность фамилия имя отчество --------------------------------------------------------------------- ответственных лиц по зачистке --------------------------------------- должность фамилия имя отчество --------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- провели осмотр ----------------------------------------------------- наименование и номер резервуара после зачистки из-под ---------------------------------------------- наименование нефтепродукта для заполнения ----------------------------------------------------- наименование нефтепродукта   Качество выполненной зачистки ----------------------------------- оценка соответствует требованиям ГОСТ 1510-84 ------------------------------ --------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------   Резервуар сдал -------------------- подпись Резервуар принял ------------------ подпись   Приложение 13 к п. 2.3.10   Нефтебаза ------------------------- Утверждаю ЛПДС ЛС наименование управления Директор начальник ЛПДС ----------------- подпись " ---- " -------- 19 --- г.   АКТ   " ---- " -------- 19 --- г.   о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ Основание: ---------------------------------------------------------- приказ распоряжение и т. д. составлен комиссией: председатель: главный инженер нефтебазы ----------------------------- фамилия имя отчество члены комиссии: представитель товарно-транспортного цеха --------------------------- должность --------------------------------------------------------------------- фамилия имя отчество представитель пожарной охраны -------------------------------------- должность фамилия имя отчество представитель ремонтного цеха -------------------------------------- должность фамилия имя отчество   В период с --------------- по ------------ комиссия провела проверку готовности ---------------------------------------------------------- наименование резервуара к производству нижеследующего ремонта с ведением огневых работ: --------------------------------------------------------------------- перечислить работы которые будут произведены   В процессе подготовки ------------------------------------------ наименование номер резервуара к производству ремонта с ведением огневых работ выполнено.   1. Резервуар зачищен -------------------------------------------- указать качество зачистки; соответствие ее --------------------------------------------------------------------- ведению огневых работ   2. Соединены все трубопроводы с установкой диэлектрической прок- ладки; поставлены металлические заглушки и составлена схема их уста- новки которая приложена к разрешению. 3. Произведен анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ внутри резервуара ------------------------------------ наименование номер резервуара после отглушения всех трубопроводов см. справку лаборатории N ------ от ------------ дата 4. Все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводах водос- пускные краны колодцы канализация и узлы задвижек во избежание за- горания паров нефтепродуктов прикрыты войлоком в жаркое время вой- лок смачивается водой . 5. Подготовлены: пожарный инвентарь и средства пожаротушения пе- сок лопаты кошма огнетушители .   Председатель комиссии ----------------------- подпись Члены комиссии: Представитель пожарной охраны --------------- подпись Представитель пожарно-транспортного цеха --------- подпись Представитель ремонтного цеха -------------------- подпись   ЗАКЛЮЧЕНИЕ ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА ДИРЕКТОРА НЕФТЕБАЗЫ ЛПДС Разрешаю производство ремонта ----------------------------------- наименование и номер резервуара с ведением огневых работ при строгом выполнении Правил пожарной безо- пасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР и Пра- вил по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации нефте- баз. Ответственным за выполнение ремонта с ведением огневых работ назначаю ------------------------------------------------------------ должность фамилия имя отчество К производству ремонта с ведением огневых работ допускаются рабо- чие: ---------------------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество   Срок действия данного разрешения на огневые работы с " ---- " --- --------------- 19 --- г. по " ---- " ------------ 19 --- г.   Главный инженер директор нефтебазы --------------------------- подпись --------------------------------------------------------------------- наименование и номер нефтебазы   " ---- " -------- 19 --- г.   Разрешение на производство ремонта с ведением огневых работ полу- чили и с правилами пожарной безопасности и техники безопасности озна- комлены:   Ответственный исполнитель --------------------- подпись Рабочие ---------------------- подписи   " ---- " -------- 19 --- г.   Утверждаю   -------------------------- руководитель предприятия ----------------------- подпись расшифровка   Дата утверждения --------   АКТ   " ---- " -------- 19 --- г.   --------------------------------------------------------------------- город приемки резервуара в эксплуатацию после проведения ремонта Составлен комиссией --------------------------------------------- председатель ---------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество члены комиссии -------------------------------------------------- должность фамилия имя отчество В резервуаре --------------------------------------------------- характеристика резервуара: N вместимость и др. произведен капитальный ремонт в объеме ----------------------------- --------------------------------------------------------------------- перечень устраненных дефектов: замена согласно дефектной ведомости -------------------------------------- изношенных элементов резервуара --------------------------------------------------------------------- ремонт сварных соединений исправление осадки устранение --------------------------------------------------------------------- негерметичности ремонт оборудования и др.   Качество ремонтных работ по результатам внешнего осмотра рен- тгенографии испытаний измерений и др. ---------------------------- оценка ремонтных работ Результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до вы- соты ----------- м Комиссия считает возможным ввести резервуар в эксплуатацию с пре- дельным уровнем наполнения ----------- м   Председатель комиссии ----------------------- подпись Члены комиссии ------------------------------ подписи   Приложение14 к п. 3.2   Сертификат форма завод стальных конструкций   СЕРТИФИКАТ N ----- НА СТАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКАЗ N ----------   Заказчик -------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 1. Наименование объекта ----------------------------------------- 2. Масса по чертежам КМД ---------------------------------------- 3. Дата начала изготовлении ------------------------------------- 4. Дата конца изготовления ------------------------------------- 5. Организация выполнившая рабочие чертежи КМ индекс и N черте- жей ---------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 6. Организация выполнившая деталировочные чертежи КМД индекс и N чертежей --------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 7. Стальные конструкции изготовлены в соответствии с ----------- --------------------------------------------------------------------- указать нормативный документ 8. Конструкции изготовлены из сталей марок ---------------------- --------------------------------------------------------------------- примененные материалы соответствуют требованиям проекта 9. Для сварки применены: а электроды ------------------------------------------------- б сварочная проволока --------------------------------------- в флюс ------------------------------------------------------ г защитные газы --------------------------------------------- 10. Сварщики проверены согласно --------------------------------- 11. Сварные швы проверены --------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------   Примечания: 1. Сертификаты на сталь электроды сварочную проволоку флюс защитные газы заклепки болты материалы для грунтовки хранятся на заводе в мастерской . 2. Протоколы проверок электросварщиков хранятся на заводе в мастерской . Приложения: 1. Схемы общих сборок конструкции 2. .............................. 3. ..............................     Приложение 15 к п. 3.3 Форма ПАСПОРТ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА   Вместимость ----------------------------------------------------- Марка ------------------------------ N -------------------------- Дата составления паспорта --------------------------------------- Место установки наименование предприятия ---------------------- --------------------------------------------------------------------- Назначение резервуара ------------------------------------------- Основные размеры элементов резервуаров диаметр высота -------- --------------------------------------------------------------------- Наименование организации выполнившей рабочие чертежи КМ и номе- ра чертежей --------------------------------------------------------- -------------------------------------------------------------------- Наименование завода-изготовителя стальных конструкций ----------- --------------------------------------------------------------------- Наименование строительно-монтажных организаций участвовавших в возведении резервуара:   1. ----------- 2. ----------- 3. ----------- и т. д. ----------- ----------- ----------- ----------- ----------- ----------- Перечень установленного на резервуаре оборудования: ------------- --------------------------------------------------------------------- Отклонение от проекта ------------------------------------------- Дата начала монтажа --------------------------------------------- Дата окончания монтажа ------------------------------------------   Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего испыта- ний резервуаров и результаты испытаний: ----------------------------- --------------------------------------------------------------------- Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию -------------- --------------------------------------------------------------------- Приложения: 1. Рабочие чертежи ---------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 2. Заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции --------------------------------------------------------------------- 3. Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже --------------------------------------------------------------------- 4. Акты приемки скрытых работ ----------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 5. Документы сертификаты и др. удостоверяющие качество элек- тродов электродной проволоки флюсов и прочих материалов применен- ных при монтаже ----------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 6. Схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций ----------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 7. Журнал сварочных работ --------------------------------------- 8. Акты испытания резервуара ------------------------------------ --------------------------------------------------------------------- 9. Описи удостоверений дипломов о квалификации сварщиков про- водивших сварку конструкций при монтаже с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков --------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- 10. Документы результатов испытаний сварных монтажных швов --------------------------------------------------------------------- 11. Заключение по просвечиванию сварных монтажных швов проникаю- щим излучением со схемами расположения мест просвечивания ----------- --------------------------------------------------------------------- 12. Акты приемки смонтированного оборудования Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных органи- заций --------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------   Эксплуатация резервуара   13. Периодическая проверка осадки фундамента: -----T----------T----------T---------T--------------T---------------- ¦ ¦ ¦ ¦ Должность ¦ N ¦ Дата ¦ Способ ¦ Резуль-¦ фамилия и ¦ Место хранения п/п ¦ проверки ¦ проверки ¦ тат про-¦ подпись лица ¦ акта проверки ¦ ¦ ¦ верки ¦ проводившего ¦ N дела ¦ ¦ ¦ ¦ проверку ¦ -----+----------+----------+---------+--------------+---------------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   14. Проведение ремонтов фундамента: ------T------------T-----------T------------------T------------------ ¦ ¦ ¦ Должность ¦ Место хранения N ¦ Дата ¦ Описание ¦ фамилия лица ¦ акта на прове- п/п ¦ приемки ¦ ремонта ¦ руководившего ¦ денный ремонт ¦ из ремонта ¦ ¦ ремонтом ¦ N дела ------+------------+-----------+------------------+------------------ ¦ ¦ ¦ ¦   15. Аварии резервуара: -------T-----------T------------T------------T----------------------- N ¦ Дата ¦ Описание ¦ Причина ¦ Место хранения акта п/п ¦ аварии ¦ аварии ¦ аварии ¦ об аварии N дела -------+-----------+------------+------------+----------------------- ¦ ¦ ¦ ¦   16. Ремонт резервуара ---T---------T--------T-----------T----------T----------T-----------T-------- N ¦Дата при-¦Характер¦Что подвер-¦Как прово-¦Качество и¦Должность ¦ Место п/п¦ емки из ¦ и вид ¦галось ре- ¦дился ре- ¦результаты¦ ф. и. о. ¦хранения ¦ ремонта ¦ремонта ¦ монту ¦ монт ¦ ремонта ¦подпись ли-¦акта на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ца ответ- ¦ ремонт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ственного ¦ N дела ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦за ремонт ¦ ---+---------+--------+-----------+----------+----------+-----------+-------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   Приложение 16 к п. 4.3.25 ЖУРНАЛ РЕЗУЛЬТАТОВ РЕВИЗИЙ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПРОВЕРОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ   ---T------T------------T------T--------------T---------------T---------T-----------T-------------- N ¦ Дата ¦Организация ¦ ¦Место и харак-¦Сведения о ре- ¦Дата уст-¦Ответствен-¦Подпись ответ- п/п¦прове-¦проверяющая ¦Объект¦теристика де- ¦визиях и рабо- ¦ранения ¦ ное лицо ¦ственного лица ¦дения ¦заземляющие ¦ ¦ фектов ¦тах по устране-¦дефектов ¦должность ¦ ¦ ¦устройства ¦ ¦ ¦ нию дефектов ¦ ¦ ф. и. о.¦ ---+------+------------+------+--------------+---------------+---------+-----------+-------------- 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ---+------+------------+------+--------------+---------------+---------+-----------+-------------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   Пояснения и указания по заполнению журнала:   1. Журнал является внутренним документом нефтебазы. 2. Журнал ведется в одном экземпляре листы пронумеровываются и скрепляются печатью. 3. Число листов в журнале заверяется подписью ответственного лица.   Приложение 17 к п. 4.4.12   ЖУРНАЛ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ПРОЯВЛЕНИЙ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА НЕФТЕБАЗЫ   1. Состояние заземляющего устройства по результатам профилакти- ческого осмотра и измерения ------T---------T--------------T----------------T------T----------T-----------T---------- Номер ¦ Дата ос-¦ Результаты ¦Состояние погоды¦Способ¦Результат ¦ Заключение¦Изменения зазем-¦ мотра и ¦осмотра зазем-+--------T-------+ изме-¦измерения ¦о состоянии¦внесенные лителя¦измерения¦ляющего уст- ¦до изме-¦ после ¦рения ¦ Ом ¦ устройства¦ в уст- ¦ ¦ ройства ¦рения ¦измере-¦ ¦ ¦ ¦ ройство ¦ ¦ ¦ ¦ ния ¦ ¦ ¦ ¦ ------+---------+--------------+--------+-------+------+----------+-----------+---------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   2. Состояние токоотводов в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра -------------T----------T--------------T-----------------T----------- ¦ ¦ ¦ Принятые меры ¦ Номер ¦ Дата ¦ Состояние ¦ по устранению ¦ токоотвода и ¦ осмотра ¦ токоотвода ¦ замеченных ¦ Примечание назначение ¦ ¦ ¦ недостатков ¦ -------------+----------+--------------+-----------------+----------- ¦ ¦ ¦ ¦   3. Состояние соединений в устройствах защиты от статического электричества по результатам профилактического осмотра -------------T----------T-------------T-----------------T------------ ¦ ¦ ¦ Принятые меры ¦ Описание ¦ Дата ¦ Состояние ¦ по устранению ¦ Примечание места ¦ осмотра ¦ соединения ¦ замеченных ¦ соединения ¦ ¦ ¦ недостатков ¦ -------------+----------+-------------+-----------------+------------ ¦ ¦ ¦ ¦     Часть II РУКОВОДСТВО ПО РЕМОНТУ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ   1. ОБСЛЕДОВАНИЕ И КОМПЛЕКСНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ 1.1. Общие положения     1.1.1. Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров стенок кровли днища несущих конструкций покрытий ; установление механических ха- рактеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений. 1.1.2. Порядок и объем контроля технического состояния металли- ческих резервуаров для нефти и нефтепродуктов находящихся в эксплуа- тации должны устанавливаться согласно требованиям приведенным в Ру- ководстве по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных ре- зервуаров прил. 1 п. 40 . 1.1.3. Достаточно полную оценку общего состояния резервуара мож- но дать при наличии данных характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов которые отрица- тельно влияют на нормальную работу. 1.1.4. Первоочередному обследованию как правило должны подвер- гаться резервуары находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары находящиеся в эксплуатации 25 лет и более а также те в которых хранятся продукты вызывающие усиленную коррозию металла.   1.2.Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии     1.2.1. Объем контроля при обследовании и дефектоскопии опреде- ляется в зависимости от технического состояния длительности эксплуа- тации резервуара. 1.2.2. Оценка технического состояния резервуара должна прово- диться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса отключения без их опорожнения и очистки с целью предва- рительной оценки их технического состояния. Полное обследование ре- зервуаров проводятся после вывода их из эксплуатации опорожнения дегазации и очистки. 1.2.3. Частичное обследование включает: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр резервуара; измерение толщины поясов стенки резервуара; измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища; проверку состояния основания и отмостки; составление технического заключения по результатам обследования. 1.2.4. Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны внеш- ний осмотр понтона и плавающей крыши; измерение толщины поясов стенки кровли днища понтона плавающей крыши резервуара; контроль сварных соединений неразрушающими методами; механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях указанных в пп. 1.3.42; 1.3.55; химический анализ металла при необходимости см. п. 1.3.64 ; измерение расстояний между понтоном плавающей крышей и стенкой резервуара; измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища; проверку состояния уплотнения между понтоном плавающей крышей и стенкой резервуара; проверку состояния основания и отмостки; составление технического заключения. Сроки проведения частичного и полного обследований приведены в табл. 2.1.1 части I Правил. 1.2.5. При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения: данные по изготовлению и монтажу резервуара название завода-из- готовителя номер проекта дата изготовления и монтажа; техническую характеристику резервуара тип высоту диаметр вместимость и т. п. ; сведения о металле химический состав механические свойства толщину листов по сертификату ; характеристику проведенных ремонтов когда по какой причине ка- кие дефекты и как устранялись ; данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов. 1.2.6. При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат: состояние основного металла стенки кровли днища несущих эле- ментов кровли понтона плавающей крыши с установлением наличия кор- розионных повреждений царапин задиров трещин прожогов оплавле- ний вырывов расслоений неметаллических включений закатов и др.; местные деформации вмятины выпучины; размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к верти- кальным и горизонтальным сварным соединениям; состояние уплотнения между понтоном плавающей крышей и стенкой резервуара. 1.2.7. Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара должно проводиться соответствующими приборами согласно требованиям приведенным в разделе 1.3 настоящих Правил. 1.2.8. Контроль за качеством сварных соединений и основного ме- талла должен осуществляться как неразрушающими так и разрушающими методами. 1.2.9. При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы: гамма- или рентгенографирование; ультразвуковой контроль; измерение геометрических размеров; травление различными растворами; магнитопорошковый или цветной в отдельных случаях . 1.2.10. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефек- тоскопия должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82 и ГОСТ 14782-76 в объеме СНиП III-18-75 прил. 1 пп. 24 28 33 . 1.2.11. При контроле связанном с разрушением выполняются меха- нические испытания металлографические исследования и химические ана- лизы металла. 1.2.12. Для проведения механических испытаний химического анали- за и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара. 1.2.13. При измерениях геометрической формы резервуара опреде- ляются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища хлопуны вмятины и осадка резервуара. 1.2.14. При обследовании отмостки определяется плотность прилега- ния днища к основанию просадка основания состояние отмостки нали- чие и отвод атмосферных осадков. 1.2.15. Результаты контроля заносятся в журнал обследования с от- меткой дефектов на эскизах. 1.2.16. По результатам контроля составляется техническое заключе- ние о состоянии резервуара и даются рекомендации по его ремонту.   1.3.Методы контроля Внешний осмотр поверхности основного металла     1.3.1. Поверхность резервуара следует осматривать с наружной а затем с внутренней стороны в следующей последовательности: окраек днища и нижняя часть первого пояса; наружная часть первого и второго поясов а затем третьего чет- вертого поясов осматривать с применением переносной лестницы ; верхние четыре пояса осматривать с применением подвесной люльки а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль или подзорную трубу ; места переменного уровня нефтепродуктов; кровля и перекрытие. 1.3.2. Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуа- ра возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах. 1.3.3. Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям технических условий ГОСТ 14637-79 прил.1 п. 4 . 1.3.4. Осматриваемая поверхность должна быть очищена от грязи и нефтепродуктов. 1.3.5. Днище стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах как с наружной так и с внутренней стороны. При вы- воде резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты наличие рисок волосовидных трещин закатов царапин усадочных ра- ковин плен вырывов оплавления металла коррозионных повреждений и др. . 1.3.6. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине зале- гания протяженности и в масштабе наносятся на эскизы. 1.3.7. Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их ви- ду на: равномерную коррозию когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла ; местную при охвате отдельных участков поверхности ; точечную пятнистую язвенную в виде отдельных точечных и пят- нистых поражений сквозную послойную. 1.3.8. Глубину раковин образовавшихся от коррозии подрезы изме- ряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа. 1.3.9. По результатам осмотра отмечают участки коррозионных пов- реждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым тол- щиномером. 1.3.10. Размещение патрубков на листах первого пояса или резер- вуара должно соответствовать требованиям СНиП III-18-75 прил. 1 п.33 или проектным данным.   Внешний осмотр соединений     1.3.11. Контроль сварных соединений посредством внешнего осмотра необходимо проводить на соответствие требованиям ГОСТ 8713-79 СНиП III-18-75 прил. 1 п. 13 12 33 и проекта на резервуар. 1.3.12. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм которые перед осмотром должны быть очищены от краски грязи и нефтепродукта. 1.3.13. Внешний осмотр измерения геометрических размеров прово- дятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявле- ния следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требо- ваниям проекта СНиП III-18-75 и стандартов; трещин всех видов и нап- равлений; наплывов подрезов прожогов незаваренных кратеров непро- варов пористости и других технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометри- ческих размеров сварного узла требованиям проекта. 1.3.14. Геометрические размеры стыковых нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требова- ниям проекта и стандартов с помощью шаблонов. 1.3.15. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной сторо- ны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса. 1.3.16. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка дол- жны быть расположены вразбежку. Расстояние между стыками смежных эле- ментов должно быть не менее 200 мм а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм. 1.3.17. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков расположенных на первом втором и третьем поясах и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара. Швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть рас- положены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки. Верти- кальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками. 1.3.18. Внешний осмотр и измерение сварных соединений следует проводить в условиях достаточной освещенности контролируемого участка.   Измерение толщины металла элементов резервуара     1.3.19. Для определения толщины металла рекомендуется применять толщиномеры типа "Кварц-6" "Кварц-15" УТ-31МЦ и другие приборы позволяющие измерять толщину в интервале 0 2-50 мм с точностью 0 1 мм при температуре окружающего воздуха от -10 до +40 °С. 1.3.20. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на осно- вании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от дли- тельности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах наиболее пораженных коррозией. 1.3.21. Толщину листов верхних поясов начиная с четвертого про- веряют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса низ середина верх . Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально про- тивоположным образующим. Толщину патрубков размещенных на листах первого пояса измеряют в нижней части не менее чем в двух точках. 1.3.22. Листы днища следует измерять по двум взаимно перпендику- лярным направлениям; проводится не менее двух измерений на каждом листе. 1.3.23. Толщины листов кровли следует измерять по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям проводится не менее двух измерений на каждом листе. 1.3.24. В местах где имеется значительное коррозионное разруше- ние кровли вырезают отверстия размером 500х500 мм и измеряют сече- ния элементов несущих конструкций. 1.3.25. При измерении толщины листа в нескольких точках не ме- нее трех за его действительную толщину принимается средняя арифмети- ческая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указы- вать на наличие данных измерений отличающихся от средней арифмети- ческой величины более чем на 10 % в меньшую сторону. 1.3.26. При измерении толщины нескольких листов в пределах одно- го пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента пояса окрайка или центральной части днища кровли центральной части понтона принимается минимальная толщина отдельного листа. 1.3.27. Места измерения толщины элементов резервуара должны быть указаны в прилагаемых к заключению эскизах. 1.3.28. Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши прово- дится на ковре а также на коробах и ребрах жесткости. 1.3.29. При обследовании новых резервуаров действительная толщи- на листов стенки элементов резервуара заносится в паспорт с указа- нием координат места измерения и при повторном обследовании измере- ние толщины выполняется в тех же точках.   Неразрушающие методы контроля сварных cоединений     1.3.30. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. 1.3.31. Перед контролем сварных соединений резервуар должен быть освобожден от продукта зачищен и подготовлен к ведению огнеопасных работ. 1.3.32. Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища должны быть очищены от окалины шлака и других загрязнений. 1.3.33. Сварные швы предварительно должны подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов пор незаваренных кратеров и других видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания. 1.3.34. При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом засверловкой шлифовкой травлением применением ультразвука и т. д. имея в виду что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены. 1.3.35. Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии требования к снимку его фотообработка и расшифровка дефекты снимков и способы их устранения ведение учета и регистрации снимков а также нормы кон- троля и оценка качества сварных соединений определяются требованиями Руководства по обследованию и дефектоскопии прил. 1 п. 40 . 1.3.36. Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявле- ние внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых и низколегированных конструкцион- ных сталей без расшифровки характера выяленных дефектов по типам например шлаковые включения трещины газовые поры и т. д. . Мето- дика ультразвукового контроля сварных соединений приведена в прил. 6 Руководства по обследованию и дефектоскопии. 1.3.37. При ультразвуковом контроле определяются условная протя- женность глубина и координаты расположения дефекта. 1.3.38. Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при поло- жительных температурах от 5 до 55 °С. 1.3.39. Поверхность подготавливается до чистоты Rz40 механичес- ким способом в соответствии с требованиями ГОСТ 2789-73 прил. 1 п.27 . В отдельных случаях при необходимости можно применять термичес- кий способ очистки поверхности с последующей доводкой до требуемой чистоты шлифовальной шкуркой. 1.3.40. Результаты контроля оформляются в соответствии с ГОСТ 14782-86 прил. 1 п. 28 . Если данные полученные в результате ультразвукового и радиогра- фического контроля ставятся под сомнение то окончательный контроль следует проводить путем металлографических исследований.   Механические испытания металла и сварных соединений     1.3.41. Для определения фактической несущей способности и пригод- ности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механи- ческие свойства основного металла и сварных соединений. 1.3.42. Механические испытания необходимо проводить при отсут- ствии данных о первоначальных механических свойствах основного метал- ла и сварных соединений значительных коррозионных повреждениях появлении трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях когда предполагаются ухудшение механических свойств усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок перегревы действие чрезмерно высоких нагрузок и т. п. 1.3.43. Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диамет- ром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки. 1.3.44. Центр вырезанного участка должен находиться на верти- кальном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов. 1.3.45. На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку номер резервуара пояса и листа ; при последующей механической обра- ботке маркировку перенести на образец. 1.3.46. Каждая заготовка или партия вырезанная для определе- ния механических свойств должна иметь сопроводительный документ в котором отмечается наименование организации номер резервуара и мес- то вырезки дата вырезки фамилия ответственного лица за вырезку и его должность. 1.3.47. Из каждой контрольной заготовки для определения механи- ческих свойств основного металла необходимо вырезать: три образца для определения предела прочности предела текучести и относительного удлинения; три образца для испытания на ударную вязкость; два образца на статический изгиб. В случае необходимости испытания при отрицательных температурах для резервуаров эксплуатируемых в районах Крайнего Севера Урала Сибири следует вырезать дополнительно еще три образца и испытать на ударную вязкость. 1.3.48. Механические испытания необходимо выполнять в соответ- ствии с требованиями ГОСТ 1497-84 и ГОСТ 9454-78 прил.1 п. 23 прил.1 п.25 . 1.3.49. При проверке прочностных и пластических характеристик ос- новного металла путем вырезки и испытания отдельных образцов показа- тели механических свойств следует определять как среднее арифметичес- кое результатов полученных на заданном числе образцов по каждому виду испытаний . Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетво- ряет требованиям стандарта или технических условий то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов вырезанных из того же пояса. 1.3.50. По результатам механических испытаний основной металл бракуют если его механические характеристики ниже минимально допус- тимого предела указанного в стандартах или технических условиях на соответствующие марки стали. 1.3.51. Для определения механических свойств сварных соединений из каждой контрольной заготовки нужно вырезать: три образца на статическое растяжение для определения предела прочности размер плоских образцов 300х30 мм ; два образца для испытания на статический изгиб; три образца для испытаний на ударную вязкость; 1.3.52. Механические испытания сварных соединений необходимо вы- полнить в соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66. 1.3.53. По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла по стандартам или техническим условиям на соответствующие марки стали угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120 ° - для углеродистых сталей; 80 ° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и ме- нее; 60 ° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм . 1.3.54. Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений должны быть представлены в виде заключений прото- колов и приложены к паспорту резервуара.   Металлографические исследования     1.3.55. Металлографические исследования проводятся в тех случаях когда требуется определить причины снижений механических свойств ос- новного металла и сварных соединений появления трещин в различных элементах резервуара а также характер и размеры коррозионных повреж- дений по сечению металла. 1.3.56. Образцы для металлографических исследований вырезают из контрольных пластин предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений. 1.3.57. Для металлографических исследований основного металла об- разцы следует вырезать вдоль проката в соответствии с требованиями ГОСТ 5640-68 прил. 1 п. 26 . 1.3.58. При металлографическом исследовании основного металла необходимо определить фазовый состав величину зерна характер терми- ческой обработки наличие неметаллических включений и характер корро- зионного разрушения наличие межкристаллической коррозии . 1.3.59. Для металлографических исследований сварных соединений вырезают два образца один на макроисследование один на микроиссле- дование перпендикулярно к оси шва. 1.3.60. Образцы для макроисследований всех сварных соединений а также для микроисследований сварных соединений должны включать все сечения шва обе зоны термического влияния сварки прилегающие к ним участки основного металла и подкладок для резервуаров телескопичес- кой сборки и ручной сварки. 1.3.61. При выполнении микроисследований протравленные шлифы дол- жны просматриваться под микроскопом при увеличении х100 при анализе дефектов структуры допускается большее увеличение . 1.3.62. По результатам металлографических исследований состав- ляются технические заключения которые должны быть приложены к пас- порту резервуара.   Химический анализ металла     1.3.63. Химический анализ металла проводится с целью установле- ния соответствующей марки использованных материалов требованиям проекта на изготовление резервуара. 1.3.64. Химический анализ металла корпуса резервуара проводится в тех случаях когда в паспорте на резервуар отсутствуют данные о мар- ке материала примененного при его строительстве. 1.3.65. Для определения химического состава металла необходимо использовать образцы вырезанные для механических испытаний. 1.3.66. В тех случаях когда образцы для механических испытаний не вырезаются а требуется определить химический состав то берется стружка массой по 2 г на каждый исследуемый элемент. 1.3.67. Химический состав металла должен удовлетворять техничес- ким требованиям проекта на резервуар ГОСТ 380-71 ТУ 14-2-75-72 и ГОСТ 19282-73 . 1.3.68. Результаты химического анализа лаборатории должны быть представлены в виде соответствующего протокола и приложены к паспор- ту резервуара.   Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара     1.3.69. При выявлении действительной геометрической формы резер- вуара и определении величины отклонения от проектных требований необ- ходимо измерить величину отклонения образующих стенки на уровне сере- дины и верха каждого пояса от вертикали проведенной из нижней точки первого пояса. 1.3.70. Число вертикалей вдоль которых измеряются отклонения удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6 м по периметру резервуара. 1.3.71. Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали ре- комендуется проводить либо отвесом путем прямых измерений либо при помощи теодолита по методикам приведенным в Руководстве прил. 1 п. 40 . 1.3.72. Измерения целесообразно проводить на заполненном и пус- том резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опас- ных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хло- пуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения если дефекты не попадают на линию измерений. 1.3.73. Величины неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяются путем нивелирования в тех же местах в которых из- меряется отклонение корпуса от вертикали см.п. 1.3.70 . Нивелирова- ние днища должно проводиться согласно методике приведенной в Руко- водстве прил. 1 п. 40 .   Проверка состояния основания и отмостки     1.3.74. При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на: неплотное опирание днища резервуара на основание; наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основа- ния или по другим причинам; погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров; наличие растительности на отмостке примыкающей непосредственно к резервуару; трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке; наличие необходимого уклона отмостки обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон отмостки определяется при помощи нивелира. При этом отсчет снимается с рейки установленной на краю отмостки прилегающей к резервуару и на краю отмостки прилегающей к кольцевому лотку. По разности отсчетов судят о наличии уклона i = h1 - h2 / l где h1 - отсчет у края отмостки прилегающей к кольцевому лотку; h2 - отсчет у края отмостки прилегающей к резервуару; l - ши- рина отмостки. Уклон отмостки i = 1:10.   Проверка состояния понтона и плавающей крыши     1.3.75. При осмотре понтона плавающей крыши необходимо обра- тить внимание на: горизонтальность поверхности перекос в одну сторону свиде- тельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта ; плотность прилегания затвора к стенке резервуара центральной стойке и кожуху пробоотборника; состояние сварных швов днища и угловых сварных швов коробов; наличие хлопунов и вмятин на центральной части днища; отклонение от вертикальности трубчатых опорных стоек верти- кального бортового листа коробов трубчатых направляющих; техническое состояние затвора. 1.3.76. На внутренней поверхности корпуса резервуара по ходу пон- тона и плавающей крыши не должно быть каких-либо планок оплавлений вырывов остатков сварных швов после удаления монтажных пластин. 1.3.77. Контроль геометрических размеров и формы понтона плаваю- щей крыши проводится путем измерений: радиуса плавающей крыши и понтона измеренного от центра до на- ружной поверхности вертикального бортового листа; отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опира- нии на них понтона плавающей крыши ; отклонений от вертикали трубчатых направляющих на всю высоту ; зазоров между наружной поверхностью кольцевого листа и стенки ре- зервуара; отклонения вертикального бортового листа короба от вертикали.   1.4.Оформление технических заключений по результатам обследования     1.4.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение которое должно включать следующие данные: место расположения резервуара его инвентарный номер и дату про- верки; наименование организации выполняющей проверку фамилии дол- жность исполнителей; краткую техническую характеристику с обязательным указанием пол- ных данных примененного при строительстве резервуара материала ре- жим эксплуатации и вид хранимого продукта; проектные и фактические толщины листов кровли стенки понтона и днища резервуара; виды аварий число проведенных ремонтов и их краткое описание; результаты внешнего осмотра и измерений; расчет кольцевых напряжений исходя из фактических толщин листов корпуса; результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений; результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки; результаты механических испытаний химического и металлографичес- кого анализа основного металла и сварных соединений в случаях их проведения ; выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии которые должны содержать основные данные характеризующие состояние отдельных элементов или резервуара в целом; заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации. 1.4.2. Оформленное заключение подписывается исполнителями прове- ряется и подписывается руководителем службы дефектоскопии затем ут- верждается главным инженером предприятия в ведении которого находит- ся служба дефектоскопии. 1.4.3. В заключении должны приводиться результаты оценки ремон- топригодности резервуара определяться условия его дальнейшей эк- сплуатации и предложения по выполнению ремонтных работ. 1.4.4. В тех случаях когда круг вопросов подлежащих решению выходит за пределы компетенции специалистов выполнявших дефектоско- пию привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения расчетов в заключение или с оформлением самостоятельного документа. 2.УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ 2.1.Оценка состояния основных элементов резервуаров     2.1.1. При определении технического состояния резервуаров необхо- димо руководствоваться Указаниями по оценке технического состояния резервуаров приведенными в Руководстве по обследованию и дефектоско- пии прил. 1 п. 40 . 2.1.2. Оценка технического состояния резервуаров должна прово- диться только при наличии следующих данных: поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого ре- зервуара; фактических толщин листов поясов стенки которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщины листов стенки резервуара ниже предельно допустимой минимальной толщины то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта; результатов проведенной дефектоскопии основного металла и свар- ных соединений; результатов проверки качества основного металла и сварных соеди- нений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать указаниям проекта требова- ниям стандартов и технических условий; результатов контроля состояния оснований резервуаров. 2.1.4. Минимальные толщины отдельных листов стенки резервуара изготовленного из стали марки ВСТ 3 097Г2С по измерениям в наиболее корродированных местах не должны быть меньше указанных в табл. 2.1.   Таблица 2.1 Предельная минимальная толщина листа по поясам мм -----------T------T-------------------------------------------------- Вместимость¦Марка ¦ Номер пояса резервуара ¦стали +-----T------T-------T-----T-------T-----T----T---- м? ¦ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 -----------+------+-----+------+-------+-----+-------+-----+----+---- 100 ¦ВСТ3 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 1 5 ¦ 1 5 ¦ ¦ ¦ ¦ 200 ¦ ¦ 2 ¦ 2 ¦ 1 5 ¦ 1 5 ¦ ¦ ¦ ¦ 400 ¦ ¦ 2 5 ¦ 2 ¦ 1 5 ¦ 1 5 ¦ ¦ ¦ ¦ 700 ¦ ¦ 3 ¦ 2 5 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 1 5 ¦ 1 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 000 ¦ВСТ3 ¦ 3 5 ¦ 3 ¦ 2 5 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦09Г2С ¦ 3 2 ¦ 2 4 ¦ 2 4 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2 000 ¦ВСТ3 ¦ 5 5 ¦ 5 ¦ 4 ¦ 3 5 ¦ 3 ¦ 3 ¦ 2 ¦ 2 ¦09Г2С ¦ 4 3 ¦ 4 2 ¦ 3 8 ¦ 3 2 ¦ 2 8 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 3 000 ¦ВСТ3 ¦ 7 5 ¦ 6 ¦ 5 ¦ 4 ¦ 3 5 ¦ 2 5 ¦ 2 ¦ 2 ¦09Г2С ¦ 5 2 ¦ 4 8 ¦ 4 5 ¦ 3 8 ¦ 3 4 ¦ 2 5 ¦ 2 ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 5 000 ¦ВСТ3 ¦ 7 8 ¦ 6 8 ¦ 5 9 ¦ 4 8 ¦ 3 8 ¦ 2 7 ¦ 2 ¦ 2 ¦09Г2С ¦ 6 ¦ 5 3 ¦ 4 5 ¦ 3 9 ¦ 3 5 ¦ 3 ¦2 5 ¦2 5 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 10 000 ¦ВСТ3 ¦10 5 ¦ 10 ¦ 8 5 ¦ 7 ¦ 5 5 ¦ 4 ¦ 3 ¦ 3 ¦09Г2С ¦ 9 ¦ 8 ¦ 7 ¦ 6 ¦ 4 8 ¦ 4 ¦ 4 ¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 20 000 ¦09Г2С ¦ 12 ¦ 11 ¦ 10 ¦ 9 ¦ 8 ¦ 7 ¦ 7 ¦ 7 -----------+------+-----+------+-------+-----+-------+-----+----+----   2.1.5. Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуа- ра по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % от проектной величины. 2.1.6. Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия ферм прогонов балок связей а также окраек днища не должен пре- вышать 30 % от проектной величины. 2.1.7. Предельно допустимый износ листов понтона и плавающей кры- ши по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50 % от проектной величины для центральной части а для короба - 30 %. 2.1.8. В процессе эксплуатации изменение геометрической формы ча- ще всего происходит из-за неравномерной просадки днища под дей- ствием вакуума переполнения вибраций а также некачественной подго- товки основания. Допустимые отклонения образующих стенки нового ре- зервуара от вертикали приведены в табл. 1.6.3. Для резервуаров нахо- дящихся в эксплуатации 15-20 лет и более допускаются отклонения в два раза большие чем для новых. 2.1.9. Предельные отклонения для старых резервуаров полистовой сборки с учетом телескопичности поясов не должны превышать значений указанных в табл. 2.2.   Таблица 2.2   Допускаемые отклонения стенки старых резервуаров полистовой сборки от вертикали мм ------------T------------T------------------------------------------- Вместимость ¦ Направление¦ Номер пояса резервуаров ¦ отклонения +----T----T----T-----T-----T-----T-----T---- м? ¦ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ------------+------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+---- 2000-5000 ¦ Вовнутрь ¦ 20 ¦ 75 ¦ 90 ¦ 120 ¦ 150 ¦ 180 ¦ 210 ¦ 240 ¦ В наружную ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 25 ¦ 30 ¦ 40 ¦ 50 ¦ 60 ¦ сторону ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 700-1000 ¦ Вовнутрь ¦ 20 ¦ 75 ¦ 90 ¦ 120 ¦ 150 ¦ 180 ¦ - ¦ - ¦ В наружную ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 25 ¦ 30 ¦ 40 ¦ - ¦ - ¦ сторону ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 300-400 ¦ Вовнутрь ¦ 20 ¦ 75 ¦ 90 ¦ 120 ¦ 150 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ В наружную ¦ 10 ¦ 15 ¦ 20 ¦ 25 ¦ 30 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ сторону ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 100-200 ¦ Вовнутрь ¦ 20 ¦ 25 ¦ 90 ¦ 120 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ В наружную ¦ 10 ¦ 15 ¦ 90 ¦ 25 ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ сторону ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------+------------+----+----+----+-----+-----+-----+-----+---- Примечания: 1. Приведенные в таблице отклонения включают телескопичность корпуса. 2. Указанным в табл. 2.2 отклонениям должны удовлетворять данные 75 % проведенных измерений по образующим. Для остальных 25 % образующих допускаются отклонения на 50 % больше с учетом их местного характере. Измерения проводить при наполненных до расчетного уровня резервуарах.   2.1.10. При наличии отклонений величины которых превышают допус- тимые пределы указанные в табл. 1.6.3 2.2 и п. 2 1 8 резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы. Вывод таких резервуаров из эксплуатации приурочить к очередному сред- нему ремонту. 2.1.11. Допустимые местные отклонения выпучины и вмятины стен- ки от прямой соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей для новых резервуаров приведены в табл.1.6.4 а для резервуаров находящихся в эксплуатации более 15 лет допускаются отклонения на 30 % большие чем для новых. 2.1.12. Высота хлопунов днища нового резервуара не должна превыш- тать 150 мм при площади 2 м? . Для резервуаров находящихся в эк- сплуатации более 15 лет допускается высота хлопунов 200 мм при пло- щади 3 м? . При большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению. 2.1.13. Отклонения от горизонтальности наружного контура днища нового резервуара не должны превышать величин указанных в табл.1.6.2. Для резервуаров находящихся в эксплуатации более четырех лет допускаются отклонения в два раза большие чем для новых. При нали- чии отклонений днища превышающих указанные должен быть проведен ре- монт основания с подбивкой гидрофобным грунтом.   Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов     2.2.1. Данные технического обследования и дефектоскопии резервуа- ра и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации. 2.2.2. Отбраковка отдельных элементов резервуара стенки кровли днища ферм связей балок или всего резервуара проводится на осно- вании детального рассмотрения результатов технического обследования полной дефектоскопии с учетом всех факторов снижающих его надеж- ность при эксплуатации. 2.2.3. Все выявленные при техническом обследовании и дефектоско- пии данные характеризующие состояние основного металла сварных швов деформацию коррозию вертикальность уклон корпуса и другое должны быть сравнены с допускаемыми по действующим СНиП стандартам и настоящими указаниями. 2.2.4. В случае выявления недопустимых отклонений от установлен- ных СНиП стандартами ТУ и настоящими указаниями резервуар подлежит выводу из эксплуатации. 2.2.5. Все дефектные элементы резервуара которые могут быть ис- правлены должны быть отремонтированы с последующим испытанием и про- веркой. 2.2.6. Метод ремонта назначается в соответствии с картами исправ- лений дефектов указанных в Руководстве по ремонту металлических ре- зервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов настоящих Правил. 2.2.7. При большом объеме работ из-за износа металлоконструкций требующих смены листов стенки днища кровли несущих покрытий пере- варки нескольких поясов стенки и др. целесообразность восстанови- тельного ремонта определяется экономическим расчетом. 2.2.8. Основание при решении вопроса о полной отбраковке резер- вуаров - неудовлетворительное качество металла как по механическим свойствам так и по химическому составу. 2.2.9. Списание находящихся в эксплуатации резервуаров проводит- ся в порядке установленном Министерством нефтяной промышленности и Госкомнефтепродуктом СССР при списании основных средств фондов .   3.РЕМОНТ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ 3.1.Обобщение случаев нарушения прочности герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов   3.1.1. Нарушения прочности и герметичности в резервуарах в большинстве случаев вызываются совокупностью различных неблагоприят- ных воздействий на конструкции. 3.1.2. При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения: а трещины в окрайках окраинной части днища по сварным соедине- ниям и основному металлу иногда трещины с окраек переходят на основ- ной металл первого пояса стенки ; б трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и ос- новному металлу в ряде случаев трещины с уголка переходят на основ- ной металл первого пояса стенки ; в трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл; г выпучины вмятины и складки на днище; д трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному ме- таллу в основном в нижних поясах . Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в верти- кальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл в крестообразных стыковых соединениях вблизи гори- зонтальных и вертикальных сварных соединений и поперек стыков по ос- новному металлу. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов патрубков и штуцеров присоединения трубопроводов и ре- зервуарного оборудования и т. д.; е непровары подрезы основного металла шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений; и негерметичность отпотины в сварных клепаных соединениях и основном металле днища стенки кровли и понтона; з изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуа- ра местные выпучины вмятины горизонтальные гофры и кровли резер- вуара повышенного давления; и коррозионные повреждения днища стенки понтона и кровли ре- зервуара; к значительные деформации и разрушения отдельных несущих кон- структивных элементов покрытия резервуара; л отрыв центральной стойки от днища резервуара; м отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понто- на; н затопление понтона с образованием деформации направляющих труб стоек и кронштейнов с зависанием или без зависания понтона; о повреждения провисания и потеря эксплуатационных свойств ре- зинотканевых ковров-понтонов и уплотняющих затворов; п обрыв анкерных болтов и деформации вертикальных стенок анкер- ного столика у резервуаров повышенного давления; р деформация днища по периметру резервуара; с значительные равномерные и неравномерные осадки просадки ос- нования; т потеря устойчивости обвязочного уголка и сопряжении стенок с днищем у горизонтальных резервуаров а также потеря устойчивости эле- ментов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм; у осадка опор фундаментов горизонтальных резервуаров. 3.1.3. Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин важ- нейшие из которых - амортизационный износ конструкций; хрупкость ме- талла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соедине- ниях непровары подрезы и пр. являющихся концентраторами напряже- ний; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резер- вуара; нарушение технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки просадки песчаных оснований; коррозия металла возникающая вслед- ствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с по- вышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов. Устранение дефектов и ремонт резервуаров - ответственные опера- ции определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.   Общие указания     3.2.1. Требования Руководства распространяются на работы по ис- правлению оснований и фундаментов; ремонту днищ стенок покрытий металлических понтонов и плавающих крыш вертикальных цилиндрических резервуаров сварных РВС и клепаных РВК без давления низкого дав- ления до 2 кПа и повышенного давления до 70 кПа а также горизон- тальных цилиндрических резервуаров сварных РГС и клепаных РГК работающих при давлении до 40 кПа.   Примечания: 1. Руководство не распространяется на резервуары высокого давления и резервуары для низкотемпературного хранения сжиженных газов. 2. Ремонт понтонов из неметаллических материалов должен осуществляться в соответствии с указаниями завода-изготовителя.   3.2.2. Руководство предусматривает работы выполняемые при ремон- тах: а текущем - работы осуществляются без освобождения резервуара от нефти и нефтепродуктов ремонт кровли верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования расположенно- го с наружной стороны резервуара и т. п. ; б среднем - работы связанные с зачисткой дегазацией резервуа- ра с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов ремонт или замена оборудования ; в капитальном - работы предусмотренные средним ремонтом и работы по частичной или полной замене дефектных частей стенки днища покрытия плавающей крыши понтона и оборудования. 3.2.3. Ремонты проводят по графикам периодичность которых не должна превышать нормативных сроков и должна учитывать периодичность технических обследований резервуаров. Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической скорости износа элементов конструкций с учетом особеннос- тей эксплуатации в соответствии с результатами технических обследова- ний резервуаров. 3.2.4. При капитальном ремонте резервуаров предусматриваются сле- дующие работы типовая схема : обеспечение ремонтных работ необходимыми материалами оборудова- нием инструментом приспособлениями и др.; освобождение резервуара от нефтепродукта и зачистка; дегазация промывка пропарка вентиляция ; обследование и дефектоскопия с выдачей технического заключения о состоянии резервуара; составление дефектной ведомости; разработка проекта производства работ; исправление осадок кренов укрепление оснований фундаментов; замена изношенных элементов участков стенки днища покрытия понтона и др. ; устранение дефектов с применением огневых работ и без их примене- ния; испытание на прочность и герметичность в соответствии с требова- ниями настоящих Правил; работы по нанесению защитных антикоррозионных покрытий; составление и оформление документации на ремонт и испытание ре- зервуара. 3.2.5. Работы по ремонту резервуаров проводятся с соблюдением действующих правил техники безопасности СНиП III-4-80. Техника безо- пасности в строительстве а также Правил по технике безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации нефтебаз и АЗС утвержденных Госкомнефтепродуктом РСФСР; Правил пожарной безопасности при эксплуа- тации предприятий Госкомнефтепродукта СССР утвержденных Госкомнеф- тепродуктом СССР 29 июля 1983 г. 3.2.6. При выполнении ремонтных работ следует руководствоваться требованиями СНиП III-18-75 разделы 1 и 4 . Металлические конструк- ции. Правила производства и приемки работ. 3.2.7. С введением настоящего Руководства отменяется ранее дей- ствующее Руководство по ремонту металлических резервуаров для хране- ния нефти и нефтепродуктов М. Недра 1977 г. . 3.2.8. Рабочие выполняющие ремонтные работы проходят техничес- кое обучение по выполняемой работе а также обучение правилам безо- пасного ведения работ.   Оборудование механизмы и материалы для проведения капитального ремонта     3.3.1. При проведении капитального ремонта может быть применено следующее оборудование приспособления и инструмент: грузоподъемные механизмы лебедки краны домкраты тельферы ; такелажное оборудование и оснастка; устройства и приспособления для работы на высоте инвентарные строительные леса подмости струнные леса навешиваемые и прикреп- ляемые на крыше резервуара люльки стремянки и др. ; оборудование и инструмент для резки металла сварных соединений; сварочное оборудование и инструмент для выполнения сварочных ра- бот ручная электродуговая сварка сварка полуавтоматами и др. ; строительное оборудование для производства работ по устранению осадок резервуара укреплению и уплотнению оснований и фундаментов; вспомогательные монтажные приспособления и инструмент клинья скобы тросы стяжки талрепы молотки кувалды и др ; материалы швеллеры уголки тавровые и двутавровые балки и дру- гая сортаментная сталь ; приспособления и приборы для проведения испытаний на прочность и герметичность вакуумкамеры насосы манометры ; измерительный инструмент рулетки штангенциркули кронциркули и др. ; средства индивидуальной защиты и спецодежда монтажные каски предохранительные пояса и др. . 3.3.2. Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент выпускаемые серийно промышленностью и имеющие заводскую маркировку. Целесообразно применять наиболее прогрессивное техноло- гичное оборудование обеспечивающее высокую производительность веде- ния ремонтно-монтажных работ и значительно снижающее долю ручного труда. 3.3.3. Грузоподъемные механизмы такелажное оборудование и оснас- тка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки ус- танавливаемые инструкциями и ведомственными службами Госгортехнадзора. Сроки и даты проверки допустимые нагрузки грузоподъемность ука- зываются на регистрационных табличках установленных на соответствую- щем оборудовании и механизмах. 3.3.4. Работы по подъему перемещению транспортированию грузов должны выполняться в строгом соответствии с ГОСТ 12.3.009-76 и ГОСТ 12.3.020-80 прил. 1 пп. 60 61 . 3.3.5. Оборудование для резки сварки электрооборудование дол- жно быть работоспособным находиться в исправном состоянии перед проведением работ проверено а также удовлетворять требованиям элек- тро- и пожаробезопасности при использовании их в резервуарных парках техники безопасности ПУЭ-85. 3.3.6. Измерительный инструмент и приборы применяемые для опре- деления линейных массовых объемных электрических и других величин должны иметь метрологическую аттестацию и поверяться в сроки опреде- ленные Госстандартом или ведомственной метрологической службой. 3.3.7. Марки оборудования для резки металла технологические ре- жимы сварочных работ приведены в данном руководстве. 3.3.8. Для ремонта и замены дефектных участков стенки окраек днища несущих конструкций покрытия и колец жесткости кровли резер- вуаров в том числе повышенного. давления понтонов и плавающих крыш резервуаров эксплуатируемых в районах с различной расчетной темпера- турой наружного воздуха и зависимости от объема резервуаров рекомен- дуется применять марки сталей в соответствии с табл. 3.1. 3.3.9. Качество и марки сталей применяемых при ремонтах резер- вуаров должны соответствовать требованиям соответствующих ГОСТов или технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщи- ков. Таблица 3.1 Марки сталей для ремонта конструкций резервуаров -----------------T--------------T--------------------T--------------- ¦ ¦ ¦Категория стали ¦ ¦ ¦для климатичес- ¦ ¦ ¦ кого района ¦ ¦ ¦ремонтируемого ¦ ¦ ¦ резервуара Наименование ¦ ¦ ¦при расчетной конструкций ¦ Марки стали ¦ ГОСТ или ТУ ¦ температуре ¦ ¦ ¦ °С ¦ ¦ +---T-----T----- ¦ ¦ ¦t? ¦-40>t¦-50>t ¦ ¦ ¦-40¦?-50 ¦?-65 -----------------+--------------+--------------------+---+-----+----- Стенка днище ¦ВСт3пс ¦ТУ 14-1-3023-80 или ¦ 6 ¦ - ¦ - ¦ ¦ГОСТ 380-71 ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3сп ¦То же ¦ 5 ¦ - ¦ - ¦09Г2С ¦ТУ 14-1-3023-80 ¦ 6 ¦ 13 ¦ 15 Несущие конструк-¦ВСт3КП ¦ТУ 14-1-3023-80 или ¦ 2 ¦ - ¦ - ции покрытия ¦ ¦ГОСТ 380-71 ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3пс ¦То же ¦ 6 ¦ - ¦ - ¦09Г2С ¦ТУ 14-1-3023-80 ¦ 6 ¦ 6 ¦7 или ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 12 Настил покрытия ¦ВСт3кп ¦ТУ 14-1-3023-80 или ¦ 2 ¦ - ¦ - лестницы площад- ¦ ¦ГОСТ 380-71 ¦ ¦ ¦ ки ограждения ¦ВСт3кп толщи-¦ГОСТ 10705-80 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ной до 4 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3кп толщи-¦ГОСТ 10705-80 ¦ 2 ¦ - ¦ - ¦ной 4 5-10 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3пс толщи-¦ГОСТ 10705-80 ¦ 2 ¦ 2 ¦ 2 ¦ной до 5 5 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3пс толщи-¦ГОСТ 10705-80 ¦ 6 ¦ 6 ¦ - ¦ной 6-10 мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ВСт3сп ¦ТУ 14-1-3023-80 или ¦ - ¦ 5 ¦ 5 ¦ ¦ГОСТ 380-71 ¦ ¦ ¦ -----------------+--------------+--------------------+---+-----+-----   3.3.10. Для ремонта стенки и днища горизонтальных сварных резер- вуаров следует применять сталь марки ВСт3сп3 по ГОСТ 380-71*. Для ремонта стенки и днища резервуаров вместимостью 3 и 5 м? а также для колец жесткости треугольных опорных диафрагм и стяжных хомутов резервуаров всех вместимостей в районах с расчетной темпера- турой до -30 °С допускается применение стали марки Ст3кп2 по ГОСТ 380-71. Для ремонта центральной части и коробов понтонов плавающих крыш применяется сталь ВСт3пс6 ГОСТ 380-71. Для ремонта трубчатых опорных стоек понтонов применяется сталь марки Ст20пс по ГОСТ 1050-74. 3.3.11. Для сварки рекомендуется применять материалы в соответ- ствии с табл. 3.2.   Таблица 3.2 Сварочные материалы для ремонта конструкций резервуаров -----------------T---------------------T---------------------T-------------------- ¦ ¦ Низколегированная ¦ Сталь углеродистая ¦ Углеродистая сталь ¦ сталь ¦с низколегированной Вид сварки +-----------T---------+-----------T---------+-----------T-------- ¦ электрод ¦ флюс ¦электрод ¦ флюс ¦ электрод ¦ флюс -----------------+-----------+---------+-----------+---------+-----------+-------- Ручная дуговая ¦УОНИ 13/45 ¦ - ¦УОНИ 13/45 ¦ - ¦УОНИ 13/45 ¦ - ¦ тип Э42А ¦ ¦ тип Э50А ¦ ¦ тип Э42А ¦ -----------------+-----------+---------+-----------+---------+-----------+-------- Механизированная ¦Св-08А ¦ ОСЦ-45 ¦Св-08ГА ¦АН-348-А ¦ Св-08А ¦ОСЦ-45 под флюсом авто-¦Св-08АА ¦ ОСЦ-45М ¦Св-10ГА ¦АН-348-АМ¦ Св-08АА ¦ОСЦ-45М матом ¦Св-08ГА ¦АН-348-А ¦Св-10Г2 ¦ ОСЦ-45 ¦ Св-08ГА ¦АН-348-А ¦ ¦АН-348-АМ¦ ¦ ОСЦ-45М ¦ ¦АН-348-АМ ¦ ¦ ¦ ¦ АН-22 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ АН-60 ¦ ¦ -----------------+-----------+---------+-----------+---------+-----------+-------- Механизированная ¦Св-08ГС ¦ ¦Св-10ПМА ¦ ¦ Св-08ГС ¦ в СО2 полуавто- ¦Св-10ПМА ¦ ¦Св-08ХНМ ¦ ¦ Св-10НМ ¦ матом ¦Св-08ХНМ ¦ ¦Св-08Г2С ¦ ¦ Св-08ХНМ ¦ ¦Св-08Г2С ¦ ¦ ¦ ¦ Св-08Г2С ¦ -----------------+-----------+---------+-----------+---------+-----------+--------   Примечания: 1. Допускается применение других сварочных материалов обеспечивающих свойства сварочного соединения не ниже свойств основного металла. 2. Выпускается применение электродов типа Э-42 для сварки элементов покрытия кровли центральной стойки лестниц площадок ограждений и др.   3.3.12. Пригодность электродов сварочной проволоки и флюса для сварки должна определяться требованиями: ГОСТ 9467-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуго- вой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы; ГОСТ 9466-75. Электроды покрытые металлические для ручной дуго- вой сварки сталей и наплавки. Классификация размеры и общие техноло- гические требования"; ГОСТ 2246-70. Проволока стальная сварочная; ГОСТ 9087-81. Флюсы сварочные плавленые. 3.3.13. Сжиженный углекислый газ СО2 применяемый для сварки должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8050-85. Двуокись углерода га- зообразная и жидкая. 3.3.14. Для ремонта и устранения дефектов с применением эпоксид- ных составов должны применяться следующие материалы: а эпоксидная смола ЭД-20 по ГОСТ 10587-84; б смола низкомолекулярная полиамидная Л-20 по ТУ 6-05-1123-74; в полиэтиленполиамин по ТУ 6-02-594-80; г дибутилфталат по ГОСТ 8728-77; д стеклоткань по ГОСТ 8481-75; е пудра алюминиевая ПАК-1 по ГОСТ 10096-76; ж ацетон технический по ГОСТ 2768-84 или ГОСТ 2603-79; з наждачная бумага N 3-5; и шпатлевка ЭП-0010 по ГОСТ 10277-76; к толуол технический по ГОСТ 5789-78; л бензин по ГОСТ 443-76 или ГОСТ 1012-72; м этилцеллозольв по ГОСТ 8313-76; н гексаметилендиамин; о растворитель Р-4 по ГОСТ 7827-74. 3.3.15. Для контроля герметичности сварных соединений вакуум-ме- тодом следует применить пенные индикаторы следующих составов:   Состав N 1 летний ...Вода 1 л мыло туалетное 50 г - перемеши- вать до полного растворения Состав N 2 летний ...Вода 1 л мыло хозяйственное 65 %-ное 50 г глицерин 5 г - смесь перемешивать до пол- ного растворения Состав N 3 летний ...Вода 1 д концентрированный раствор экс- тракта лакричного корня 15 г - смесь пере- мешивать 5 мин Состав N 4 летний ...Вода теплая 40-60 °С 1 л сухой ла кричный экстракт 10 г - смесь перемешивать до полного растворения Состав N 5 зимний ...Раствор хлористого кальция СаСl2 или хлористого натрия NаСl 1 л лакричный экстракт концентрированный 15 г - смесь перемешивать 5 мин затем дать отстояться в течение 1 ч до получения прозрачной жидкости и слить раствор с осадка   Состав хлористых солей подбирается в зависимости от температуры наружного воздуха. На 1 л воды следует добавлять:   Температура °С: СаСl2 г NаСl г   от 0 до -10 150 160 от -15 до -20 265 290 от -20 до -30 330 - до -35 370 -     3.4.Подготовительные работы к ремонту     3.4.1. Ремонт резервуаров с огневыми работами разрешается прово- дить только после полной очистки резервуара от остатков нефтепродук- тов дегазации его при обеспечении пожарной безопасности рядом рас- положенных резервуаров освобождение от нефти и нефтепродуктов сосед- них резервуаров с надежной герметизацией их уборка разлитого продук- та с засыпкой песком замазученных мест надежная герметизация канали- зации отглушение всех коммуникаций и т. п. и наличии письменного разрешения главного инженера предприятия согласованного с пожарной охраной. 3.4.2. Очистку резервуаров от остатков нефтепродуктов должны вы- полнять рабочие прошедшие медицинское освидетельствование в уста- новленном порядке под руководством инженерно-технических работников. Ответственный за подготовку должен руководствоваться специально раз- работанными инструкциями по очистке и дегазации резервуара утвер- жденными главным инженером. 3.4.3. Концентрацию паров углеводородов внутри резервуара осво- божденного от жидкого продукта следует снизить до значения меньше- го нижнего предела взрываемости используя систему естественной и принудительной вентиляции. 3.4.4. Для осуществления естественной вентиляции открывают люки на крыше и в нижних поясах стенки. При этом более тяжелые по отноше- нию к воздуху углеводороды выходят из резервуара через нижние люки а атмосферный воздух поступает внутрь резервуара через верхние люки. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных ре- зервуарах. 3.4.5. Для принудительной вентиляции используются вентиляторы работающие на приток или вытяжку. Во избежание образования искры необходимо применять вентиляторы и двигатели взрывобезопасного испол- нения. Подача вентилятора должна обеспечивать не менее чем 10-крат- ный обмен воздуха в час. Наличие паров углеводородов в резервуаре оп- ределяется газоанализаторами типа ПГФ2М1-И3Г УГ-2 ГБ-3 и другими по методикам прилагаемым к приборам. Допустимая концентрация углеводо- родов не должна превышать 0 3 мг/л а в резервуарах из-под бензина - 0 1 мг/л. 3.4.6. Наилучший способ очистки резервуаров большого объема от тяжелых остатков отложений которые могут содержать значительные ко- личества легких углеводородов и создавать реальную угрозу взрыва и пожара - промывка их моющими растворами типа МЛ подаваемыми спе- циальными моечными машинками струями под напором 0 8-1 2 кПа. Однов- ременно с промывкой резервуара от тяжелых остатков происходит и его дегазация. Моечная машинка должна надежно заземляться а струи очищающей жидкости для уменьшения силы удара и разбрызгивания нужно направлять под небольшим углом к поверхности. 3.4.7. Если на днище резервуара остается часть продукта то ре- зервуар необходимо заполнить водой выше уровня задвижки и всплывший продукт откачать. 3.4.8. Пропарку резервуаров небольшого объема следует вести при одном открытом верхнем люке. Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается температура около 60-70 °С. Пар следует направлять через нижний люк по шлангу выходное от- верстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру последнего. Металлические наконеч- ники резиновых шлангов и паропроводы заземляют для отвода зарядов статического электричества. Наконечники - шлангов изготовляют из цветного металла. 3.4.9. При наличии плавающего металлического понтона верхнее и нижнее пространства под ним и над ним пропаривают отдельно. Резер- вуар с понтоном из синтетических материалов освобождают от паров неф- тепродуктов заполняя его водой. Пробы воздуха для анализа из резервуара с плавающими крышами понтонами отбирают из нижней части резервуара под крышей понтоном и верхней части над крышей понтоном . 3.4.10. Очистка резервуаров от остатков сернистых нефтепродуктов с пирофорными осадками проводится в соответствии с инструкцией по борьбе с пирофорными соединениями при эксплуатации и ремонте нефтеза- водского оборудования. 3.4.11. Перед началом работ по очистке осмотру и ремонту рабо- чие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и мето- дах оказания первой помощи при несчастных случаях. Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ. Рабочие не прошедшие инструктаж к работе не допус- каются. Без оформленного наряда-допуска на производство работ и раз- решения начальника цеха приступать к очистке осмотру и ремонтным ра- ботам не разрешается. 3.4.12. Рабочие выполняющие работу внутри резервуара должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и под- ковок. При работах по очистке рабочие обязаны быть в шланговых проти- вогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиннее 10 м требуется применять противогазы с принудительной пода- чей воздуха. Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом ответственным за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре и записывается в наряде-допуске. Этот срок не должен превышать 30 мин с последующим отдыхом не менее 15 мин. Откры- тый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закреп- ляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха. Рабочие на- ходящиеся внутри и снаружи резервуара должны следить чтобы шланг не имел изломов и крутых изгибов. 3.4.13. Поверх спецодежды должен быть надет спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м дол- жен быть в руках наблюдающего рабочего который подергивая ее и по- давая голос обязан периодически удостоверяться в нормальном самочув- ствии рабочего находящегося внутри. В случае необходимости наблюдаю- щий должен вытащить пострадавшего наружу. 3.4.14. Наблюдающий рабочий обеспечивается спецодеждой и защитны- ми средствами как и работающий внутри резервуара. Он должен знать правила спасения работающего и оказания первой доврачебной помощи пострадавшему. Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего ра- бочего не должны проводиться. Ответственный за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре обязан систематически наблюдать за их ходом контролировать соблюдение правил безопасности и самочувствие рабочих. 3.4.15. Для предотвращения искрообразования при работе в резер- вуаре до его полной дегазации разрешается применять только омеднен- ный инструмент деревянные лопаты жесткие травяные щетки и т. п. Аккумуляторные - фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него. 3.4.16. Зачищенный резервуар подлежит сдаче специально назначен- ной комиссии для последующего выполнения ремонтных работ с оформле- нием соответствующего акта. 3.4.17. Ремонт выполняют в соответствии с требованиями настояще- го Руководства. В каждом конкретном случае необходимо выбрать и уточ- нить метод ремонта дефектного места. Выбранный метод ремонта должен быть утвержден главным инженером директором предприятия эксплуатирующего резервуары.   3.5.Ремонт оснований и фундаментов     3.5.1. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие ра- боты: а исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующе- го грунта; б исправление просевших участков основания; в заполнение пустот под днищем в местах хлопунов; г ремонт всего основания в случае выхода из строя днища ; д исправление отмостки. 3.5.2. При ремонте оснований-для подбивки исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем и в местах хлопунов применяют гидроизолирующий "черный" грунт состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества. 3.5.3. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим влажность около 3 % и иметь следующий состав по объему : а песок крупностью 0 1-2 мм - от 80 до 85 %; б песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0 1 мм - от 40 до 15 %.   Примечания: 1. Глина с частицами размером менее 0 005 мм допускается в количестве 1 5-5 % от объема всего грунта. 2. Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.   3.5.4. В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы по ГОСТ 11955-82. Битумы нефтяные жидкие до- рожные; каменный деготь по ГОСТ 4641-80. Дегти каменноугольные дорож- ные; полугудроны по ОСТ 38.0184-75. Полугудрон. Технические условия; мазуты по ГОСТ 10585-75. Топливо нефтяное. Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допус- кается. Количество вяжущего вещества должно приниматься в пределах от 8 до 10% по объему смеси. 3.5.5. Если ремонтные работы проводят при положительной темпера- туре наружного воздуха то приготовленную смесь укладывают без подог- рева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками. Если ремонт основания выполняют в зимних условиях то "черный" грунт следует укладывать подогретым до 50-60 °С. 3.5.6. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путем устройства сплошного бетонного или бу- тобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не прово- дится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков утора нижней части первого пояса. 3.5.7. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами подводят под днище по окружности стенки сбор- ные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают по ним гидроизолирующий слой. Откосы основания выполняют в соответствии с требованиями п. 1.1.27 части 1. 3.5.8. При неравномерной осадке основания резервуара превышаю- щей допустимые значения ремонт осуществляют путем подъема резервуа- ра на участке осадки с помощью домкратов и подбивки под днище гид- роизолирующего грунта. 3.5.9. Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объемом 10 000 м? и выше устраняют путем подбивки под днище бетона марки не ниже 100. 3.5.10. Фундаменты опоры горизонтальных резервуаров получив- ших осадку в период эксплуатации ремонтируют укладкой подбивкой на седло опоры бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.   3.6.Удаление дефектных мест   3.6.1. Дефектные участки сварных соединений или основного метал- ла с трещинами расслоениями пленами коррозионными повреждениями и другими дефектами конструкций днища стенки кровли или плавающей крыши понтона подлежат частичному или полному удалению и ремонту. 3.6.2. Размер дефектных участков подлежащих удалению опреде- ляют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного мето- да ремонта. 3.6.3. Дефектные места в целых листах стенки уторном уголке днище кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного ме- талла зубилом напильником механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками. Рис 1. Варианты работы резаком: ? справа налево; б от себя 3.6.4. Дефектные участки сварных соединений удаляют: вырубкой пневматическим ручным зубилом; вырезкой абразивным кругом; вырезкой газовой резкой резаком типа РПК-2-72 или РПА-2-72 ; вырезкой воздушно-дуговой резкой резаком типа РВДм-315 или "Раз- дан" РВДл-1200 рис. 1 . Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае ес- ли ремонт резервуаров выполняется при положительной температуре окру- жающего воздуха. 3.6.5. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака РПК-2-72 или РПА-2-72 по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка об- разуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке. Режим ре- зания резаком приведен в табл. 3.6.1. Таблица 3.6.1   Режимы резания резаком РПК-2-72 и РПА-2-72 --------------T------------------------------T--------T--------------------------- Размер канав-¦ Рабочее давление газа МПа ¦ ¦ Расход газа м?/ч ки мм ¦ ¦Скорость¦ ------T-------+---------T---------T----------+резания +------T---------T---------- ¦ ¦ ¦ ¦коксового ¦ м/мин ¦кисло-¦ацетиле- ¦коксового ширина¦глубина¦кислорода¦ацетилена¦ или ¦ ¦ рода ¦ на ¦ или ¦ ¦ ¦ ¦природного¦ ¦ ¦ ¦природного ------+-------+---------+---------+----------+--------+------+---------+---------- 5-15 ¦ 2-10 ¦ 0 3-1 2 ¦Для РПА-2¦ Не менее ¦0 5-5 0 ¦ 74 ¦Для РПА-2¦ 4 5 ¦ ¦ ¦ не менее¦ 0 02 ¦ ¦ ¦ 1 2 ¦ ¦ ¦ ¦ 0 01 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------+-------+---------+---------+----------+--------+------+---------+----------   Примечание. Глубина канавки и скорость резания зависят от угла наклона резака.   Таблица 3.6.2   Режимы воздушно-дуговой резки резаком РВДм-315 ----------T----------T-----------T---------T---------T-------T---------------------------- Диаметр ¦ ¦ ¦Скорость ¦ Ширина ¦Глубина¦ Расход электрода ¦Сила тока ¦Напряжение ¦сторожки ¦канавки ¦канавки+--------T----------T-------- мм ¦ А ¦ В ¦ мм/мин ¦ мм ¦ мм ¦электро-¦ ¦сжатого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергии ¦электрода ¦воздуха ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт•ч/м ¦ мм/м ¦ л/м ----------+----------+-----------+---------+---------+-------+--------+----------+-------- 6 ¦ 270-300 ¦ 35-45 ¦ 770-570 ¦6 5-8 5 ¦ 3-4 ¦ 0 13 ¦ 100-110 ¦ 600 8 ¦ 360-400 ¦ 35-45 ¦ 900-640 ¦8 5-10 5 ¦ 4-5 ¦ 0 17 ¦ 85-90 ¦ 650 10 ¦ 450-500 ¦ 35-45 ¦1000-700 ¦10 5-12 5¦ 5-6 ¦ 0 21 ¦ 55-60 ¦ 700 12 ¦ 540-600 ¦ 35-45 ¦1000-700 ¦12 5-14 5¦ 6-8 ¦ 0 24 ¦ 50-55 ¦ 800 ----------+----------+-----------+---------+---------+-------+--------+----------+--------   Подрубка корня шва удаление заклепок разделка трещин выплавка дефектных участков листа V-образная подготовка кромок листов под сварку и т. д. а также разделительная резка низкоуглеродистой низ- колегированной и нержавеющей стали проводится воздушнодуговой резкой резаком РВДм-315 или РВДл-1200. Резак РВДм-315 работает на постоянном токе РВДл-1200 - на пере- менном токе. Источником питания служат серийно выпускаемые сварочные преобра- зователи ПСО-500 или ПСМ-1000 и сварочные трансформаторы ТСД-1000 и ТСД-200-2. Режим воздушно-дуговой резки резаком РВДм-315 приведен в табл. 3.6.2. 3.6.6. Кромки деталей после кислородной или дуговой воздушной и кислородной резки не должны иметь неровностей прожогов и шерохова- тостей более 1 мм. 3.6.7. При толщине металла свыше 5 мм в котором выявлена трещи- на кромки трещин разделывают под сварку с V-образной подготовкой у- гол раскрытия 60-70° При толщине элементов менее 5 мм кромки трещины не разделывают. 3.6.8. Разделка кромок может осуществляться ручным и пневматичес- ким зубилами кромкорезами электрическими шлифовальными кругами и кислородной резкой.   3.7.Устранение дефектов с применением сварочных работ   3.7.1. Сталь предназначенная для ремонта резервуаров должна быть проверена на соответствие ее требованиям пп. 3.3.1 - 3.3.3 нас- тоящего Руководства действующим ГОСТам или техническим условиям на основании сертификатов и предварительно очищена от ржавчины масла влаги снега льда и других загрязнений. 3.7.2. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чер- тилок кернеров и других приспособлений а также мерительных инстру- ментов обеспечивающих высокую точность линейки рулетки второго класса точности по ГОСТ 7502-80 . 3.7.3. Шаблоны для контроля гибки вальцовки и сборки могут изго- товляться из тонкого стального листа дерева а также комбинированны- ми из дерева и тонкого стального листа ; шаблоны для резки загото- вок - из картона и дерева. Шаблоны следует изготовлять с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке 1 5 мм при длине шаблона до 4 5 м и при-пусков на обработку +1 мм на каждый сварной шов при толщине ме- талла до 16 мм . 3.7.4. Древесина для шаблонов применяется высушенная из хвойных пород; картон - плотный толщиной 1 5-3 мм. 3.7.5. Резка заготовок листового металла обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа не допускается. Кромки металла после газо- вой резки должны быть зачищены от заусениц грата окалины наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей вырывов и ше- роховатостей превышающих 1 мм. 3.7.6. Сборка подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируе- мых листов и других конструктивных элементов в зависимости от кон- струкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264-80. Швы сварных соединений. Ручная электродуговая сварка. Основные типы и конструктивные элементы следующим образом: а сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выпол- няют внахлестку при толщине более 5 мм - встык размер нахлестки ре- комендуется не менее 30-40 мм зазор между листами не должен превы- шать 1 мм; б элементы накладки свариваемые внахлестку на верхних поя- сах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара; в зазор между стыкуемыми кромками листов в стыковых соединениях следует принимать не менее 1 мм и не более 2 мм; г в стыковых односторонних соединениях с подкладкой при зазорах между кромками более 4 мм толщину подкладки принимают равной толщине свариваемых листов; д элементы соединяемые встык ручной дуговой сваркой должны иметь разделку со скосом под углом 27±3 °; е элементы тавровых соединений при выполнении ручной сваркой должны иметь зазор между вертикальными и горизонтальными листами до 2 мм. 3.7.7. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара да под- гонки их по месту предварительно вальцуют в холодном состоянии до радиуса меньшего чем радиус резервуара на 1-2 5 м в зависимости от диаметра стенки резервуара. Концы листов вставок подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами на длине по дуге 1 5 и 3 м и листом толщиной 6 мм и бо- лее после вальцовки не должен превышать соответственно 2 и 4 мм. Не допускается искривление листа конусность . Углы элементов вставок и накладок закругляют. 3.7.8. Расстояние между пересекающимися сварными швами элементов вставок и накладок и днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм на стенке резервуара - не менее 500 мм. 3.7.9. При сборке элементов конструкции под сварку детали соеди- няют посредством прихватов или при помощи стяжных приспособлений. 3.7.10. Прихватки накладываемые для соединения собираемых дета- лей размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными и легко расплавляться при наложении постоян- ных швов. 3.7.11. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм длина - 50-60 мм. Рекомендуемое расстояние между прихватками 400-500 мм. 3.7.12. Прихватки выполняют сварочными материалами применяемыми для сварки проектных швов. Требования к качеству прихваток такие же как и к сварочным швам. Прихватки выполняют сварщики допущенные к сварочным работам и имеющие соответствующие удостоверения. 3.7.13. При сборке элементов конструкций свариваемых под флюсом порошковой проволокой или в защитном газе прихватки выполняют элек- тродами предусмотренными для ручной сварки сталей из которых выпол- нены элементы. 3.7.14. При наличии значительных вмятин или выпучин и кромках верхних поясов стенки возникающих в результате недопустимого вакуу- ма или избыточного давления необходимо кроме исправления вмятин выпучин тщательно осмотреть конструкции покрытия щиты фермы прогоны и др. и в случае наличия повреждений устранить их. 3.7.15. Правку деформированных мест элементов стенки цен- тральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла следует выполнять в горячем состоя- нии путем местного нагрева газовыми горелками. Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предвари- тельной разметке с выпуклой стороны. Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура наг- рева для углеродистой стали должна быть не менее 700-850 °С. Температуру нагрева рекомендуется определять с помощью термоинди- каторных карандашей или температурной шкалы цветов нагрева стали.   Температура нагрева °С Цвет нагрева: темно-коричневый........................... 550 - 580 коричнево-красный.......................... 580 - 650 темно-красный.............................. 650 - 730 темно-вишнево-красный...................... 730 - 770 вишнево-красный............................ 770 - 800 светло-вишнево-красный..................... 800 - 830 светло-красный............................. 830 - 900   Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна ис- ключать закалку коробление трещины надрывы. 3.7.16. Правку деформированных мест элементов резервуара в холод- ном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха. 3.7.17. Правка и сборка заготовок вставки накладки при темпе- ратуре ниже -25 °С ударными инструментами запрещается. 3.7.18. При ремонте резервуаров рекомендуется применять механизи- рованную сварку под флюсом в защитных газах и порошковой проволокой а при необходимости также ручную дуговую сварку. Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов ре- зервуаров не допускается. 3.7.19. Сварку при ремонте и исправлении дефектов резервуаров находящихся н эксплуатации рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже -10 °С. Сварку при более низких тем- пературах следует проводить в соответствии с рекомендациями по ремон- ту резервуаров в условиях отрицательных температур прил. 3 . 3.7.20. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики прошедшие испытания в соответствии с действующими правилами и имеющие удостоверения уста- навливающие их квалификацию и характер работ к которым они допущены. Механизированная сварка выполняется сварщиками прошедшими обуче- ние по управлению указанной аппаратурой и получившими об этом соот- ветствующие удостоверения. Сварщики должны на месте работы пройти технологическое испытание в условиях тождественных с теми в которых будет проводиться сварка конструкций. 3.7.21. При выполнении сварочных работ с целью ремонта и исправ- ления дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требо- вания: а сварка стыковых швов окраек днища должна выполняться на соот- ветствующей подкладке в два слоя и более с обеспечением полного про- вара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу запрещается; конец стыкового шва должен выводиться за пределы окрайка на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм который удаляют после окончания сварки кислородной рез- кой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм; б технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4-6 мм длину более длины дефектного места на 100-150 мм и ширину не менее 100 мм; в вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свари- ваться с двух сторон вначале сваривают основной шов затем подвароч- ный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва очищают от шлака и зачищают до металлического блеска. Учитывая что при удалении дефектных участков сварного шва не всегда возможно обеспечение регламентируемых ГОСТом зазоров между стыкуемыми элементами допускается увеличение ширины шва l для сты- ковых соединений на 25 %. При необходимости удаления вертикального шва на всей высоте стен- ки рулонируемые резервуары его вырезку и ремонт проводить участка- ми не превышающими высоту пояса; г вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм резрешается собирать внахлестку сваривая их с наружной и внутренней сторон резервуара; д соединение листов кровли и днища резервуара должно выпол- няться внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны в нижнем положении . 3.7.22. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров сле- дует выполнять обратноступенчатым способом. Порядок сварки отдельных участков приведен на рис. 2. Длина ступени не должна превышать 200-250 мм. Сварку основного шва выполняют в несколько слоев в зави- симости от толщины металла:   Толщина листов мм..... 4-5 6-7 8-9 10-12 12-14 Число слоев ........... 1 2 2-3 3-4 3-4   Для сварки первого слоя следует применять электроды диаметром 3 мм для сварки остальных слоев - электроды диаметром 4-5 мм. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака и брызг металла. Участки слоев шва с порами раковинами и тре- щинами должны быть удалены и заварены вновь. 3.7.23. Сварку нахлесточных швов также следует проводить обрат- ноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 300-500 мм. Порядок сварки отдельных участков приведен на рис. 3. 3.7.24. Ручную сварку многослойных угловых тавровых швов привар- ки стенки к днищу рекомендуется выполнять секциями обратноступенча- тым способом рис.4 . В пределах каждой секции швы также сваривают обратноступенчатым способом участками длиной до 300 м. Длина единов- ременно свариваемого шва каждого слоя секции принимается до 900 мм. При сварке низколегированных сталей длина каждой секции не дол- жна превышать 350 мм. Сначала заваривают внутренний шов а затем наружный. 3.7.25. Многослойную сварку стыков из низколегированной стали при толщине более 6 мм рекомендуется выполнять короткими участками так чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На пос- ледние слои имеющие температуру около 200 °С по линии их стыка накладывают отжигающий валик края которого должны отстоять на 2-3 мм от ближайших границ проплавления. Рис. 2 Конструктивные элементы стыковых швов а и последовательность выполнения сварного соединения б : Рис. 3. Сварка нахлесточных швов: S...............2 5 6 60 S1.............. ? S К .............. S + b b: номинальная 0 предельное отклонение.. +1 +2 l и t........... По проекту Рис.4. Сварка угловых тавровых швов: 3.7.26. Механизированную сварку стыков под флюсом полуавтомата- ми следует выполнять без предварительного скоса кромок металла тол- щиной до 12 мм и со скосом кромок - при толщине более 12 мм. 3.7.27. Сварку стыков в углекислом газе следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 10 мм и со скосом кромок - при толщине более 10 мм. 3.7.28. Механизированная сварка автоматами и полуавтоматами при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ цен- тральной части металлического понтона и швов прикрепляющих стенку к днищу и центральную часть металлического понтона к коробам в соответ- ствии с требованиями ГОСТ 8713-79. Швы сварных соединений. Автомати- ческая и полуавтоматическая сварка под флюсом. Основные типы и кон- структивные элементы и ГОСТ 14771-76. Швы сварных соединений. Элек- тродуговая сварка в защитных газах. Основные типы и конструктивные элементы. Зазоры в конструкциях собранных под механизированную сварку ав- томатами должны быть для стыковых соединений между кромками от 1 до 3 мм для тавровых соединений между вертикальными и горизон- тальными листами не более 3 мм и для нахлесточных соединений между листами не более 1 мм. 3.7.29. В процессе выполнения механизированной сварки при случай- ном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью покрыть швом. 3.7.30. Наложение шва поверх прихваток допускается только после зачистки их от шлака и кромок основного металла от брызг. При этом неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть удалены и при необходимости выполнены вновь. 3.7.31. При ручной и механизированной дуговой сварке полуавтома- том зажигать лугу на основном металле вне границ шва и выводить кра- тер на основной металл запрещается. 3.7.32. Сварщик обязан проставлять присвоенный ему номер или знак рядом с выполненными им швами. 3.7.33. Рабочее место сварщика а также свариваемая поверхность конструкции резервуара должны быть защищены от дождя снега и сильно- го ветра. 3.7.34. Если в процессе сварки в сварном соединении или листе об- разуется новая трещина лист следует удалить и заменить новым. 3.7.35. Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены сле- дующими способами: перерывы швов и кратеров заварены; сварные соединения с трещинами а также непроварами и другими не- допустимыми дефектами удалены на длину дефектного места плюс по 15 мм с каждой стороны и заварены вновь; подрезы основного металла превышающие допустимые зачищены и за- варены путем наплавки тонких валиков электродом диаметром 3 мм с пос- ледующей зачисткой обеспечивающей плавный переход от наплавленного металла к основному. Перекрывать наплавкой валика дефектные участки швов без предвари- тельного удаления ранее выполненного дефектного шва а также исправ- лять негерметичность в сварных швах путем зачеканки запрещается. При заварке мест удаленных дефектных участков швов должно быть обеспечено перекрытие прилегающих концов основного шва. Исправленные сварные швы должны пройти повторный контроль. 3.7.36. По окончании сварочных работ выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара все вспомогательные сборочные приспособления и остатки крепивших их швов должны быть удалены свар- ные соединения и место сварки очищены от шлака брызг натеков метал- ла и при необходимости окрашены. 3.7.37. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров до- пускается выполнять наложением на дефектные места с последующей об- варкой по контуру коробчатых элементов.   3.8. Устранение дефектов без применения сварочных работ     3.8.1. Эпоксидные составы при ремонте резервуаров и металличес- ких понтонов применяют только для герметизации: а газового пространства резервуаров кровля и верхние пояса ко- торых имеют большое число сквозных коррозионных повреждений; б сварных соединений имеющих мелкие трещины и участков с отпо- тинами в верхних поясах стенки; в коробов и центральной части металлического понтона; г клепаных соединений резервуаров; д прокорродированных участков днища и первого пояса стенки. 3.8.2. Герметизация дефектных мест с применением эпоксидных сос- тавов не обеспечивает прочности конструкции. 3.8.3. Герметизация дефектных мест кровли и стенки осуществляет- ся с наружной стороны резервуара без его дегазации. Дефектное место должно находиться выше уровня наполнения продукта в резервуаре. 3.8.4. Герметизация дефектных мест понтона и днища осуществляет- ся в дегазированном резервуаре при санитарной норме содержания па- ров . Техника безопасности работ с эпоксидными составами приведена в прил. 7 меры пожарной безопасности при ремонте резервуаров - в прил. 4. 3.8.5. Герметизация мелких трещин должна осуществляться после ус- тановления границ трещин засверловки отверстий диаметром 6-8 мм по концам трещин. Во избежание образования искры засверловку трещин рекомендуется выполнять ручной дрелью. Место засверловки следует густо смазать тех- ническим вазелином. 3.8.6. Подготовка мест для наложения герметизирующих наклеек дол- жна осуществляться далее границ дефектного места на 40-80 мм с по- мощью безыскровых приспособлений. Поверхность поврежденного участка зачищают до металлического блеска металлической щеткой напильником и дополнительно наждачной бумагой. После механической обработки повреж- денное место очищают от опилок окалины и грязи ветошью смоченной бензином. Перед нанесением клеящего состава зачищенное дефектное мес- то обезжиривают растворителями ацетон Р-40 и др. . Для поверхнос- тей из алюминиевых сплавов и нержавеющих сталей при применении клеев на основе эпоксидной смолы ЭП-0010 эффективней метод очистки щелоч- ным раствором. Щелочной раствор имеет следующий состав: орто- или ме- тасиликат натрия щелочное мыло и поверхностно-активное вещество ПАВ - 1 % раствора ОП-7 по ГОСТ 8433-81 или любого ПАВ в пресной воде в соотношении 1:3:3 масс частей с последующей промывкой пресной водой и сушкой. 3.8.7. Для ремонта резервуаров рекомендуется применять эпоксид- ные композиции клеи холодного отвердения составы которых приведе- ны в табл. 3.8.1 и 3.8.2.   Таблица 3.8.1 Составы клеевых композиций ----------------------------------------------T---------------------- ¦ Состав ¦ массовые части Компонент +-----------T---------- ¦ I ¦ II ----------------------------------------------+-----------+---------- Эпоксидная смола непластифицированная ЭД-20 ¦ 100 ¦ 100 Дибутилфталат пластификатор ¦ 15 ¦ - Смола низкомолекулярная полиамидная Л-20 ¦ - ¦ 50 Пудра алюминиевая наполнитель ¦ 10 ¦ 10 Полиэтиленполиамин отвердитель ¦ 10 ¦ 10 ----------------------------------------------+-----------+----------   Примечание. Низкомолекулярная полиамидная смола Л-20 вводится в состав вместо полиэтиленполиамина и дибутилфталата в качестве отвердителя и одновременно пластификатора.   Таблица 3.8.2 Составы клеевых композиций --------------------------------------T------------------------------ ¦ Состав массовые части Компонент +----------T---------T--------- ¦ I ¦ II ¦ III --------------------------------------+----------+---------+--------- Эпоксидная смола ЭП-0010 ¦ 100 ¦ 100 ¦ 100 Полиэтиленполиамин отвердитель ¦ 10 ¦ 10 ¦ 8 Асбест хризотиловый ¦ 15 ¦ - ¦ 10 Цинковый порошок ¦ - ¦ 20 ¦ 10 --------------------------------------+----------+---------+---------   3.8.8. Ремонт незначительных дефектов на верхних поясах стенки кровли и других элементах может осуществляться путем наложения метал- лических заплат на клею на основе эпоксидной смолы ЭП-0010. 3.8.9. Жизнеспособность клеевых составов при температуре 20 °С составляет 45-60 мин поэтому указанные составы необходимо из- готовлять небольшими порциями непосредственно перед использованием. 3.8.10. Клей необходимо готовить непосредственно на нефтебазе перед началом работы смешивая расфасованные в стеклянную или метал- лическую тару компаунд и отвердитель. Смешение рекомендуется осущес- твлять в емкости в которой находится компаунд. Время тщательного пе- ремешивания составляет в среднем 5 мин. При отрицательных и низких ниже 5 °С температурах для хорошего перемешивания компонентов клея и последующего его нанесения рекомендуется подогревать клей до температуры 25-30 °С в специальных емкостях с двойными стенками между которыми находится горячая вода. 3.8.11. Компаунды следует готовить в отдельных специально обору- дованных помещениях нефтебаз тщательно перемешивая ручным способом или в клеемешалках с электроприводом компоненты в следующей последо- вательности: для состава I - эпоксидную смолу ЭД-29 дибутилфталат алюминиевую пудру; для состава II - эпоксидную смолу ЭД-20 алюминие- вую пудру. 3.8.12. Компаунды и отвердители рекомендуется расфасовывать в стеклянную или металлическую тару компаунды - в банки с широким гор- лом и плотно закрывающимися крышками отвердитель - во флаконы с плотно закрывающимися пробками . 3.8.13. Вместимость тары должна быть рассчитана на предстоящий объем работ соответствующий жизнеспособности готовых клеевых компо- зиций. 3.8.14. Перед началом работ по ремонту резервуаров с применением эпоксидных клеевых составов рабочих необходимо ознакомить с техноло- гией производства работ техникой безопасности и санитарно-профилак- тическими мероприятиями при работе с эпоксидными клеями. 3.8.15. Эпоксидные клеевые составы холодного отвердения полимери- зуются при температуре окружающей среды от 5 °С и выше в течение 24 ч. Ускорить отвердение эпоксидного состава можно путем подогрева его после начала полимеризации которая наступает через 2-3 ч с мо- мента приготовления при температуре окружающей среды 15-20 °С. Подогревать можно горячим воздухом мешками с горячим песком и т. п. Отвердение эпоксидного состава при подогреве заканчивается за 3-4 ч при температуре 60-80 °С и за 1 5 ч при температуре 120 °С. 3.8.16. В зависимости от вязкости состава его наносят на зачищен- ную поверхность шпателем кистью или краскопультом. 3.8.17. Отдельные мелкие трещины отверстия и отпотины на стенке кровле и понтоне допускается ликвидировать эпоксидным составом без применения армирующего материала. При этом дефектное место и повер- хность вокруг него должны быть покрыты ровным слоем клея. Толщина клеевого состава должна быть около 0 15 мм. 3.8.18. Крупные дефектные места ремонтируют эпоксидными состава- ми с укладкой не менее двух слоев армирующей ткани - стеклоткани бя- зи и др. Зачищенное место покрывают слоем клея укладывают армирующий слой и покрывают его слоем клея затем укладывают следующий армирующий слой который также покрывают слоем клея. Каждый армирующий слой дол- жен перекрывать края дефектного листа и ранее уложенного армирующего слоя на 20-30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой эпоксидно- го клеевого состава с последующим лакокрасочным покрытием. 3.8.19. Клееармированная конструкция после нанесения каждого слоя на дефектное место уплотняется прикатывается металлическим роликом для удаления воздушных пузырей и возможных каверн между слоями и ме- таллом. 3.8.20. Клеевая конструкция отремонтированных дефектных мест пос- ле окончания всех работ выдерживается для отвердения в течение 48 ч при температуре 15-25 °С. 3.8.21. Сплошная коррозия днища и части первого пояса стенки с большим числом отдельных или групповых каверн ремонтируется нанесе- нием сплошного армирующего покрытия на дефектное место. 3.8.22. Ремонт днища и первого пояса стенки резервуара выполняют с применением эпоксидной шпатлевки ЭП-0010 ГОСТ 10277-76 и отверди- теля - гексаметилендиамина в массовых частях: шпатлевка - 100 от- вердитель - 8 5 . 3.8.23. Перед нанесением эпоксидных покрытий с поверхности перво- го пояса стенки и днища удаляют ржавчину пескоструйным аппаратом или другим способом. Очищенную поверхность протирают авиационным бензи- ном и в короткий срок покрывают эпоксидной грунтовкой.   Состав эпоксидной грунтовки в массовых частях ; ЭП-0010 100 Отвердитель 8 5 Растворитель Р-40 35-40 Состав растворителя Р-40 % : Ацетон ........ ................................. 20 Этилцеллозольв...... ............................ 30 Толуол....... ................................... 50   Количество растворителя Р-40 при нанесении грунтовки краско- пультом не должно превышать 35 массовых частей при нанесении вруч- ную допускается до 45 массовых частей. Грунтовку предназначенную для нанесения на поверхность краско- пультом фильтруют через сетку с числом отверстий не менее 1200 на 1 см? или через 2-3 слоя марли. Жизнеспособность состава - 5-7 ч. 3.8.24. Отдельные раковины свищи и другие дефекты предвари- тельно шпатлюют основным покрытием следующего состава в массовых частях :   Шпатлевка ЭП-0010.................. .............. 100 Отвердитель - гексаметилендиамин.................. 8 5 Наполнитель - пудра алюминиевая .................. 100   Приготавливать состав рекомендуется следующим образом: в шпатлев- ку ЭП-0010 добавляют отвердитель и тщательно перемешивают до образо- вания однородной массы затем добавляют сухой наполнитель до образо- вания тестообразной массы удобной для нанесения шпателем. Жизнеспо- собность состава - 1-1 5 ч. 3.8.25. На загрунтованную поверхность наносят разливом и разрав- нивают слой покрывного состава толщиной до 2 мм на который наклады- вают армирующий слой и укатывают перфорированным металлическим кат- ком для пропитки слоя и удаления воздушных пузырей. Следующие армирующие слои накладывают после отвердения предыду- щих слоев не ранее чем через 24 ч при температуре 18 °С в ука- занной последовательности. 3.8.26. На верхний армирующий слой наносят краскопультом лакокра- сочное покрытие грунтовка по ГОСТ 9070-75 . 3.8.27. Контроль качества осуществляют визуальным осмотром и с помощью электрического дефектоскопа ЭД-4. 3.8.28. Испытание и ввод в эксплуатацию отремонтированного резер- вуара должны осуществляться не ранее семи суток после окончания ре- монта. 3.8.29. Качество ремонтных работ с применением эпоксидных соста- вов обеспечивается постоянным и строгим процесса. Пооперационный кон- троль предусматривает пооперационным контролем всего технологическо- го систематическую проверку: соответствия исходных материалов их паспортным данным и срокам хранения; условий их хранения; качества подготовки поверхности ремонтируемых участков резервуара; правильности дозировки компонентов клея тщательности их переме- шивания при подготовке компаундов и клеевых композиций; внешнего вида и вязкости компонентов клея; сроков использования клея в соответствии с его жизнеспособностью; чистоты тары для компаундов отвердителей и готовых композиций; температурно-временных режимов отвердения клея. 3.8.30. При появлении значительных обдиров обкладочной резины и сквозных механических повреждений порывы и пр. в отдельных элемен- тах уплотняющего петлеобразного или дискового затвора выполненного из обрезиненного бельтинга дефектные элементы удаляют и заменяют но- выми. 3.8.31. При значительном провисании некоторых участков бельтинга необходимо под нижнюю часть затвора установить дополнительные подрес- сорники. 3.8.32. Подрессорник представляет собой сложенный вдвое лист из обрезиненного бельтинга толщиной 3 0-3 3 мм прошитый несколькими продольными и поперечными швами на шорной или обувной машинах класса 45 нитью не тоньше № 00. 3.8.33. Вылет подрессорника должен быть в пределах 160-185 мм. 3.8.34. Подрессорник раскраивают так чтобы он работал по основе а не по утку. 3.8.35. Допускается сшивка подрессорника с наружным лепестком затвора нитью не тоньше № 00. 3.8.36. После сшивки наружного лепестка с подрессорником все швы должны быть жирно промазаны с обеих сторон трансформаторным маслом. 3.8.37. Для крепления усиленных элементов уплотняющего затвора к понтону в них просверливают или пробивают отверстия требуемого диа- метра.   3.9.Бандажирование стенок резервуаров     3.9.1. Усиление эксплуатирующихся резервуаров бандажами проводит- ся с целью восстановления несущей способности нижних поясов стенки 1 - 4 пояс имеющих коррозионный износ в пределах до 20 % от первона- чальной толщины листа. 3.9.2. Бандажные усиления для подкрепления стенки и повышения не- сущей способности надежности конструкции в эксплуатации целесообраз- но устанавливать на резервуарах вместимостью 1000-10 000 м? как полистовой так и рулонной сборки. 3.9.3. Бандажные усиления представляют собой разъемные стальные кольца состоящие из 4-6 полос в зависимости от длины полосы и диа- метра резервуара стянутых с помощью резьбовых соединений. На резервуаре может быть установлено 10-20 колец по высоте четы- рех поясов в зависимости от коррозионного износа металла и геометри- ческого сечения полосы. Необходимое число колец определяется расчетом. 3.9.4. Монтажные работы по установке бандажных усилений следует совмещать с производством ремонта резервуара подготовленного к выпол- нению огневых работ. 3.9.5. Решение на усиление резервуара или группы резервуаров бан- дажами принимается техническими службами нефтебаз территориальных управлений после получения результатов обследования и комплексной де- фектоскопии. 3.9.6. На каждый резервуар намеченный к производству работ по усилению должен разрабатываться индивидуальный технический проект с учетом технического состояния резервуара. В проекте приводятся крат- кие сведения о техническом состоянии резервуара; расчетная часть; ор- ганизация монтажных работ; рекомендации по дальнейшей эксплуатации усиленного резервуара. 3.9.7. Общие положения по бандажированию стенок резервуаров при- ведены в Рекомендациях по восстановлению несущей способности цилин- дрических резервуаров способом усиления стенки стальными кольцевыми бандажами и Рекомендациях по эксплуатации резервуаров усиленных ме- тодом постановки кольцевых бандажей прил. 1 пп. 58 59 . 3.9.8. Резервуар после завершения комплекса ремонтных работ и монтажа бандажных усилений должен пройти гидравлические испытания согласно п. 3.10.15 настоящего Руководства. По завершении испытаний составляется акт о вводе его в эксплуатацию в котором указывается предельный уровень наполнения усиленного резервуара.   Контроль качества ремонтных работ испытание резервуаров приемка резервуаров после ремонта     3.10.1. Контроль качества сборочных и сварочных работ при ремон- те резервуаров проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 разделы 1 и 4 . 3.10.2. Контроль выполненных работ осуществляют: а внешним осмотром мест и элементов исправления в процессе сбор- ки сварки резервуаров с измерением сварных швов; б испытанием швов на герметичность; в проверкой сварных соединений рентгено- и гаммапросвечиванием или другими физическими методами; г окончательным испытанием резервуара на прочность устойчи- вость и герметичность. 3.10.3. Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соеди- нений выполненных при ремонтных работах. 3.10.4. В клепаных резервуарах подвергаются проверке заклепочные соединения в зонах прилегающих к ремонтируемому участку. Проверку выполняют простукиванием легким молотком по головкам заклепок качес- твенные заклепки не издают дребезжащего звука затем проверяют гер- метичность вакуум-методом. 3.10.5. Сварные соединения по внешнему виду должны удовлетворять требованиям ГОСТ 8713-79 ГОСТ 5264-80 СНиП III-18-75 см. пп. 1.3.12 - 1.3.19 части II настоящих Правил . 3.10.6. Все сварные соединения выполненные в период ремонтных работ подвергаются 100 %-ному контролю на герметичность вакуум-мето- дом или керосиновой пробой. 3.10.7. Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки сва- ренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином. Контролируемую сторону шва очищают от грязи и ржавчины и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть. Шов смачивают керосином посредством опрыскивания не менее двух раз струей под давлением из краскопульта бачка керосинореза или паяльной лампы. Допускается протирать швы 2 - 3 раза тряпкой обильно смоченной керосином. Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность ва- куумкамерой или керосином. В последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина и после ее высыхания сварные соединения с наружной стороны опрыскивают керосином. Шов обрабатывают керосином не менее двух раз с перерывом 10 мин. Испытания на герметичность двусторонних нахлесточных сварных сое- динений и стыковых швов сваренных на остающейся подкладке осущес- твляются введением керосина под давлением 0 1-0 2 МПа в зазор между листами или подкладкой планкой через специально просверленные отвер- стия. Отверстия после проведения испытания заваривают. Перед завар- кой отверстия пространство между листками должно быть продуто сжатым воздухом. На поверхности окрашенной меловым раствором после смачивания керосином не должно появляться пятен в течение 12 ч а при температу- ре ниже 0 °С - в течение 24 ч. В зимних условиях для ускорения процесса контроля разрешается смачивать сварные соединения керосином предварительно нагретым до температуры 60-70 °С в этом случае процесс контроля герметичнос- ти сокращается до 1 ч. 3.10.8. Испытание на герметичность сварных соединений днища ре- зервуаров проводится вакуум-методом. 3.10.9. Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ центральной части плавающей крыши и понтона нахлесточные и уг- ловые соединения . Контролируемый участок сварного соединения и ос- новного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака масла грязи и пыли смачивают индикаторным мыльным раствором при положительной температуре или раствором лакричного корня при отрицательной температуре . Индикаторный раствор нанесенный на шов должен быть свободен от пузырьков воздуха. Водный раствор мыла дол- жен применяться только при температуре не ниже -20 °С. Водный же экстракт лакричного корня представляет собой универсальный пенообра- зующий индикатор как в летнее так и в зимнее время. Введение в него солей хлористого натрия или хлористого кальция позволяет вести рабо- ты по испытанию на герметичность при температуре наружного воздуха до -35 °С. Составы пенных индикаторов в зависимости от времени года приведены в разделе 3 п. 3.3.15 настоящего Руководства. На контролируемый участок плотно устанавливают вакуум-камеру рис. 5 которую подключают к вакуумнасосу. Разрежение в камере должно составлять не менее 66 5 кПа для свар- ных соединений листов толщиной 4 мм и не менее 80 0 кПа для соедине- ний листов большей толщины. Перепад давления контролируют при помощи вакуум-манометра. При проверке герметичности сварных соединений на поверхности шва покрытой индикаторным раствором не должны появляться пузыри. Рис. 5. Вакуумкамеры для испытания герметичности швов: а плоская; б угловая; 1 вакуум-насос; 2 шланг; 3 вакуум-манометр; 4 кран лробковый; 5 оргстекло; 6 губчатая резина В местах сквозных дефектов возникают пульсирующие лопающиеся вновь возникающие и снова ломающиеся пузырьки. В местах мельчайших сквозных дефектов обнаруживаются скопления мелких нелопающихся пузырьков. 3.10.10. Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и плавающих крыш проводят путем нагнетания в них воз- духа компрессором до избыточного давления 1 кПа с одновременным сма- зыванием всех наружных швов мыльным раствором или другим пенным инди- катором. До начала пневматических испытаний необходимо сварные соединения очистить от шлака и загрязнений проверить соединения простукиванием металла в зоне шва тщательно осмотреть их и устранить выявленные де- фекты. Герметичность сварных соединений открытых коробов понтона прове- ряют вакуум-камерой или керосином. 3.10.11. Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-каме- рой керосином или внутренним избыточным давлением воздуха. При испытании сварных соединений керосином его впрыскивают под давлением во все нахлесточные соединения изнутри резервуара с нижней стороны кровли. При этом сварные соединения кровли с наружной сторо- ны окрашивают водной суспензией мела или каолина. Испытания сварных соединений кровли сжатым воздухом проводятся путем создания внутреннего избыточного давления при наполнении герме- тически закрытого резервуара водой до уровня не менее 1 м или посред- ством нагнетания воздуха компрессором внутрь резервуара залитого во- дой на высоту не менее 1 м до получения в обоих случаях избыточного давления превышающего эксплуатационное на 10 % а для резервуаров повышенного давления - на 25 %. Для регулирования избыточного давления в кровлю резервуара ввари- вают специальные трубопроводы. Избыточное давление в резервуаре сле- дует контролировать по показаниям водяного манометра во всех случаях когда вода или воздух поступает и когда подача воды воздуха прек- ращена так как давление в резервуаре может повышаться в результате повышения температуры наружного воздуха или под влиянием нагрева сол- нечными лучами. При испытании сжатым воздухом сварные соединения кровли снаружи смачивают мыльным раствором или другим пенным индикатором.   Примечания: 1. Контроль швов кровли и зимних условиях рекомендуется проводить керосиновой пробой. 2. В резервуарах повышенного давления конструкций типа ДИСИ и <Гибрид> в процессе испытания герметичности кровли на избыточное давление необходимо при достижении эксплуатационного давления проявлять осторожность медленно повышать давление во избежание потери устойчивости торцовой части.   3.10.12. Обнаруженные в процессе испытания на герметичность де- фекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской удаляют на длину дефектного места плюс 15 мм с каждого конца и заваривают вновь. Исправленные дефекты в сварных соединениях должны быть вновь под- вергнуты повторному контролю на герметичность. Исправлять одно и то же дефектное место разрешается не более двух раз.   Примечания: 1. Исправление негерметичных сварных соединений зачеканкой запрещается. 2. Обнаруженные дефекты в сварных соединениях кровли резервуара неповышенного давления устраняют повторной подваркой без удаления дефектных участков.   3.10.13. Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса и 50 % соединений второго третьего и четвертого поясов преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными резервуаров вместимостью 2000 м? и более подвергаются контролю просвечиванием рентгено- или радиографированием . Оценка качества сварных соедине- ний по данным просвечивания осуществляется в соответствии с требова- ниями ГОСТ 7512-82. Швы сварных соединений. Методы контроля просвечи- ванием проникающими излучениями.   Примечания: 1. Просвечивание осуществляется до гидравлического испытания резервуара. 2. Допускается контроль швов ультразвуковым методом с последующим просвечиванием дефектных и сомнительных мест. 3. В резервуарах вместимостью до 1000 м? с разрешения главного инженера предприятия допускается контроль качества сварных швов керосином. 4. Сварные соединения двух нижних поясов стенки резервуаров вместимостью 2000 м? и более изготовленных из кипящей стали после среднего или капитального ремонта должны подвергаться 100 %-ному контролю просвечиванием.   3.10.14. Если при просвечивании будут обнаружены недопустимые де- фекты то необходимо выявить границы дефектного участка путем допол- нительного контроля вблизи мест с выявленными дефектами. Если при до- полнительном контроле будут также обнаружены недопустимые дефекты то контролю подвергаются все сварные соединения. Выявленные дефектные сварные соединения или их участки должны быть исправлены и вновь проварены. 3.10.15. Окончательные испытания резервуара на прочность устой- чивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания днища окрайков стенки покрытия и анкерных ус- тройств за исключением работ по герметизации и устранению мелких де- фектов отдельных мест кровли днища и верхних поясов стенки посред- ством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соот- ветствующего избыточного давления и вакуума в соответствии с требова- ниями СНиП III-18-75 и Инструкции по изготовлению и монтажу верти- кальных цилиндрических резервуаров ВСН 311-81/ММСС СССР. 3.10.16. В процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах в стыковых соедине- ниях стенки сопряжении стенки с днищем и других ответственных соеди- нениях . Если в процессе испытания по истечении 24 ч на поверхности стен- ки резервуара или по краям днища не появятся течи и если уровень не будет снижаться то резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание. 3.10.17. После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания рав- номерность осадки проводится нивелирная съемка по периметру резер- вуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м. 3.10.18. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклоне- ния середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали прове- денной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при наполнении его до рас- четного уровня проводят по отвесу геодезическими и другими способами. 3.10.19. Качество ремонта металлического понтона плавающей кры- ши и уплотняющего затвора проверяют путем подъема и опускания понто- на при заполнении резервуара водой. При подъеме и опускании понтона плавающей крыши ведется кон- троль за работой уплотняющего затвора с целью выявления возможного заклинивания неплотного прилегания перекосов и неплавного его хода. Места дефектов фиксируют и устраняют. 3.10.20. После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей трещин вмятин или значительных деформаций превышающих допустимые согласно СНиП III-18-75 испыта- ние считается законченным и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию. 3.10.21. Резервуар принимают в эксплуатацию после среднего и ка- питального ремонтов при выполнении работы подрядной организацией комиссией с участием представителей от организаций эксплуатирующих резервуар и осуществляющих ремонт назначаемой вышестоящей организа- цией. При выполнении работ силами предприятия комиссия назначается ру- ководством этого предприятия. 3.10.22. Резервуар после ремонтных работ принимают на основе де- фектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением ак- тов на работы выполненные при ремонте. В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая доку- ментация: а дефектная ведомость при нескольких дефектах ; б чертежи необходимые при ремонте; в проект производства работ по ремонту резервуара ППР или тех- нологическая карта ремонта отдельных мест или узлов; г документы сертификаты и другие документы удостоверяющие ка- чество металла электродов электродной проволоки флюсов клея и прочих материалов примененных при ремонте; д акты приемки основания и гидроизолирующего слоя; е копии удостоверений дипломов о квалификации сварщиков про- водивших сварку конструкции при ремонте с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков; ж акты испытания сварных соединений днища стенки кровли пон- тона плавающей крыши на герметичность; з заключения по качеству сварных соединений стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля; и журнал проведения ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы указывающие атмосферные условия в период ремонта; к документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР если при ремонте такие отклонения были допущены; л результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и са- мого днища; результаты измерений геометрической формы стенки в том числе и местных отклонений; м результаты измерений местных отклонений кровли для резервуа- ров повышенного давления ; н результаты измерений зазоров между стенкой и понтоном при за- мене элементов стенки и коробов понтона ; о результаты измерений вертикальности установки направляющих понтона плавающей крыши ; п акт на устройство антикоррозионного покрытия анкерных болтов в случае их ремонта; р документы подтверждающие марку бетона примененного для ре- монта железобетонных плит фундаментов противовеса; с акт на послойное трамбование грунта над плитами-противовесами; т акт опробования оборудования клапанов задвижек и т. п. ; у градуировочная таблица после ремонта резервуара связанного с изменением его объема; ф акт проверки омического сопротивления заземления. 3.10.23. Комиссией составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы. Акт на приемку резервуара утверждает директор главный инженер предприятия эксплуатирующего резервуар. Документация на приемку и выполненные работы по ремонту резервуа- ра хранится вместе с паспортом.   4. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ   Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах распространяются на все случаи устранения дефектов тре- щин непроваров вмятин и т. п. обнаруженных в период их эксплуата- ции. Карты являются иллюстрированным дополнением общих указаний при- веденных в настоящем Руководстве. В картах приведены наиболее часто встречающиеся случаи образова- ния дефектов в конструкциях металлических резервуаров и даны примеры устранения этих дефектов. Трещины и другие дефекты обнаруженные не в сварных соединениях а в околошовной зоне должны быть устранены аналогично методам при- веденным в указанных картах. Дефекты возникающие и конструкциях резервуаров не предусмотрен- ные настоящими картами должны устраняться по отдельным решениям с разработкой технологии применительно к изложенным в картах случаям. Дефекты в конструкциях могут устраняться организацией проводя- щей ремонтные работы по специально разработанной и согласованной с заказчиком технологии.   4.1.Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров   Карта 4.1.1   Дефект Неравномерная осадка основания резервуара А превышающая допуски и вызывающая неравномерную осадку резервуара. Метод исправления I 1. На участке осадки резервуара приваривают через 2 5-3 м ребра жесткости Б на расстоянии 0 4 м от днища. Сварной шов 8х100 мм через 1500 мм. 2. Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Резервуар подни- мают выше осадки на 40-60 мм. 3. Подбирают грунтовую смесь супесчаный грунт пропитанный биту- мом . 4. Резервуар опускают на основание. Ребра удаляют. 5. Смеси подбивают трамбовками: под днищем - вертикальными слоя- ми за пределами днища - горизонтальными слоями. Откосы выполняют в соответствии с требованиями основного проекта. Метод исправления II 1. На участке осадки резервуара приваривают через 10-12 м в 2-3 местах патрубки Б из трубы диаметром 520 мм толщиной 8-10 мм на расстоянии 0 6-0 8 м от днища. 2. С помощью трубоукладчика Q-60 тс резервуар поднимается за один из патрубков на высоту превышающую величину осадки на 40 - 60 мм. 3. Подбивают грунтовую смесь с помощью специальных штангтрамбовок. 4. Резервуар опускают на основание. Патрубки удаляют.   Карта 4.1.2 Дефект Зазоры между бетонным кольцом основания А и окрайками днища Б до 100 мм на значительном протяжении периметра корпуса резервуара В. Метод исправления 1. Зазоры между бетонным бетоном марки не ниже 100. 2. При необходимости работы по восстановлению вертикальности стенки резервуара выполняют в соответствии с требованиями карты 4.1.1.   Карта 4.1.3   Дефект Значительная равномерная осадка основания резервуара А превышающая допуски в районах с недостаточно устойчивыми грунтами. Метод исправления 1. Вокруг резервуара на расстоянии 1 м от него устраивают монолитное бетонное бутобетонное кольцо Б. Верх кольца должен быть ниже основания не менее чем на 50 мм. 2. Отмостки В устраивают по требованиям основного проекта. 3. Подводящие трубопроводы должны обеспечить возможность осадки за счет гибких вставок или компенсирующих устройств.   Карта 4.1.4   Дефект Местная просадка основания А под днищем резервуара Б вне зоны окрайков глубиной более 200 мм на площадке более 3 м?. Метод исправления 1. В днище резервуара Б на участке пустоты вырезают отверстие В диаметром 200-250 мм для подбивки грунтовой смеси Г. В зависимости от площади просадки основания а также удобства подбивки при необходимости вырезают дополнительные отверстия. 2. Пустоту засыпают грунтовой смесью Г супесчаным грунтом про- питанным битумом и уплотняют глубинным вибратором пневмотрамбовкой вручную. 3. Вырезанное в днище отверстие закрывают круглой накладкой Д диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины дни- ща резервуара. 4. Накладку с днищем сваривают по всему контуру плотным швом.   Примечание. В случае пропитки основания в зоне дефектного места нефтепродуктом допускается выемка гидрофобного грунта в указанной зоне глубиной 200-250 мм с последующей засыпкой и уплотнением сухим песком в соответствии с требованиями п. 9 Руководства.   Карта 4.1.5   Дефект Днище резервуара А не просело а основание Б частично осыпалось. Между днищем и основанием образовался зазор.   Метод исправления 1. На разрушенном участке подбивают грунтовую смесь пневмотрам- бовкой или вручную супесчаный грунт пропитанный битумом . 2. За пределами резервуара укладывают слой песчаного грунта В а сверх него утрамбовывают изолирующий слой. 3. Откосы основания Г выполняют согласно проекту.   Примечание. При ведении ремонтным работ в зимних условиях смесь для изолирующего слоя перед укладкой необходимо подогревать до 50-60 °С.   Карта 4.1.6   Дефект Значительная равномерная просадка стенки резервуара по всему пе- риметру до 250 мм с резким перегибом окрайки днища на расстоянии до 500 мм от стенки; сварные соединения днища не нарушены. Метод исправления 1. На отдельных участках стенки резервуара на расстоянии 0 4 м от днища приваривают через 2 5-3 м по периметру ребра жесткости см. карту 4.1.1 . 2. Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Участок стенки поднимают выше просадки на 50 мм. 3. Распускают сварные соединения приварки окраек к центральной части днища и стенки резервуара. Окрайки разрезают на отдельные учас- тки и удаляют из резервуара. 4. Укладывают слой гидрофобного грунта до проектной отметки осно- вания и уплотняют трамбовкой. 5. Подводят под стенку окрайки днища с технологической подклад- кой. Окрайки между собой сваривают встык поджимают к стенке и прива- ривают двусторонним тавровым швом. 6. Сваривают внахлест окрайки с центральной частью днища. 7. Стенку опускают на основание снимают домкраты и удаляют реб- ра жесткости. 8. Все сварные соединения проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уров- ня.    4.2 Карты ремонта днищ стальных вертикальных цилиндрических резервуаров   Карта 4.2.1 Дефект Продольная трещина А в сварном стыковом соединении окрайки днища не доходящая до уторного уголка Б; в резервуарах без уторного уголка - до корпуса В. Остальное выполнено качественно. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границу трещины и конец ее Г засверливают сверлом диаметром 6 - 8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2±1 мм. 3. Сварку дефектного места осуществляют на технологической под- кладке Д в два слоя или более от засверловки до наружного края окрай- ки с обязательным выводом шва на технологическую подкладку. 4. Видимый конец технологической подкладки обрезают.   Карта 4.2.2   Дефект Радиальная трещина А длиной не более 100 мм в окрайке днища Б не доходящая до уторного уголка В или стенки Г снаружи или внутри резер- вуара. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место трещины и концы ее Д засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 +-1 мм. 3. Сварку дефектных мест осуществляют на технологической подклад- ке Е в два слоя или более. Направление сварки указано стрелками при сварке трещины на наружной части окрайки днища последовательность сварки принимается по карте 4.2.1. 4. Видимый конец технологической подкладки обрезают.   Карта 4.2.3   Дефект Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной ок- райки днища Б не имеющей остающейся технологической подкладки. Тре- щина дошла до упорного уголка В или прошла под горизонтальной полкой или вышла на горизонтальную полку уторного уголка и прошла под стен- ку Г резервуара но не вышла на основной металл днища. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место вырезают уторный уголок длиной 500 мм по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины 2. Выявляют границу трещины и конец ее Д засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2±1 мм. 4. Сварку дефектного места окрайки осуществляют на технологичес- кой подкладке Е в два слоя или более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны. 5. Приваривают стенку к сегментным окрайкам днища в месте вырез- ки уторного уголка. 6. Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментным окрай- кам днища герметичным швом. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами. 7. Видимый конец технологической подкладки обрезают.   Карта 4.2.4   Дефект Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной ок- райки днища Б не имеющем технологической подкладки. Трещина прошла под уторный уголок В и стенкой резервуара Г вовнутрь и распространи- лась на основной металл днища Д. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место вырезают уторный уголок длиной 500 мм симметрично в обе стороны от трещины. 2. Выявляют границы трещины и конец ее Е засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 +-1 мм. 4. Сварку дефектного места осуществляют на технологической под- кладке Ж в два слоя и более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны. 5. Приваривают стенку к сегментной окрайке днища в месте вырезки уторного уголка. 6. Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментным окрай- кам днища. Направление и очередность сварки указаны стрелками и циф- рами. 7. Видимый конец технологической подкладки обрезают.   Карта 4.2.5   Дефект То же что и на карте 4.2.4 при сварке сегментных окрайков дни ща на остающихся технологических подкладках. Метод исправления 1. То же что и в карте 4.2.4 со следующими дополнительными операциями: а после разделки кромок трещины п. 3 на расстоянии 150 мм от засверленного отверстия вырезают в листе днища круглое отверстие диаметром 100 мм; б через вырезанное отверстие подводят дополнительную технологическую планку И; в сварку выполняют по пп. 4 5 6 карты 4.2.4; г на круглое отверстие в днище подгоняют внахлест круглую накладку К толщиной равной толщине листа и диаметром 200 мм и приваривают по всему контуру швом с катетом 4-5 мм. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами.   Карта 4.2.6   Дефект I Поперечная трещина А в сварном стыковом соединении окраек днища Б распространившаяся на основной металл окраек. Дефект II Трещина А по основному металлу окрайки днища Б внутри или снаружи резервуара. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место устанавливают границы вырезаемого участка: ширина не менее длины трещины плюс 500 мм а длина - по ширине окраек. 2. Вырезают уторный уголок на длине не менее 1500 мм симметрично в обе стороны от границы вырезаемого участка. 3. Выплавляют нахлесточное соединение приварки днища к окрайкам В и угловой шов приварки стенки к окрайкам 4. 4. Приподнимают участок днища в месте нахлесточного шва В. 5. Вырезают дефектный участок окраек днища. 6. Взамен вырезанного участка подгоняют встык вставку с зазорами 3±1 мм. 7. Сварку вставки осуществляют в два слоя или более на технологических подкладках. Очередность и направление сварки указаны стрелками и цифрами. Сварные соединения 2 3 5 выполняют по аналогии с требованиями карты 4 2.3 пп. 4 5 6. 8. Видимые концы технологических подкладок обрезают.     Карта 4.2.7   Дефект Продольная трещина в сварном стыковом соединении или нахлесточ ном соединении полотнища днища с выходом А или без выхода Б на основ ной металл. Аналогичные трещины а местах пересечения соединений. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с последующей их сваркой. 3. Подгоняют к полотнищу днища внахлестку накладку В толщиной не менее толщины днища резервуара и размером превышающим длину трещины не менее чем на 250 мм. Края накладки должны иметь закругления радиусом не менее 50 мм. 4. Сварку накладки с днищем осуществляют по всему контуру швом с катетом не более 4-5 мм.   Карта 4.2.8   Дефект Выпучина или хлопун А высотой более 200 мм на площади более 3 м? с плавным переходом на днище резервуара. Метод исправления 1. В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б диаметром 200-500 мм в зависимости от площади хлопуна и удобства подбивки грунтовой смеси Г. В необходимых случаях вырезают дополнительное отверстие. 2. Пазуху засыпают грунтовой смесью Г супесчаный грунт пропитанный битумом уплотняют глубинным вибратором пневмотрамбовкой или трамбовкой вручную. 3. Подгоняют круглую накладку В диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара. 4. Сварку накладки с днищем выполняют по всему контуру швом с катетом не более 4-5 мм.   Карта 4.2.9.  Дефект Выпучина или хлопун А высотой более 200 мм площадью более 3 м? сложной конфигурации или вытянутой формы в одном направлении с плавным переходом на днище резервуара. Метод исправления 1. Выявляют границы дефектного участка А и намечают линию разреза Б. 2. По концам линии разреза вырезают круглые отверстия В диаметром не более 100 мм. 3. Разрезают вырезают полотнище днища по намеченной линии. 4. Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию. Максимальная высота хлопуна или выпучины должна быть не более 100 мм после поджатия. 5. Подгоняют по месту разреза полосовую накладку Г с нахлестом не менее 30-40 мм от краев разреза выреза . 6. В случае нескольких разрезов выходящих из одного отверстия под него подводят подкладку Д толщиной не менее 5 мм. 7. Сварку накладки и подкладки осуществляют по всему контуру швом с катетом не более 4-5 мм.   Карта 4.2.10  Дефект Выпучина - складка на днище с резкими перегибами и изломами. Метод исправления 1. Выявляют границы дефектного участка подлежащего удалению в зависимости от конкретных размеров дефекта. 2. Распускают сварные швы в районе выпучины и удаляют деформированные листы. 3. В случае необходимости исправляют гидроизолирующий слой. 4. Удаленные листы заменяют новыми н подгоняют с листами полотнища днища внахлестку по коротким и длинным кромкам. 5. Сварку выполняют герметичными швами с катетом не более 5 мм. Направление и последовательность сварки показаны стрелками и цифрами.   Карта 4.2.11   Дефект Центральная опорная стойка поднялась и вырвала часть днища. Осно- вание пропитано нефтепродуктом.   Метод исправления 1. Расчищают дефектное место устанавливают и размечают границу дефектного участка днища подлежащего удалению. 2. Высверливают по разметке ручной дрелью пневмозубилом под слоем технического вазелина дефектное место. 3. Под днище подбивают глиняный замок отстоящий от кромок дефек- тного места более чем на 200 мм. Толщина глиняного замка должна быть не менее 150 мм. 4. Обрабатывают и зачищают от задиров кромки днища. 5. Подгоняют внахлестку на 50-100 мм накладку из металла толщи- ной равной толщине днища. 6. Накладку сваривают с днищем. 7. Герметичность сварных соединений отремонтированного участка проверяют вакуум-методом.   Карта 4.2.12   Дефект Коррозионные повреждения площадью 1 м? отдельных листов внут- ренней поверхности днища - группа раковин А точечные углубления ос- повидного типа Б глубиной более 1 5 мм и сквозные отверстия В. Метод исправления Дефект устраняется по аналогии с требованиями карты 4.2.10.   Карта 4.2.13  Дефект Днище резервуара прокорродировано полностью. Метод исправления I 1. Днище заменяют участками А. 2. Последовательно на высоту не менее 200 мм отрезают стенку с участком окрайков и днище. Длина первого участка превышает последующие на 500 мм. 3. Отрезанный участок вытягивают из резервуара подводят окрайки Б с технологическими подкладками В. 4. Сваривают окрайки между собой вертикально устанавливают полосовую сталь Г с нахлестом 50-70 мм и приваривают двусторонним швом к окрайкам и нахлесточным швом к стенке резервуара. 5. После смены окрайков и участка стенки собирают днище Д и сваривают поперечные швы затем продольные. Последовательность сварки указана на рисунке. 6. В необходимых случаях ремонтируют изоляционный слой. 7. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня. Метод исправления II 1. В первом поясе стенки вырезают монтажное "окно" 2000х1500 мм. 2. На существующее днище укладывают слой гидрофобного грунта А не менее 50 мм выравнивают грунт по проектному уклону уплотняют трамбовками и нивелируют. 3. Собирают внахлест и сваривают полотно днища Б. При этом сначала сваривают листы по коротким затем по длинным кромкам. Сварку ведут от центра к краям листа в два слоя. 4. В стенке последовательно прорезают окна и вставляют окрайки днища В с технологической подкладкой Г на прихватках. Окрайки между собой сваривают встык поджимают к стенке и приваривают двумя тавровыми швами. 5. Сваривают внахлест кольцо окрайки с полотнищем днища и заваривают окно стенки см. карту 4.3.3 . 6. Направление и последовательность указаны стрелками и цифрами. 7. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.2.14   Дефект Коррозионные повреждения отдельных листов внутренней поверхности днища клепаного резервуара на значительной площади группы раковин точечные углубления осповидного типа и сквозные отверстия . Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границу дефектного участка. 2. Группу раковин Б удаленных от заклепочных полей перекрывают листом толщиной 4 мм и сваривают по контуру.   Примечание. Углы листа закругляют в средней части сверлят отверстие диаметром 8-10 мм и нарезают резьбу для постановки болта пробки В.   3. Группу точечных углублений А расположенных у заклепочных полей исправляют в соответствии с требованиями п. 2 с дополнительной подгонкой в один уровень подкладок Г привариваемых герметичным швом к днищу и к листу.   Примечание. До сварки клепаных днищ с новыми элементами металл днища проверяют на свариваемость.   Карта 4.2.15   Дефект Днище клепаного резервуара прокорродировано полностью. Метод исправления 1. В стенке резервуара последовательно размечают и вырезают окна А высотой 200 мм и длиной 3 м вместе с уторным уголкам. 2. В резервуар падают гидрофобный грунт Б разравнивают и уплотняют по всей площади днища толщиной 50 мм . 3. На гидрофобный слой укладывают листы нового днища. Листы нового днища сваривают внахлест в соответствии с требованиями карты 4.2.12. 4. В местах заклепочных вертикальных соединений стенки на высоту 100 мм от верха окна головки заклепок срубают а заклепки высверливают. Диаметр сверла принимают больше на 1-2 мм диаметра заклепки. 5. Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку В толщиной равной толщине листа первого пояса. 6. Накладки сваривают между собой встык в местах отверстий их просверливают. В высверленные отверстия устанавливают смазанные синтетической смолой чистые болты из стали марки Ст35 и Ст40. 7. После сварки полосовой стали со стенкой в зоне заклепочного соединения болты затягивают. 8. По окончании всех работ болты проверяют на герметичность.   Карта 4.2.16   Дефект Трещина А в сварном шве окрайки Б днища с выходом на основной металл. Стенка В клепаная с уторным уголком Г. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место устанавливают границы трещины А. 2. Конец трещины засверливают сверлом диаметрам 6-8 мм. 3. Изготавливают и подгоняют штампованный или сварной компенсатор Д. 4. Вырезают и удаляют участок окрайки Е внутри резервуара. 5. Устанавливают компенсатор Д и обваривают по контуру Ж. 6. По окончании работ сварное соединение проверяют на герметичность.   4.3 Карты ремонта стенки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров   Карта 4.3.1   Дефект Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б распространившегося на основной металл листа первого пояса стенки резервуара В на длину не более 100 мм. Метод исправления 1. Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины. 2. Выявляют границы трещины и концы ее Г засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2±1 мм. 4. Сварку дефектного места ведут с двух сторон. 5. Сваривают стенку В резервуара в месте выреза уторного уголка Б с окрайкой днища Д тавровым швом. 6. Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайку днища Д. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.   Карта 4.3.2 Дефект Трещина А по стыковому соединению окрайка днища Б распространившаяся внутрь резервуара с выходом на основной металл первого пояса стенки В длиной не более 100 мм. Метод исправления 1. Дефект в сварном соединении окрайки и на днище исправляют по аналогии с требованиями карт 4.2.3 - 4.2.5. 2. Затем исправляют дефект на стенке резервуара. Разделанные кромки сваривают с двух сторон за два прохода или более.    Карта 4.3.3   Дефект I Трещина А по сварному шву или основному металлу уторного уголка Б распространившаяся на основной металл листа первого пояса стенки В резервуара на длину более 100 мм. Дефект II Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов первого пояса стенки Б резервуара начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину более 150 мм. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины засверливают сверлом диаметром 8 мм и вырезают уторный уголок Б длиной не менее 1500 мм в обе стороны от трещины. 2. Вырезают дефектный участок листа первого пояса стенки резервуара В шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса. 3. Распускают сварные горизонтальные швы между первым В и вторым Г поясами стенки в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм. 4. Разделывают кромки листа первого пояса и вставки Д вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон. 5. Сваривают лист первого пояса и вставку в месте выреза уторного уголка с окрайкой днища Е с двух сторон. 6. Приваривают торцы уторного уголка к стенке и окрайке днища. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами. 7. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.3.4  Дефект Поперечная трещина А по стыковому сварному шву вертикального стыка стенки Б резервуара распространившаяся на основной металл. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины засверливают ее сверлом диаметром 8 мм и вырезают дефектный участок листа стенки Б резервуара на всю высоту пояса шириной по 250 мм от конца трещины но не менее 1000 мм. 2. Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б резервуара в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм 3. Разделывают кромки листа пояса и вставки В вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом. 4. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами. 5. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.3.5  Дефект Продольные трещины А или одна трещина в пересечении сварных соединений стенки 5 резервуара. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 5 мм и вырезают отверстие в стенке Б резервуара диаметром равным длине трещины плюс 500 мм с центром в точке пересечения сварных швов. 2. С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке подгоняют внахлестку накладку В диаметром более отверстия на 150 мм и толщиной равной толщине листов стенки. 3. Сварку накладки со стенкой выполняют сплошными швами сначала с наружной 1 а затем с внутренней стороны 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм.   Карта 4.3.6  Дефект Продольная трещина 4 в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара начинающаяся вблизи горизонтального шва и распространив- шаяся на длину не более 150 мм. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 1 - 2 мм. Дефектное место сваривают с двух сторон.   Карта 4.3.7 Дефект I Продольная трещина А в сварном шве вертикального стыка стенки Б резервуара начинающаяся от горизонтального шва и распространившаяся на длину более 150 мм. Дефект II Трещина А по основному металлу листа стенки Б резервуара вблизи вертикального и горизонтального швов или вблизи горизонтального шва. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее засверливают сверлом диаметром 6-8 мм вырезают дефектный участок листа шириной не менее 1000 мм на всю высоту пояса стенки Б резервуара. 2. Распускают сварные горизонтальные швы между поясами стенки Б в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм. 3. Разделывают кромки листа пояса и вставки В; вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм. 4. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами. 5. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлическое испытание резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.3.8  Дефект Продольная трещина А по сварному шву вертикального стыка листов пояса стенки Б резервуара начинающаяся от горизонтального шва уторного уголка В и распространившаяся на длину не более 150 мм. Метод исправления 1. Вырезают уторный уголок В длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины. 2. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее Г засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между стенками 2±1 мм. 4. Сваривают дефектный лист с двух сторон 1. 5. Приваривают стенку резервуара в месте выреза уторного уголка к окрайку Д днища швами 2 3. 6. Приваривают торцы уторного уголка В к окрайку днища и стенке резервуара швами 4 5. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами.   Карта 4.3.9 Дефект I Трещина А по основному металлу первого пояса стенки Б резервуара идущая от сварного шва воротника В люка-лаза Г или трещина в сварном шве воротника на приемо-раздаточном патрубке с выходом на основной металл первого пояса. Дефект II Трещина или непровар А глубиной до 3 мм в продольном стыковом соединении патрубка люка-лаза Б идущая вдоль сварного шва и входящая под воротник. Метод исправления 1. Вырезают дефектный участок с трещиной листа первого пояса стенки Б резервуара симметрично в обе стороны от оси люка-лаза или приемо-раздаточного патрубка шириной не менее 2000 мм на всю высоту пояса. 2. Распускают сварные горизонтальные швы в обе стороны от вырезанного дефектного участка по 500 мм. 3. Заготовляют вставку по размеру вырезанного участка и в нее вваривают люк-лаз или патрубок. 4. Разделывают кромки стыковых соединений листа и вставки Д вставку подгоняют встык и внахлестку и сваривают с двух сторон обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм. 5. Направление и последовательность сварки указаны стрелками и цифрами. 6. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.3.10 Дефект I Поперечная трещина А в сварных швах стенки резервуара сквозная или несквозная. Дефект II Продольная несквозная трещина длиной не более 150 мм не выходя- щая на основной металл Б. Метод исправления 1. Выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2±1 мм. 3. Сваривают дефектное место с двух сторон.   Карта 4.3.11 Дефект I Многократная наварка А на участок сварного соединения и лист стенки Б резервуара в дефектном месте. Дефект II Коррозия А сварного шва околошовной зоны а также основного ме талла стенки Б на длине не более 500 мм. Метод исправления I 1. Вырезают дефектное место по кругу диаметром большим длины дефекта на 100 мм но не менее 300 мм . 2. С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке б подгоняют внахлестку накладку В диаметром большим диаметра отверстия на 150 мм и толщиной равной толщине листов стенки. 3. Сварка накладки В со стенкой Б осуществляется сплошными герме тическими швами сначала с наружной стороны 1 а затем с внутренней 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм. Метод исправления II 1. Вырезают дефектное место. 2. Изготовляют вставку В диаметром равным диаметру вырезанного дефектного места; из металла толщиной равной толщине листов стенки. 3. Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки. 4. Вставку В подгоняют встык с листами стенки прихватывают и сваривают с двух сторон в двери слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм.   Карта 4.3.12 Дефект Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б длиной не более 250 мм в замыкающем вертикальном шве стенки резервуара выполненном внахлест: 1 в середине пояса; 2 вблизи горизонтального шва. Метод исправления Первый случай   1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и вырезают дефектное место радиусам 300-500 мм. 2. Изготовляют вставку В из сегментов 1 и 2 толщиной равной толщине листов стенки путем сварки их между собой внахлестку с двух сторон. 3. Производят V-образную разделку кромок листа стенки и вставки. 4. Вставку В подгоняют встык с листами стенки резервуара и сваривают с двух сторон в два-три слоя обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм. Второй случай   То же что и в первом случае но вставку В изготовляют из четырех сегментов 1 2 3 и 4.   Карта 4.3.13 Дефект Трещина А по сварному шву с выходом на основной металл Б в замы- кающем вертикальном шве стенки резервуара выполненном встык в сере- дине пояса или вблизи горизонтального шва выполненного встык. Длина трещины не более 250 мм. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границу трещины и засвер- ливают концы трещины сверлом диаметром 6-8 мм вырезают дефектное место радиусом 300-500 мм. 2. Изготовляют вставку В диаметром равным диаметру вырезанного дефектного места из металла толщиной равной толщине листов стенки. 3. Осуществляют V-образную разделку кромок листа стенки и вставки. 4. Вставку В подгоняют встык с листами стенки прихватывают и сваривают с двух сторон.   Карта 4.3.14 Дефект Несквозная трещина А длиной более 500 мм в вертикальном монтаж- ном шве стенки Б резервуара сваренном встык. Метод исправления То же что и в картах 4.3.3; 4.3.4; 4.3 7 но с учетом того что дефектный участок вырезают на высоту одного или нескольких поясов.   Карта 4.3.15 Дефект Трещина А или отпотина В в вертикальном сварном шве или в швах накладки стыкового вертикального соединения стенки резервуара В вы- полненного с внутренней накладкой Г. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место и концы его засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Срезают внутреннюю накладку Г на всю высоту пояса. 3. Трещину и отпотину устраняют по аналогии с требованиями карт 4.3.6 или 4.3.7. 4. В случае устранения дефекта без вставки корень существующего сварного шва Д вырубают и заваривают на всю высоту пояса.   Карта 4.3.16 Дефект Подрезы А основного металла стенки Б резервуара глубиной до 1 5 мм в узле сопряжения с днищем В или катет шва менее проектного разме- ра. Метод исправления 1. Участок подреза тщательно очищают металлической щеткой. 2. Подрезы подваривают тонкими валиками Г электродами диаметром 3 мм в два-три прохода. 3. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака.   Карта 4.3.17   Дефект Вертикальные сварные соединения стенки резервуара в том числе монтажные имеют недопустимые дефекты в виде непроваров цепочек га- зовых пор и шлаковых включений.   Метод исправления 1. Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стен- ки и разделывают листы со скосом двух кромок ГОСТ 5264-80 . Удаляют и разделывают кромки листов воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами. Удаление осуществляют с первого пояса и далее по поясам. 2. Очищают кромки листов от следов краски шлака брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном. 3. Сваривают сварное соединение с двух сторон. Сначала сваривают основной шов а затем - подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва вырезают до чистого металла армированными абра- зивными кругами и зачищают металлической щеткой. После сварки каждо- го слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака. 4. Осуществляют контроль исправленных участков физическими мето- дами.   Карта 4.3.18   Дефект Горизонтальные наружные нахлесточные сварные соединения стенки резервуара сваренные меловыми электродами имеют недопустимо малые размеры подрезы основного металла на значительной длине свищи и от- потины. С внутренней стороны листы соединены прерывистыми швами.   Метод исправления 1. Тщательно очищают поверхность швов от следов краски шлака продуктов коррозии и брызг металла. 2. Наружные горизонтальные нахлесточные швы подваривают с доведе- нием их геометрических размеров и внешнего вида до требований ГОСТ 5264-80 . 3. Подрезы подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в два-три прохода. После сварки каждого слоя поверхность шва тща- тельно очищают от шлака. 4. Внутренние горизонтальные нахлесточные соединения сваривают швом с переваркой старых прерывистых швов без их удаления.   Карта 4.3.19   Дефект Сварные соединения стенки резервуара сваренные меловыми электро- дами и имеющие с внутренней стороны накладки имеют недопустимые де- фекты в виде трещин непроваров цепочек газовых пор и шлаковых вклю- чений.   Метод исправления 1. Полностью удаляют накладку с внутренней стороны резервуара. Накладку удаляют газовой резкой воздушно-дуговой резкой или армиро- ванными кругами. Удаление осуществляют с первого пояса и далее по поясам. Приступать к удалению накладок очередного пояса разрешается только после полного завершения сварочных работ на предыдущем поясе. При удалении накладок подрезы или прожоги основного металла стенки не допускаются. 2. Полностью удаляют сварное соединение на всю высоту пояса стен- ки и разделывают листы со скосом двух кромок ГОСТ 5264-80 . Удале- ние и разделка кромок листов осуществляются воздушно-дуговой резкой или армированными абразивными кругами. 3. Очищают кромки листов от следов краски шлака брызг металла и проверяют геометрическую форму разделки кромок специальным шаблоном. 4. Сваривают соединение с двух сторон: сначала основной шов а затем - подварочный. Перед сваркой подварочного шва корень основного шва вырезают до чистого металла армированными абразивными кругами и зачищают металлической щеткой. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака. 5. Осуществляют контроль исправленных участков физическими мето- дами.   Карта 4.3.20   Дефект Коррозия на отдельных участках или по всей длине вертикальных и горизонтальных сварных соединений внутренней поверхности стенки ре- зервуара. Характер коррозии - точечные углубления осповидного типа и группы раковин глубиной от 2 до 3 мм переходящие в сплошные полосы.   Метод исправления 1. Участок коррозии тщательна зачищают абразивным инструментом на длину более 100 мм в обе стороны от дефектного места. 2. Дефектный участок подваривают тонкими валиками электродами диаметром 3 мм в два-три прохода. 3. После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака. 4. Выполняется 100 %-ный контроль отремонтированного участка сварного соединения.   Карта 4.3.21  Дефект Коррозия внутренней поверхности первого пояса стенки резервуара на значительной длине в зоне примыкания к днищу. Характер коррозии - группы раковин глубиной до 1 5 -2 мм перехо- дящих в сплошные полосы а также точечные углубления осповидного типа. Метод исправления 1. Дефектные места стенки резервуара заменяют последовательно от- дельными участками. 2. Размечают границы участков А высотой более дефектной зоны на 100 мм и длиной до 3000 мм. 3. Вырезают дефектные места вначале у днища затем по границе участка на стенке. 4. Подгоняют с наружной стороны резервуара внахлест полосовую накладку Б толщиной равной толщине листа первого пояса стенки. 5. Накладки сваривают между собой встык а со стенкой - внахлес- тку. 6. Все сварные соединения испытывают на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.   Карта 4.3.22 Дефект Коррозии А сварного шва околошовной зоны а также основного металла стенки Б на длине более 500 мм. Метод исправления 1. Устанавливают границы дефектного участка и выполняют разметку удаляемой зоны стенки. 2. Вырезают отверстие В прямоугольной формы с закругленными краями. 3. С внутренней стороны резервуара вплотную к стенке Б подгоняют внахлестку накладку В с размерами на 150 мм большими ширины и длины отверстия и толщиной равной толщине стенки. 4. Сварка накладки В со стенкой Б осуществляется сплошными герметичными швами сначала с наружной стороны 1 а затем с внутренней 2 резервуара обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 200-250 мм.   Карта 4.3.23 Дефект Местная коррозия А поверхности верхнего пояса стенки Б в виде группы раковин а также сквозных поражений. Метод исправления 1. Размечают дефектный участок стенки. 2. Разрезают верхний пояс вертикальными резами по разметочным линиям Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от вертикальных резов на 500 мм. 3. Удаляют обвязочный уголок длиной L + 1000 мм и дефектный участок верхнего пояса стенки. 4. Подгоняют вставку В стенки Б и сваривают стыковыми швами со стенкой с двух сторон. 5. Подгоняют и приваривают вставку Г обвязочного уголка. 6. Последовательность сварки указана цифрами.   Карта 4.3.24 Дефект Замена стенки резервуара без разрушения днища и перекрытия. Метод исправления Ремонт стенки осуществляется при помощи специальных монтажных стоек поддомкрачивающих стенку резервуара. Стойки устанавливают сна- ружи резервуара в количестве 8-10 штук в зависимости от объема резер- вуара и приваривают к листам верхнего пояса около ферм балок перек- рытия . Допускается также замена стенки резервуара последовательными участками с перемещением монтажных стоек после подведения нового участка и его сварки.   Карта 4.3.25 Дефект Одиночная выпучина А в стенке Б резервуара в листах верхнего и смежного с ним поясов превышающая допустимые размеры и имеющая рез- кие перегибы металла. Метод исправления 1. Вырезают верхний обвязочный уголок В длиной на 1000 мм больше размера выпучины. 2. Вырезают в поясах стенки дефектные листы в районе выпучины. 3. Распускают сварные горизонтальные швы по обе стороны от выре- занных дефектных мест по 500 мм. 4. Подгоняют вставки Г встык и внахлестку и сваривают с двух сто- рон. Сначала выполняют сварку стыковых а затем нахлесточных швов. 5. Подгоняют вставку обвязочного уголка со стенкой и уголком и приваривают. Последовательность сварки указана цифрами.   Примечание. Пунктиром указан контур удаленной выпучины.   Карта 4.3.26 Дефект Горизонтальный гофр А в листе стенки Б резервуара выходящий за пределы допусков. Метод исправления 1. Вырезают лист с гофром. 2. Распускают горизонтальные швы в прилегающих листах на длину не менее 500 мм в каждую сторону. 3. Взамен вырезанного подгоняют и прихватывают новый лист встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки резервуара. 4. Новый лист сваривают обратноступенчатым методом с длиной сту- пени не более 200-250 мм. Последовательность сварки указана цифрами.   Карта 4.3.27 Дефект Коробление двух верхних поясов стенки резервуара распространив- шееся на значительную площадь. Метод исправления 1. Через люк-лаз протаскивают в резервуар две специальные разъем- ные стойки. 2. Стойки собирают и устанавливают под две рядом стоящие фермы балки в районе устранения дефектов. Стойки укрепляют на днище и поддомкрачивают фермы балки щитов покрытия. 3. Вырезают деформированные листы подгоняют и прихватывают но- вые листы встык или внахлестку в зависимости от конструкции стенки и сваривают. 4. Стойку переставляют под следующую ферму балку щитов и под- домкрачивают. 5. То же что и в п. 3. Дальнейшее устранение дефекта осущес- твляется в той же последовательности.   Карта 4.3.28 Дефект Одиночная вмятина А в верхних поясах стенки Б резервуара превы- шающая допустимые размеры и имеющая плавный контур. Резервуар не имеет понтона. Метод исправления 1. В центре вмятины приваривают прерывистым швом круглую наклад- ку В диаметром 120-150 мм из стали толщиной 5-6 мм с заранее прива- ренной серьгой Г. 2. К серьге прикрепляют трос диаметром 12-13 мм и при помощи ле- бедки или трактора вмятину выправляют. 3. С внутренней стороны резервуара в месте вмятины устанавливают горизонтальную жесткость Д одну или несколько из уголка заранее завальцованного по радиусу стенки длиной более вмятины на 250-300 мм в каждую сторону. 4. Уголок приваривают прерывистым швом 4х100/300 мм. 5. После выправления тщательно осматривают металл вмятины. Если в последнем появились трещины то весь лист заменяют по аналогии с тре- бованиями карты 4.3.24.   Карта 4.3.29 Дефект Одиночная вмятина А или выпучина Б в верхних поясах стенки В ре зервуара превышающая допустимые размеры и имеющая плавный контур. Метод исправления 1. С вогнутой стороны дефекта приваривают по вертикали накладки Г размером 150х150 мм и толщиной 5-6 мм с приваренными в центре шпильками Д с резьбой М22 - М26. Число накладок определяется по месту в зависимости от площади дефекта. 2. На шпильки надевают обрезок швеллера Е длиной более дефекта на 1000 мм. 3. С помощью гаек дефектное место выпрямляют и подтягивают к швеллеру. После исправления дефекта устанавливают контргайки. 4. В резервуарах с понтонами выпучины исправляют согласно пп. 1 2 и 3 с дополнительной установкой и приваркой наружного горизонтального ребра жесткости Ж. Число ребер устанавливают по месту. Все натяжные приспособления с внутренней стороны резервуара снимают.   Карта 4.3.30 Дефект Несколько вмятин на стенке резервуара. Метод исправления 1. Составляют карту вмятин и выбирают место постановки кольцевой жесткости с наружной стороны резервуара. 2. В месте постановки кольца жесткости к стенке А приваривают консоли Б. 3. На консоли укладывают элементы свальцованного по радиусу резервуара кольца жесткости В и сваривают между собой. 4. Хлопуны и вмятины выправляют путем заполнения резервуара водой в необходимых случаях дополнительно вытягивают домкратами закрепленными с внешней стороны. 5. Кольцо жесткости приваривают к кон солям концы консолей выходящие за пределы кольца обрезают.   Карта 4.3.31 Дефект Местная выпучина или вмятина А на первом поясе стенки Б резервуа- ра возникшая в результате просадки подводящего трубопровода В. Вели- чина дефекта превышает допустимые размеры. Метод исправления 1. Трубопровод отсоединяют. 2. Выпучину или вмятину исправляют с помощью домкрата до допусти- мых размеров. 3. Подводящий трубопровод обрезают подгоняют и устанавливают до- полнительную вставку Г.   Карта 4.3.32 Дефект Отпотина или течь в вертикальном или горизонтальном заклепочном соединении вертикального цилиндрического клепаного резервуара. Метод исправления 1. Выявляют границу отпотины или течи. 2. Изготовляют и подгоняют по месту коробчатый элемент из швелле- ра А перекрывающий дефектное место или все вертикальное заклепочное соединение с наружной стороны стенки резервуара. 3. В средней части швеллера сверлят отверстие Б диаметром 8-10 мм и нарезают резьбу для постановки болта. 4. Коробчатый элемент накладывают на дефектное место и обвари- вают по внешнему периметру швом В. 5. Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом. 6. В отверстие завертывают болт с прокладкой обеспечивающей гер- метичность.   4.4 Карты ремонта покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров   Карта 4.4.1 Дефект I Отрыв поясов полуферм от стенки резервуара с разрывом металла стенки а и б . Дефект II То же без разрыва металла стенки б .   Метод исправления 1. Выправить поврежденный участок стенки приварив снаружи скобы и оттянув лебедкой до получения проектной формы проверка шаблоном . 2. Засверлить концы трещины ось отверстия должна совпадать с осью трещины . 3. Изготовить накладку Д которая должна быть на 100 мм длиннее поврежденного участка и шириной не менее 150 мм предварительно свальцевать на радиус стенки В резервуара. 4. Накладку приварить к стенке В резервуара сплошным швом разор- ванный участок стенки изнутри заварить. 5. Под стойку А полуфермы установить плотно подогнанный уголок Б с полкой равной ширине стойки высоте профиля из которого она изго- товлена и длиной 300-400 мм. Уголок может быть заменен швеллером имеющим такие же размеры. 6. Уголок приваривают к стенке В и к опорной части стойки Г шва- ми с катетом равным наименьшей толщине свариваемого металла стенки. 7. В том случае когда разрыва стенки нет пп. 2 3 и 4 не выпол- няются.   Карта 4.4.2 Дефект Полуфермы перекрытия резервуара оторвались в нижнем поясе среднего узла и провисли. Метод исправления 1. Вырезают кольцо В внутренним диаметром больше диаметра стойки Б на 20 мм; наружным диаметром обеспечивающим опирание нижнего пояса ферм В на 200 мм и толщиной равной толщине кольца Г. 2. Кольцо А подводят снизу и надевают на стойку Б поджимают домкратом через монтажную стойку устанавливаемую на днище резервуара. 3. Кольцо А приваривают к кольцу Г швами Д и к полкам нижнего пояса В.   Примечание. Монтажная стойка может быть выполнена из отдельных секций и собрана внутри резервуара. Для обеспечения устойчивости монтажную стойку крепят к днищу расчалками не менее 3 шт. .   Карта 4.4.3   Дефект Потеря устойчивости изгиб разрушение элементов или узлов стро- пильных ферм.   Метод исправления 1. Разгружают аварийную ферму путем установки стоек или балок прикрепляемых к соседним фермам или другими способами. 2. Подгоняют и заменяют элементы фермы новыми элементами сече- ние которых принимают по проекту. 3. Трещины в сварных соединениях узлов ферм исправляют путем вы- рубки всего шва и наложения нового шва сечением не менее проектного. 4. Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением проектных швов.   Карта 4.4.4   Дефект Отрыв листов кровли от обвязочного уголка или кольцевого ребра щитов перекрытия резервуара   Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границу дефектного участка. 2. Удаляют участки кровли имеющие надрывы вытяжки изломины и т. д. 3. Подгоняют новые элементы покрытия и листы кровли. 4. Новые листы кровли перекрывающие вырезанный дефектный учас- ток сваривают внахлестку с листами покрытия и обвязочным уголком или кольцевым ребром щита.   Карта 4.4.5 Дефект Центральная опорная стойка А с опорным кольцом Б поднята и не опирается на днище В кровля и стенка повреждений не имеют . Метод исправления 1. Проверяют заполнение трубчатой стойки А песком через вырезаемое отверстие в кровле. 2. Радиальные ребра Г опорного кольца Б отрезают в зоне сопряжения со стойкой А. 3. Под опору стойки подводят подкладку Д при большом зазоре - катушку с торцевыми заглушками . Катушку заполняют песком. 4. Подкладку катушку Д приваривают к опорной стойке швом Е. 5. Радиальные ребра с помощью косынок Ж приваривают к стойке А и подкладке катушке Д. 6. Опорное кольцо Б крепится к днищу согласно проекту. 7. При полой стойке засыпают песок и отверстие в кровле заделывают.   Карта 4.4.6   Дефект Местная потеря устойчивости вмятины торовой части кровли. Тре- щин в зонах прогиба нет.   Метод исправления 1. Устанавливают границы вмятин торовой части. 2. Подгоняют внахлестку накладку с закругленными углами толщиной равной толщине металла торовой части. 3. В средней части накладки сверлят отверстие диаметром 8-10 мм и нарезают резьбу для постановки болта. 4. Накладку по наружному контуру сваривают с кровлей 5. По окончании работ в отверстие устанавливают болт   Карта 4.4.7   Дефект Местная потеря устойчивости вмятины торовой части кровли В зо- нах перегиба имеются трещины.   Метод исправления 1. Устанавливают границы дефектного места. 2. Дефектное место вырезают и на его место подгоняют встык свальцованный элемент и сваривают. 3. Толщина вставленного элемента должна быть равна толщине выре- занного. 4. Герметичность сварных соединений проверяют вакуум-методом.   Карта 4.4.8 Дефект Кровля резервуара прокорродирована полностью или частично . Не сущие конструкции перекрытия не подлежат ремонту. Метод исправления 1. Выявляют дефектные участки кровли. 2. Кровлю разрезают на секторы А. 3. Вырезанные секторы опускают на землю при помощи крана или другого подъемного механизма. 4. Поднимают новые листы на кровлю и собирают подгоняют внахлестку на прихватах. 5. Сваривают листы между собой начиная от центра кровли сначала по коротким 1 а затем по длинным 2 кромкам. Последовательность сварки указана на рисунке. 6. Приваривают кровлю к верхнему обвязочному уголку.   4.5 Карты ремонта понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров   Карта 4.5.1   Дефект Неплотности отпотины течи или трещины н сварных соединениях короба понтона. Короб не имеет нижних сливных пробок.   Метод исправления 1. Резервуар дегазируют проветриванием при открытых верхних лю- ках или искусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электро- вентиляторов. 2. Осмотром устанавливают дефектные короба заполняют их водой через контрольные пробки или фланцевые люки и промывают. Допускается применение моющих растворов типа МЛ и др. Промывоч- ную жидкость удаляют из коробов сифоном или насосом за пределы резер- вуара. 3. Пространство между днищем и понтоном между понтоном и кров- лей резервуара а также все короба пропаривают при открытых кон- трольных пробках люках всех коробов. Температура пропаривания внут- ри резервуара должна быть не более 70 °С. 4. Дефектные места в резервуарах определяют созданием в них избы- точного давления 1 кПа с одновременным промыливанием всех сварных швов. 5. При необходимости в зоне дефектного короба снимают уплотняю- щий затвор. 6. В днища коробов врезают нижние сливные пробки. 7. Ремонт зафиксированных дефектных мест проводится по техноло- гии устранения трещин или неплотностей в сварных швах. 8. Для ремонта внутри короба допускается вырезка отверстия необ- ходимого размера в верхнем листе не ближе 50 мм от стенки понтона га- зовой резкой. После ремонта указанное отверстие не закрывается. 9. Испытание на герметичность отремонтированных дефектных мест и коробов проводится или вакуум-методом или опрыскиванием керосином в соответствии с разделом 3.10 настоящего Руководства. 10. Устанавливают ранее снятые секции уплотняющего затвора.   Карта 4.5.2   Дефект Неплотности отпотины течи или трещины в сварных соединениях короба понтона. Короб имеет нижние сливные пробки.   Метод исправления 1. Резервуар дегазируют проветриванием при открытых люках или ис- кусственной вентиляцией с помощью взрывобезопасных электровентилято- ров. 2. Осмотром устанавливают дефектные короба. Нефтепродукт сливают через нижние сливные пробки. 3. Короба промывают жидкостью типа МЛ или другими моющими сред- ствами или горячей водой. 4. Промывочную жидкость удаляют из дефектных коробов через ниж- ние сливные пробки за пределы резервуара. 5. Все остальные операции по ремонту выполняют в соответствии с картой 4.5 1 за исключением п. 6.   Карта 4.5.3   Дефект Неплотности отпотины течи или трещины в сварных соединениях центральной части мембране понтона.   Метод исправления 1. Нефтепродукт удаляют с центральной части понтона сифоном или насосом за пределы резервуара. 2. Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1-3 карты 4 5.1. 3. Вакуум-методом или опрыскиванием сварных соединений керосином выявляют и фиксируют все дефектные места. 4. Дефекты исправляют по аналогии с требованиями технологии ус- транения неплотностей или трещин в сварных соединениях днища и стен- ки резервуара. 5. После ремонта контролируют герметичность сварных соединений.   Карта 4.5.4   Дефект Отдельные короба понтона не касаются кронштейнов и неподвижных опорных стоек.   Метод исправления 1. Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1-3 карты 4.5.1. 2. Измеряют зазоры между понтоном и опорной площадкой кронштейна или неподвижной опорной стойкой. 3. При небольших зазорах до 40 мм на оголовок стойки или вер- хнюю полку кронштейна приваривают подкладку из листового металла. 4. При больших зазорах свыше 40 мм на всю верхнюю полку крон- штейна приваривают швеллер или двутавр требуемой высоты а высоту опорной стойки регулируют выдвижением ее подвижной части.   Карта 4.5.5   Дефект Верхние полки и подкосы кронштейнов погнуты: понтон наклонен в направлении этих кронштейнов.   Метод исправления 1. Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1-3 карты 4.5.1. 2. Понтон в зоне дефектных кронштейнов с помощью домкратов вырав- нивают и поднимают на высоту более проектной на 50-100 мм. 3. Погнутые элементы опорных кронштейнов удаляют и заменяют новы- ми профилями в соответствии с проектом. 4. Кронштейны выводят в проектное положение на них устанавли- вают упорные штыри и понтон опускают в проектное положение.   Карта 4.5.6 Дефект Понтон А затонул и покоится в перекошенном состоянии частично на кронштейнах Б и опорных стойках В. Метод исправления 1. Резервуар и короба понтона дегазируют в соответствии с пп. 1-3 карты 4.5.1. 2. Выявляют дефектные короба и неплотности сварных соединений коробов и центральной части понтона.   Примечание. В необходимых случаях подводят временные стойки препятствующие дальнейшему оседанию понтона. 3. Ремонт центральной части выполняют в соответствии с требованиями карты 4.5.3. 4. Проверку герметичности сварных соединений всех коробов и центральной части осуществляют согласно требованиям раздела 3.10 настоящего Руководства. 5. Ремонт коробов понтона выполняют в соответствии с требованиями карты 4.5.1. 6. Резервуар заполняют водой до всплытия понтона. 7. Понтон устанавливают на стойки и поворотные кронштейны. 8. Воду из резервуара сливают и при необходимости производят ремонт стоек и кронштейнов.   Карта 4.5.7 Дефект Направляющие трубы А понтона Б погнуты при его погружении местные изгибы . Метод исправления 1. Устанавливают границы В дефектных мест. 2. Приваривают подкладки Г из швеллера N 18-20 длиной 150-200 мм. 3. Приваривают стойки Д. Площадь сечения стоек не менее площади сечения направляющей трубы. 4. По границам участка вырезают часть трубы Е и удаляют. 5. Подгоняют вставку Ж из трубы и устанавливают на месте удаленной части Е. 6. Трубу А и вставку Ж сваривают встык. 7. Монтажные приспособления Г Д срезают и места сварки зачищают.   Карта 4.5.8   Дефект Понтон затонул и непригоден для дальнейшей эксплуатации.   Метод исправления 1. Резервуар дегазируют и пропаривают в соответствии с пп. 1-3 карты 4.5.1. 2. В первом поясе стенки вырезают монтажное "окно" а в кровле резервуара - проем размеры которых были бы достаточны для удаления частей понтона при его демонтаже и подачи монтажных элементов нового понтона. 3. Понтон разрезают на части которые удаляют из резервуара че- рез монтажное "окно" в стенке и проем в кровле. Для демонтажа частей понтона применяются тяговые трактор трубоукладчик лебедка и подъемные механизмы кран кран-укосина установленный на кровле ре- зервуара . 4. Монтаж нового понтона осуществляют с использованием монтажно- го "окна" в стенке и проема в кровле резервуара в соответствии с ППР разработанным специализированной организацией с учетом особенностей его конструкции металлический пластмассовый и т. п. . 5. После завершения монтажа новой конструкции понтона монтажное "окно" в стенке и проем в кровле заваривают в соответствии с требова- ниями карт 4.3.4 и 4.4.8. 6. Сварные соединения выполненные по п. 5 проверяют на герме- тичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня.   4.6. Карты ремонта анкерных креплений резервуаров повышенного давления Карта 4.6.1   Дефект Анкерный болт оборван ниже поверхности земли или разрушена желе- зобетонная плита противовеса.   Метод исправления 1. Отрывают в грунте колодец с обязательным креплением стен и ус- танавливают дефектное место анкера. 2. Оборванный анкерный болт заменяют новым или ремонтируют его. 3. Колодец заполняют бетоном марки не ниже 50 с послойным вибри- рованием. Допускается заполнение колодца песком с послойным трамбова- нием и смачиванием водой. 4. При заполнении бетоном элементы крепления стен от обрушения извлекают. 5. Анкерный болт закрепляют гайками за опорный столик.   Карта 4.6.2   Дефект Анкерные болты не обеспечивают натяжения. Недостаточно резьбы для натяжения анкера анкерный болт не оборван .   Метод исправления 1. Уточняют величину недостающей нарезной части анкера. 2. Заготавливают подкладные шайбы или специальные втулки. Общая высота шайб или втулки должна превышать размер недостающей части резьбы болта анкера . 3. Под существующую шайбу подводят подкладные шайбы втулки и анкерный болт затягивают гайкой.   Карта 4.6.3   Дефект Вертикальные ребра анкерного столика погнуты.   Метод исправления 1. Изготавливают новые столики с усиленными вертикальными ребрами. 2. Деформированные столики демонтируют и на их место устанавли- вают новые 3. Крепление столиков к стенке резервуара производят согласно проекту.   4.7 Карты ремонта горизонтальных сварных резервуаров   Карта 4.7.1   Дефект Потеря устойчивости изгиб элементов внутренних колец жесткости и опорных диафрагм с частью стенки вмятина .   Метод исправления 1. Удаляют дефектные элементы кольца жесткости или опорной диаф- рагмы. 2. Выправляют вырезают вмятины на стенке. 3. Подгоняют и заменяют элементы кольца жесткости или опорной диафрагмы новыми элементами сечением на менее проектных. 4. Трещины в сварных соединениях колец жесткости и опорных диаф- рагм исправляют путем вырубки всего шва и наложения нового сечением не меньше проектного. 5. Разрушенные фасонки удаляют и заменяют новыми с наложением проектных швов. 6. Подогнанные элементы кольца жесткости или опорных диафрагм ус- танавливают и сваривают между собой. Высоту швов принимают по проекту.   Карта 4.7.2   Дефект Осадка одной из опор резервуар установлен на две опоры .   Метод исправления 1. Резервуар освобождают от нефтепродукта. 2. Отсоединяют подводящие трубопроводы. 3. У осевшей опоры резервуар поднимают поддомкрачивают выше проектной отметки и устанавливают на временную опору. 4. На седло опоры укладывают слой бетона марки 100 с учетом ук- лона до требуемой высоты с выравниванием верхней части по шаблону. 5. Бетон выдерживают до нарастания 70 % прочности. 6. Резервуар устанавливают на опору и подсоединяют трубопроводы.   Примечание. Вместо бетона допускается укладка на седло опоры полосовых металлических подкладок.   Карта 4.7.3   Дефект Осадка одной или нескольких опор резервуар установлен на нес- кольких опорах .   Метод исправления 1. Резервуар освобождают от нефтепродукта и выдерживают в тече- ние 24 ч. 2. На седле осевших опор подбивают бетон марки 100 и выдерживают до нарастания 70 % прочности бетона.   Примечание. Вместо бетона допускается установка на поверхность седла сплош- ных полосовых металлических подкладок.   Карта 4.7.4  Дефект Отпотина А в сварном соединении в основном листе Б стенки или днища резервуара или цепочка пор В в сварном соединении. Метод исправления 1. Одиночную отпотину в стыковом соединении или основном листе высверливают и заваривают с двух сторон в нахлесточном - вырубают выплавляют и заваривают. 2. Цепочку пор вырубают выплавляют более участка дефекта на 60 мм. Стыковые соединения сваривают с двух сторон нахлесточные - с на- ружной стороны. 3. Герметичность отремонтированных участков проверяют вакуум-ме- тодом или керосином.   Карта 4.7.5  Дефект Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном сое- динении стенки Б резервуара без выхода на основной металл. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины. 2. Вырубают выплавляют участок сварного соединения больше де- фектного места на 50 мм в каждую сторону. 3. Сварку осуществляют с наружной стороны при необходимости вы- полняют подварку внутренних прерывистых швов. 4. Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-мето- дом или керосином.   Карта 4.7.6  Дефект Продольная трещина А сквозная или несквозная в нахлесточном сварном соединении стенки резервуара с выходом на основной металл. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границу трещины. 2. Конец трещины на основном металле засверливают сверлом диаметром 6 мм. Участок сварного соединения вырубают выплавляют больше дефектного места на 50 мм в каждую сторону. На основном металле дефектный участок вырубают до засверленного отверстия с зазором между кромками 2±1 мм. 3. Места нахлеста сваривают с наружной стороны а на основном металле - с двух сторон. При необходимости осуществляют подварку внутренних прерывистых швов. 4. Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.   Карта 4.7.7 Дефект Продольная трещина А сквозная или несквозная в стыковом свар- ном соединении стенки или днища резервуара с выходом или без выхода на основной металл Б или трещина в пересечении сварных соединений. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место выявляют границы трещины и концы ее В засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Дефектные участки шва между засверленными отверстиями выру- бают выплавляют с зазором между кромками 2±1 мм. 3. Сварку выполняют с двух сторон электродами диаметром 3-4 мм или на технологической подкладке. 4. Герметичность отремонтированных участков контролируют ва- куум-методом при помощи керосина или другими способами.   Карта 4.7.8 Дефект Трещина А по стыку или основному металлу уторного уголка Б без выхода на основной металл листа первого пояса стенки резервуара В и окрайку днища Г. Метод исправления 1. Вырезают уторный уголок Б длиной не менее 500 мм симметрично в обе стороны от трещины. 2. Осуществляют сварку стенки резервуара В в месте выреза с окрайкой днища Г тавровым швом. 3. Приваривают торцы уторного уголка Б к стенке резервуара В и окрайке днища Г. Направление сварки указано стрелками.   Карта 4.7.9  Дефект Потеря устойчивости обвязочного уголка в узле сопряжения стенки с днищем. Метод исправления 1. Устанавливают границы дефектного места. 2. Вырезают обвязочный уголок А вместе с деформированными места- ми стенки Б и днища В размерами больше дефектного места. 3. Подгоняют встык новый элемент Г обвязочного уголка и сваривают. 4. Подгоняют встык новые вставки стенки и днища и сваривают с двух сторон. 5. Вставки стенки приваривают к обвязочному уголку с двух сторон сплошными швами днища - с наружной стороны сплошным швом а с внут- ренней - прерывистым. 6. Герметичность отремонтированного участка проверяют вакуум-методом или керосином.   4.8 Карты устранения дефектов без применения сварочных работ   Карта 4.8.1   Дефект Неплотности А в сварных соединениях вертикального листа Б короба понтона обращенного к стенке резервуара. Метод исправления дефекта с применением эпоксидных составов 1. В зоне дефектного короба демонтируют уплотняющий затвор. 2. Выявляют участки неплотных швов. 3. Дефектные участки сварных соединений зачищают и подготавливают для нанесения эпоксидных составов. 4. Шпателем или кистью наносят грунтовку на основе эпоксидной шпатлевки. 5. После отвердения грунтовки 24 ч при температуре не ниже 18 °С наносится два-три слоя шпатлевки толщиной до 2 мм каждый. 6. Поверх шпатлевки после ее отвердения наносят два слоя лакокрасочного покрытия на основе ЭП-0010. Примечание. Допускается наклейка на шпатлевку армирующей ткани.     Карта 4.8.2 Дефект Отпотина или отверстие А в целом металле. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место А и уточняют его границы. 2. Выбирают место для сверления отверстия. 3. Сверлят отверстие Б диаметром 6-8 мм. 4. Нарезают резьбу для постановки болта. 5. Подгоняют бензостойкую прокладку В и по размерам прокладки выбирают стальную шайбу Г. 6. Зачищают поверхность дефектного места. 7. Наносят эпоксидный состав Д в соответствии с требованиями прил. 5. 8. Устанавливают болт Е с шайбой Г и прокладкой В. 9. Конструкцию накладки покрывают эпоксидным составом Д. Карта 4.8.3 Дефект Группы отпотин А или группа отверстий в целом металле. Метод исправления 1. Расчищают дефектное место А и уточняют его границы. 2. Намечают места для сверления отверстий. 3. Сверлят отверстия сверлом диаметром 6-8 мм. 4. Нарезают резьбу Б для постановки болтов. 5. Подгоняют общую бензостойкую прокладку В с накладкой Е. 6. Зачищают поверхность дефектного места А. 7. Наносят эпоксидный состав Г. 8. Устанавливают стальные болты Д с прокладкой В и накладкой Е. 9. Конструкцию накладки покрывают эпоксидным составом.   Карта 4.8.4 Дефект Группа отпотин отверстий или отдельные отверстия или отпотины А в целом металле Б. Метод исправления 1. Устанавливают дефектное место и его границы В. 2. Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклотканевой накладки. 3. Очищенную поверхность обезжиривают ацетоном. Площадь обезжиривания должна быть больше участка зачистки на 1 - 2 см. 4. Наносят клеевой состав Ж из эпоксидных смол толщиной не более 0 15 мм. 5. Накладывают армирующую стеклоткань бязь Д. 6. Поверхность Е армирующего слоя смазывают клеем. 7. Накладывают второй армирующий слой Г с перекрытием первого слоя на 1-2 см. 8. Конструкцию накладки плотно поджимают к основному металлу выдавливают воздушные пузыри и выдерживают 48 ч при температуре 20±5 °С. 9. Герметичность контролируют вакуум-методом.   Карта 4.8.5   Дефект Трещина в целом металле.   Метод исправления 1. Расчищают дефектное место и устанавливают границу трещины. 2. Засверливают концы трещины. 3. Подготавливают место для ремонта и накладывают армирующую стеклоткань в соответствии с требованиями технологической карты 4.8.3 или 4.8.4. 4. До ремонта засверленные отверстия шпатлюют шпателем или кис- тью.   Карта 4.8.6   Дефект Трещина или отпотина в сварном или заклепочном соединении.   Метод исправления   1. Расчищают дефектное место и устанавливают границы его. 2. Концы трещины засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Зачищают до металлического блеска место для наложения стеклот- кани. 4. Очищенную поверхность обезжиривают ацетоном. 5. Отверстия и неровности сварного или заклепочного соединения выравнивают шпатлевкой с помощью шпателя или кисти. 6. Армирующую ткань накладывают в соответствии с требованиями карты 4.8.5 после 24-часовой выдержки шпатлевочного состава.   ПРИЛОЖЕНИЯ  Приложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ СВЯЗАННЫХ С ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ И РЕМОНТОМ РЕЗЕРВУАРОВ 1. ГОСТ 8.380 80 СТ СЭВ 1053 78 СТ СЭВ 1972 79 . Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 50 000 м3. Методы и средства поверки. 2. ГОСТ 8.346 79 СТ СЭВ 1972 79 . Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки. 3. ГОСТ 1510 84 СТ СЭВ 1415 78 . Нефть и нефтепродукты. Упаковка маркировка транспортирование и хранение. 4. ГОСТ 14637 79. Прокат толстолистовой и широкополосный из углеродистой стали общего назначения. 5. ГОСТ 19282 73. Сталь низколегированная толстолистовая и широкополосная универсальная. 6. ГОСТ 19903 74. Сталь листовая горячекатаная. 7. ГОСТ 15150 69. Машины приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов категории условия эксплуатации хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов и внешней среды. 8. ГОСТ 16350 80. Климат СССР. Районирование и статические парамгтры климатических факторов для технических целей. 9. ГОСТ 23097 78. Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров. Клапаны дыхательные. Технические условия. 10. ГОСТ. Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов. Патрубки приемо-раздаточные. 11. ГОСТ. Оборудование горизонтальных резервуаров для нефтепродуктов. Патрубок замерного люка. 12. ГОСТ 5264 80. Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы конструктивные элементы и размеры. 13. ГОСТ 8713 79. Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы конструктивные элементы н размеры. 14. ГОСТ 14771 76. Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы конструктивные элементы и размеры. 15. ГОСТ 27.401 84 СТ СЭВ 4492 84 . Надежность в технике. Порядок и методы контроля показателей надежности установленных в нормативно-технической документации. Общие требования. 16. ГОСТ 2517 85. Нефть и нефтепродукты. Отбор проб. 17. ГОСТ 12.4.026 76. ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности. 18. ГОСТ 12.4.011 75. ССБТ. Средства защиты работающих. Классификация. 19. ГОСТ 380 71. Сталь углеродистая общего назначения. Марки и технические требования. 20. ГОСТ 1050 74. Сталь углеродистая качественная конструкционная. Технические условия. 21. ГОСТ 19282 73. Сталь низколегированная толсто-листовая и широкополосная универсальная. 22. ГОСТ 23570 79. Прокат из стали углеродистой свариваемой для строительных металлических конструкций. Технические условия. 23. ГОСТ 1497 84. Металлы. Методы испытания на растяжение. 24. ГОСТ 7512 82. Швы сварочных соединений. Методы контроля просвечиванием проникающими излучениями. 25. ГОСТ 9454 78 СТ СЭВ 472 77 СТ СЭВ 473 77 . Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженной комнатной и повышенной температурах. 26. ГОСТ 5640 68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты. 27. ГОСТ 2789 73 СТ СЭВ 638 77 . Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики. 28. ГОСТ 14782 86 СТ СЭВ 2857 81 . Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые. 29. ГОСТ 9.402 80. ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием. 30. ГОСТ 21130 75 СТ СЭВ 2308 80 . Изделия электростатические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры. 31. СНиП 2.03.11 85. Защита строительных конструкций от коррозии. 32. СНиП 3.02.01 83.Основания и фундаменты. Нормы проектирования. 33. СНиП ІІІ-18 75 п. 4.3 гл. 18. Правила производства и приемки работ. Металлические конструкции. 34. СНиП ІІ-106 79 ч. 2 гл. 106. Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов. 35. СНиП ІІ-23 81. Стальные конструкции. 36. СНиП IIІ-23 76. Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. Правила производства и приемки работ. 37. СНиП ІІ-4 79. Нормы проектирования. Естественное и искусственное освещение. 38. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР утвержденные Госкомнефтепродуктом СССР 29/VII.83. 39. Правила технической эксплуатации нефтебаз утвержденные Госкомнефтепродуктом СССР 28/ХІІ.84. 40. Руководство по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров РД 39-30-1284-85 утверждено 18/IV.85 Министерством нефтяной промышленности СССР и Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами. 41. Методические указания. Государственный надзор за состоянием измерений нефтепродуктов. Организация и порядок проведения. РД 50-190 85. 42. Методика по определению норм расхода топлива тепловой и электрической энергии на нефтебазах Госкомнефтепродукта СССР утверждена Госкомнефтепродуктом СССР 6/???.83. 43. Рекомендации по выбору и нанесению лакокрасочных материалов для защиты от коррозии металлоконструкций эксплуатирующихся в сточных водах утверждены Госкомнефтепродуктом РСФСР 22/VII.80 и согласованы с техническим управлением РСФСР 3/VII.80 и с отделом охраны окружающей среды и природных ресурсов Госкомнефтепродукта РСФСР 21/VII.80. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. М. Недра 1982. 44. Временная инструкция по окраске резервуаров антикоррозионной эмалью ХС-717 утверждена Госкомнефтепродуктом РСФСР 5/?ІІ.81. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. 45. Инструкция по окраске наружной поверхности резервуаров со светлыми нефтепродуктами теплоотражающими эмалями ПФ-5135 и ЭФ-5144 утверждена Главнефтеснабом РСФСР 3/V.79. Сборник инструкций по защите резервуаров от коррозии. М. Недра 1982. 46. Временная инструкция по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции утверждена заместителем председателя Госкомнефтепродукта РСФСР 5/V.81. 47. Инструкция по эксплуатации стальных понтонов с открытыми отсеками РД 39-30-185 79 утверждена Миннефтепромом 6 июля 1979 г. 48. Положение о порядке обучения и проверки знании по охране труда рабочих служащих и инженерно-технических работников предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР утверждено Госкомнефтепро-дуктом СССР 9/ІX.83. 49. Положение о порядке проверки знаний правил норм и инструкций по технике безопасности руководящими и инженерно-техническими работниками управлений предприятий и организаций Госкомнефтепродукта СССР утверждено совместным постановлением Госкомнефтепродукта СССР и ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности от 23 июня 1983 г. № 10/21. 50. СН 305 77. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений. М. Стройиздат 1978. 51. Инструкция о порядке поступления хранения отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР утверждена Госкомнефте-продуктом СССР 15/VIII.85. 52. Инструкция по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз наливных пунктов перекачивающих станций и АЗС утверждена Главнефтеснабом РСФСР 17/Х.75. 53. ГОСТ 12.2.020 76 ССБТ. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка. 54. ГОСТ 17032 71. Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры. 55. ГОСТ 7338 77. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия. 56. ГОСТ 12.1.018 86 ССБТ. Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования. 57. Правила устройства электроустановок ПУЭ-85. 58. Рекомендации по восстановлению несущей способности цилиндрических резервуаров способом усиления стенки стальными кольцевыми бандажами. Астрахань ЦНИЛ 1984. 59. Рекомендации по эксплуатации резервуаров усиленных методом постановки кольцевых бандажей. Астрахань ЦНИЛ 1984. 60. ГОСТ 12.3.009 76 ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности. 61. ГОСТ 12.3.020 80 ССБТ. Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности. Приложение 2 2. ИНДУСТРИАЛЬНЫЕ СПОСОБЫ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ Под индустриальными способами ремонта понимается максимальное сокращение ручного труда па ремонтной площадке под открытым небом перенос основных сбо-рочно-сварочных работ в цеховые условия повышение механизации всех процессов в том числе в цеховых условиях. Указанные методы дают значительный экономический эффект: сокращают стоимость ремонтных работ снижают трудозатраты и уменьшают сроки ремонта. Организация поточности этих работ обусловливает получение дополнительного эффекта от использования механизмов и средств транспорта и повторносте применения такелажной оснастки. Один из основных индустриальных способов ремонта способ с применением рулонированных заготовок листовых конструкций днищ стенок настилов покрытий которые изготавливают в специальных цехах оснащенных оборудованием для обработки листов сборки сварки и рулонирования полотнищ. Применение для ремонта резервуаров рулонированных заготовок изготовленных индустриальным способом в цеховых условиях сокращает в 3 4 раза протяженность сварных соединений выполненных на ремонтной площадке уменьшает в 2 3 раза трудоемкость ремонтных работ снижает стоимость работ примерно в 1 5 раза по сравнению с полистовым ремонтом. ' Время ремонтных работ на площадке также сокращается в несколько раз например при смене настила стационарных крыш в 4 5 раз одновременного ремонта покрытия и двух верхних поясов в 3 5 4 7 раза. Идустриальные способы ремонта повышают качество ремонтных работ и существенно улучшают условия труда рабочих ремонтных бригад. 2.1. РЕМОНТ ДНИЩ Ремонт днищ с применением рулонных заготовок связан с демонтажем стального днища резервуара а затем восстановлением его. В некоторых случаях осуществляется одновременный ремонт основания резервуара и днища полная замена и частичная без замены окрайков . При выполнении ремонтных работ применяют обычно следующие механизмы и такелажную оснастку: кран УБ-102; трактор С-80 или С-100; трос диаметром 17 5 мм ГОСТ 3071 74 длиной 80 м с тросовыми сжимами 10 шт. ; блоки грузоподъемностью 3 т; трос диаметром 24 мм длиной 40 м с тросовыми сжимами 8 шт. . При ремонте днищ с применением рулонированных заготовок рекомендуется следующая последовательность операций: а подготовительные работы включая изготовление рулонов и их доставку к ремонтируемому резервуару со всеми монтажными приспособлениями и оснасткой; б выполнение монтажных проемов в кровле резервуара; в демонтаж всего или частично подлежащего замене Днища; г удаление демонтированных участков днища через проем; д подъем и подача рулонов в резервуар через проемы в крыше; е разворачивание рулонов и подтаскивание полотнищ в проектное положение с временным их закреплением и сваркой между собой и окрайками днища. Монтажные проемы в крыше вырезают следующим образом: размечают монтажный проем приваривают три подъемные петли стропят крюк крана к петлям. После этого вырезают монтажный проем и с помощью крана вырезанные элементы удаляют с крыши резервуара. После окончания ремонта днища и проверки качества сварочных работ монтажные проемы на крыше закрываются. Затем выполняют сварку элементов закрывающих монтажные проемы с крышей. Ремонт оснований резервуаров получивших неравномерную осадку в период эксплуатации проводят различными способами. При осадке основания в зоне окрайков когда не требуется исправления центральной части осуществляют подъем резервуара подсыпку и ремонт основания только периферийной части. При больших деформациях центральной части основания или необходимости полного его ремонта резервуар поднимают и вырезают днище. Днище разрезают на две части и попеременно надвигают их одну на другую ремонтируя основание. По окончании ремонта ремонтируется днище резервуара. 2.2. РЕМОНТ ВЕРХНИХ ПОЯСОВ СТЕНКИ Ремонт начинают с установки всех приспособлений и рулона-заготовки внутри резервуара через вырезанное монтажное окно в кровле рис. 6 . Старые листы верхних поясов подлежащих замене вырезают через 6 м по окружности и с помощью крана опускают на землю. Рулонная заготовка к этому времени должна быть установлена на подставку; при этом верхний край развертываемого рулона должен быть ниже верхней отметки стенки резервуара. Вертикальную кромку рулона закрепляют за стенку резервуара прихватками и рулон развертывают с одновременной передвижкой подставки с помощью крана и лебедки. При развертывании рулона клиньями последовательно поджимают полотнище по горизонтальным соединениям к стенке резервуара и обвязочному уголку. Подготовив участок длиной 6 м начинают сварку горизонтальных соединений полотнища со стенкой резервуара и обвязочным уголком. По окончании сварки демонтируют на последующем участке часть листов стенки кровли и полуферму. Длина участка подготавливаемого к развертыванию рулона не должна превышать 6 м. При развертывании рулона после прижатия кромок проводится сварка нахлесточного шва обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 250 мм. Горизонтальные нахлесточные стыки выполняют сплошными с наружной стороны резервуара и прерывистыми длиной 200 мм через 200 мм с внутренней. По окончании развертывания рулона и демонтажа катушки осуществляют замыкание вертикального соединения. Для резервуара вместимостью до 400 м3 оно выполняется внахлестку а более 400 м3 встык. Рис. 6 Схема ремонта верхних поясов стенки резервуара с применением рулонной заготовки: 1 стенка резервуара; 2 настил покрытия; 3 ферма; 4 рулон 5 подставка; 6 струнные леса; 7 8 распорки; 9 центральная стойка; 10 самоходный кран; 11 - отводной блок; 12 трос на лебедку; 13 начальная кромка разворачиваемого полотнища Сборка соединения внахлестку ведется с помощью трактора или рычажных лебедок и клиньев а встык дополнительно с помощью балок устанавливаемых с внутренней и наружной сторон а также стяжных винтовых приспособлений. После окончания ремонта проводят испытание сварных швов отремонтированных поясов стенки на герметичность керосиновой пробой а затем гидравлическое испытание всего резервуара. 2.3. РЕМОНТ НИЖНИХ ПОЯСОВ СТЕНКИ Ремонт нижних поясов стенки резервуара с применением рулонных заготовок выполняют в соответствии с ППР и техническими требованиями действующих нормативных документов по монтажу резервуаров рис. 7 . Порядок выполнения основных этапов работ следующий: заготовка материалов; изготовление рулона; разметка на стенке резервуара вырезаемого участка; вырезка монтажного проема для заведения рулона внутрь резервуара; вырезка монтажного проема в кровле; установка рулона с поддоном на днище; закрепление на днище отводного блока; запасовка троса разворачивающего и передвигающего рулон; вырезка заменяемого участка; разворачивание рулона. До начала ремонтных работ с внутренней стороны стенки резервуара навешиваются монтажные лестницы монтажный проем в стенке окантовывается ребрами жесткости которые фиксируют вертикальное положение кромок стенки вырезанного проема. Рулон-заготовку доставляют к резервуару на транспортном устройстве санях затем натяжным тросом перемещают вместе с санями в резервуар через проем в стенке краном через верхнее монтажное отверстие рулон поднимают в вертикальное положение и устанавливают на поддон. Затем вытаскивают из резервуара транспортные сани. Отводной блок закрепляется на днище резервуара на расстоянии не более 8 м от рулона и по мере развертывания и перемещения последнего переносится и закрепляется на новой позиции. Обрезку удерживающих планок и развертывание рулона проводят с соблюдением необходимых мер безопасности в соответствии с ППР и нормативно-технической документацией по монтажу резервуаров. Рис. 7. Схема ремонта нижних поясов стенки резервуара с применением рулонной заготовки: 1 - стенка резервуара; 2 настил покрытия; 3 ферма; 4 - рулон; 5 - поддон; 6 - днище; 7 самоходный кран; 8 - отводной блок; 9 трос на лебедку; 10 - начальная кромка полотнища Непосредственная замена дефектных поясов стенки на новые проводится участками длиной по 6 м. Последовательно по мере вырезки участков разворачивают и передвигают рулонную заготовку. Нижняя горизонтальная кромка заготовки при этом прижимается к заранее приваренным на днище упорам и прихватывается к днищу верхняя кромка с помощью клиньев прижимается с внутренней стороны к оставляемой части стенки и прихватывается к ней. Таким образом решаются две задачи: во-первых вырезка частями поясов обеспечивает устойчивость стенки резервуара без дополнительных креплений; во-вторых за счет прижатия кромок проводится формирование из рулонной заготовки заменяемой части стенки. Сварка соединений новых листов со старыми аналогична сварке при замене верхних поясов стенки резервуара. Вырезка дефектного участка проводится с учетом наименьшей деформации остающихся кромок после вырезки; при этом строго соблюдается последовательность вырезки: вначале нижний горизонтальный затем вертикальные и в последнюю очередь верхний горизонтальный рез. Вертикальные участки разрезов стенки выполняют резчики с гидроподъемников. Монтажное отверстие в покрытии вырезают аналогично рассмотренному варианту ремонта стенки верхних поясов. После окончания ремонта проводят испытание на герметичность сварных швов стенки выполненных на ремонтной площадке а затем гидравлическое испытание всего резервуара. 2.4. РЕМОНТ НАСТИЛА ПОКРЫТИЯ Ремонт покрытия с применением рулонных заготовок целесообразно проводить в том случае когда замене подлежит весь настил покрытия. Рулонированные полотнища настила шириной 3 м из листов толщиной 2 5 3 мм изготавливают в цеховых условиях с применением механизированных способов сварки и наворачивают на барабаны диаметром 2 5 м. В один рулон может быть свернута вся заготовка для одного покрытия резервуара. Готовый рулон доставляется на ремонтную площадку. Рулонированное полотнище на крышу резервуара можно подавать с помощью тросовой подвески рис. 8 . Она состоит из двух параллельных канатов с расстоянием между ними 250 мм соединенных между собой короткими жесткими траверсами через 1500 мм. Монтаж подвески и закрепление ее на обвязочном уголке крыши осуществляют с помощью тягового устройства состоящего из тягового троса и монтажной лебедки с грузоподъемной силой 30 кН. Рис. 8. Схема ремонта настила покрытия резервуара с применением рулонной заготовки: 1 резервуар; 2 шахтная лестница; 3 тяговой трос; 4 опорные блоки; 5 - отводной блок; 6 тросовая подвеска; 7 натяжное устройство; 8 - обвалование; 9 рулон; 10 электролебедка; 11 якорь В целях обеспечения прочности тросы подвески натягивают до соотношения стрелы провеса к длине в свету канатной подвески от 1 : 15 до 1 : 20. После монтажа канатной подвески тяговый трос используется для подачи полотнища. С этой целью конец тягового троса закрепляют к начальной поперечной кромке разворачиваемого рулона. К моменту подачи полотнища на крышу резервуара часть покрытия демонтируют и эго место подготавливают для укладки нового элемента из рулонной заготовки. В практике обычно начинают демонтаж участка кровли от стенки до стенки через центр резервуара. Ширина демонтируемой полосы 3 м что соответствует ширине рулона. Остальная часть настила покрытия временно не демонтируется и служит для передвижения по крыше монтажников и сварщиков. Рулон разматывают монтажной лебедкой с помощью тягового троса и по канатной подвеске полотнище подают на подготовленный участок крыши. На крыше полотнище подгоняют к каркасу закрепляют электроприхватками и обрезают по месту по краю крыши у стенки резервуара . Тяговый трос освобождают и закрепляют к оставшемуся полотнищу расположенному на канатной подвеске. Следующий участок полотнища подается повторным действием тяговой лебедки и троса при этом элемент полотнища предназначенный для замены следующего участка временно укладывают на первый участок и обрезают. С помощью рычажных приспособлений и лебедок вновь укладываемый элемент покрытия перемещают по крыше на подготовленный участок демонтированную полосу старого настила. Уложенные элементы покрытия приваривают с одной стороны к ранее уложенному участку с другой к каркасу. Демонтаж старого настила покрытия ведется по отдельным участкам параллельно с подготовкой новых элементов. Такая очередность позволяет использовать старый и новый настилы покрытия как монтажную площадку для раскроя рулонированного полотнища на элементы. Демонтированные элементы покрытия с помощью малой 'механизации опускают по тросовой подвеске на прилегающую площадку около резервуара и затем удаляют за пределы обвалования. После замены всего покрытия сварные швы испытывают на герметичность вакуум-методом. Приложение 3 3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР Опыт эксплуатации металлических резервуаров и обобщение данных о нарушении их прочности и герметичности показывают что большинство случаев более 75 % падает на зимний период причем чаще разрушается конструкция сваренная при отрицательных температурах. В процессе сварки при отрицательных температурах металл сварного соединения быстро охлаждается и поэтому: а уменьшается зона разогрева увеличивается пластическая деформация в околошовной зоне и возрастают внутренние напряжения; б вследствие повышения скорости кристаллизации металла сварочной ванны в сварном соединении наблюдается повышенное содержание газов и неметаллических включений; в повышенное содержание газов и окислов в зоне сварки понижает стабильность механических свойств сварных соединений вызывает в отдельных случаях повышенную склонность металла к хрупкому разрушению что в сочетании с внутренними напряжениями создает благоприятные условия для образования трещин. Эта опасность особенно усугубляется при наличии в основном металле или в сварном соединении каких-либо концентраторов напряжений подрезов непрова-ров и т. д. Кроме того следует учесть что металл и сварные соединения при отрицательных температурах очень чувствительны к ударным нагрузкам поэтому при выполнении сварочно-монтажных работ применение каких-либо ударных методов не рекомендуется. Сварочно-монтажные работы при ремонте резервуаров должны выполняться по специально разработанной технологии сварки исключающей возникновение значительных внутренних напряжений каких-либо дефектов в сварных соединениях и обеспечивающей наилучшие стабильные свойства соединения. Настоящие рекомендации составлены на основании действующих нормативных документов: СНиП ІІІ-18 75. Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ СНиП II-B.3 62. Стальные конструкции. Нормы проектирования а также с учетом накопленного опыта. Настоящие рекомендации распространяются на ремонт при отрицательных температурах металлических резервуаров из углеродистой и низколегированной стали. 3.1. ЗАГОТОВКА И ОБРАБОТКА ДЕТАЛЕЙ 3.1.1. Накладки вставки и детали для ремонта резервуаров должны изготавливаться в цехах или мастерских при положительной температуре воздуха. 3.1.2. При резке и обработке кромок неровности шероховатости заусенцы и завалы должны быть не более 0 5 мм. 3.1.3. Исправлять кромки следует абразивным инструментом при этом следы от обработки должны быть направлены вдоль кромки. 3.1.4. При температуре воздуха 40 °С и ниже кислородную резку деталей из низколегированной стали кромки которых подлежат в дальнейшем механической обработке рекомендуется выполнять с подогревом. 3.1.5. При заготовке отдельных деталей резервуаров в зимних условиях правка металла в холодном состоянии ударными инструментами а также резка его ножницами при температуре ниже 25 °С запрещается. Запрещается правка стали путем наплавки валиков дуговой сваркой. 3.2. СБОРКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОД СВАРКУ 3.2.1. Запрещается транспортировка волоком отдельных заготовленных деталей конструктивных элементов и листов во избежание искажения геометрической формы. 3.2.2. Запрещаются погрузка и выгрузка сбрасыванием заготовленных деталей конструкций. 3.2.3. Заготовки и детали перед сборкой должны быть очищены от заусенцев грязи масла ржавчины льда снега и тщательно осмотрены. Обнаруженные дефекты подлежат исправлению. 3.2.4. Длину прихваток рекомендуется принимать не менее 50 мм расстояние между прихватками не более 500 мм высоту усиления прихватки не более 3 мм. 3.2.5. Уступ кромок в плоскости соединения листов следует обрабатывать абразивным инструментом. 3.2.6. При сборке и подгонке элементов рекомендуется применять подготовку кромок с криволинейным скосом. 3.2.7. В сварных стыковых соединениях листов разной толщины в целях обеспечения плавности изменения сечения необходимо предусматривать скосы у более толстого листа с одной или двух сторон с уклоном не более 1 : 5. 3.2.8. При установке технологического оборудования резервуара необходимо руководствоваться требованиями части I. 3.2.9. Стыковые соединения резервуаров под сварку при толщине листов 5 мм и более следует собирать на стяжных приспособлениях с обеспечением требуемых зазоров или посредством прихваток. 3.2.10. Лист днища резервуара рекомендуется собирать непосредственно на песчаном основании внахлестку по коротким и длинным кромкам. Подбивка листов в местах тройного нахлеста допускается только в горячем состоянии нагрев до температуры 900 1100 °С от вишневого до оранжевого цвета каления и должна прекращаться при температуре не ниже 700 °С красный цвет каления . Площадь разогрева должна превышать площадь места подбивки не менее чем на 20 %. Скорость охлаждения должна исключать закалку коробление появление трещин и надрывов. 3.2.11. Листы настила кровли резервуара следует собирать внахлест по коротким и длинным кромкам. 3.2.12. После окончания сборки необходимо проверить качество работы зазоры между кромками величину нахлеста в соединяемых элементах и нет ли трещин в прихватках . При обнаружении трещин в прихватках последние удаляют выплавляют и заменяют новыми. 3.3. СВАРКА 3.3.1. Сварочное оборудование должно быть подготовлено для эксплуатации в условиях отрицательных температур. 3.3.2. Вблизи ремонтируемого резервуара следует установить передвижной домик для обогрева рабочих и приема пищи. 3.3.3. Работа сварщика на морозе должна чередоваться с отдыхом в теплом помещении. 3.3.4. При ремонтных работах вручную и механизированной сварке стальных конструкций предварительно следует подогреть сталь в зоне сварки до 180 200 °С на ширину 100 мм с каждой стороны соединения и на длину 300 мм в обе стороны от места замыкания шва. Подогревать кромки металла под сварку можно газовыми горелками или индукционными подогревателями. Рис 9. Типы швов: а - угловой; б стыковой 3.3.5. Сварку ответственных швов резервуара стыковые и нахлесточные соединения стенки стыковые соединения окраек днища соединение стенки резервуара с днищем нахлесточные соединения днища швы приварки резервуарного оборудования к стенке соединения элементов покрытия и понтонов рекомендуется выполнять на постоянном токе обратной полярности. Применение переменного тока допускается для сварки неответственных швов резервуара настил кровли ограждения и т. п. когда колебания сетевого напряжения не превышают ±6 % режим сварки следует подбирать так чтобы коэффициент формы провара был: для углового шва l/h ? 1 3; для стыкового однопроходного шва l/h ? 1 5 рис. 9 . 3.3.6. При сварке конструкций в углекислом газе сварочная дуга должна быть защищена от ветра и осадков. 3.3.7. Электроды и флюсы необходимо хранить в таре в сухом отапливаемом помещении при температуре не ниже 15 °С отдельно от других сыпучих материалов. 3.3.8. Электроды и флюсы находившиеся на морозе разрешается использовать только после их просушки. 3.3.9. Кромки собранных элементов и прилегающие к ним зоны металла шириной не менее 20 мм а также кромки листов примыкания выводных планок непосредственно перед сваркой должны быть зачищены до чистого металла. Продукты очистки не должны оставаться в зазорах между собранными деталями. При наличии льда или снега на свариваемых кромках последние перед сваркой необходимо предварительно просушить газовой горелкой или паяльной лампой до полного удаления следов влаги. 3.3.10. К рабочему месту электроды и флюсы следует подавать непосредственно перед сваркой в количестве необходимом на период непрерывной работы сварщика. Электродную проволоку рекомендуется подавать на рабочее место непосредственно перед установкой аппарата. У рабочего места электроды и флюсы необходимо хранить в условиях исключающих увлажнение в плотно закрывающейся таре или обогреваемых устройствах . 3.3.11. Ручная электродуговая сварка ответственных сварных соединений резервуара должна выполняться электросварщиками прошедшими испытания согласно Правилам испытания электросварщиков и газосварщиков и имеющими удостоверения устанавливающие их квалификацию и характер работ к которым они допущены. К сварке неответственных сварных соединений резервуаров допускаются электросварщики прошедшие испытания по действующим ведомственным правилам и имеющие удостоверения на право проведения сварочных работ. 3.3.12. Сварщики впервые приступающие к работе при отрицательной температуре воздуха должны пройти пробные испытания по технологии сварки при заданной отрицательной температуре. Сварщики сдавшие такие испытания могут быть допущены к выполнению сварки при температуре на 10 °С ниже заданной для сдачи пробы испытаний. 3.3.13. К сварке прихваток допускаются сварщики сдавшие пробные испытания согласно п. 3.3.12 настоящих Рекомендаций. 3.3.14. При температуре окружающего воздуха ниже 5 °С сварные соединения выполняемые всеми видами и способами сварки заваривают от начала до конца без перерыва за исключением времени необходимого на смену электрода или электродной проволоки и зачистку шва в месте возобновления сварки. Прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять незавершенными отдельные участки сварного соединения не допускается. В случае вынужденного прекращения сварки из-за отсутствия тока выхода из строя аппаратуры и других причин процесс следует возобновить при условии подогрева металла в соответствии с технологией разработанной для данной конструкции. 3.3.15. Во избежание создания значительных напряжений и деформаций а также образования трещин сварщики перед началом работы в зимних условиях должны быть детально ознакомлены с технологическим процессом последовательностью и режимом сварки данного элемента и с указаниями настоящих Рекомендаций. 3.3.16. В целях уменьшения возможности образования трещин в сварных соединениях необходимо: а сварные стыковые соединения стенки делать прямыми встык с двусторонней сваркой и полным проваром. Допускается односторонняя сварка о подваркой корня шва; б стыковые соединения окраек днища выполнять на остающейся технологической подкладке. Стальная подкладка должна быть только прихвачена к днищу. Приварка технологической подкладки по контуру недопустима; в после обрезки части технологической подкладки выступающей за окраек днища торец шва зачистить абразивным инструментом. Допуски на обработку кромок такие же как и при резке металла; г прихватки располагать у пересечения швов в стыковых соединениях рекомендуется располагать прихватки с обратной стороны от первого шва или слоя ; д при выполнении прихваток и сварки запрещается зажигать дугу на основном металле и выводить на него кратер шва; е тщательно осматривать прихватки перед началом сварки с обязательной переплавкой их во время сварки первого слоя. 3.3.17. В целях уменьшения деформаций в процессе сварки понижения скорости охлаждения и получения плотных высококачественных соединений необходимо: а напряжение на дуге и силу тока принимать повышенными из условия увеличения погонной энергии приблизительно на 4 5 % на каждые 10 °С понижения температуры ниже О °С погонная энергия принятая при положительной температуре 10 20 °С принимается за 100 % ; б накладывать швы в последовательности обеспечивающей максимальную свободу деформаций в процессе сварки в частности применяя обратноступенчатый метод сварки длина ступени не более 400 мм ; в при сварке встык листов толщиной 6 мм и более применять многослойную сварку накладывая каждый последующий слой по неостывшему предыдущему. Указанное условие достигается если длина одновременно свариваемого участка при толщине металла около 10 мм при ручной сварке не превышает 1 м а при механизированной сварке под флюсом приблизительно 7 8 м. Число слоев сварки должно составлять: при толщине металла от 6 до 12 мм 3 от 12 до 16 мм 5. Рис. 10. Схема сварки кольцевых швов соединяющих корпус с днищем: І ІХ - очередность сварки секций; 1 2 ... 16 последовательность сварки швов в каждой секции 3.3.18. При сварке стенки резервуара в первую очередь заваривают вертикальные а затем горизонтальные швы: а вертикальные стыковые швы сваривают двусторонней сваркой два сварщика обратноступенчатым методом с обязательным проплавлением вершины угла. Разрыв между дугами сварщиков работающих с наружной и внутренней сторон резервуара должен быть не более 500 мм; б горизонтальные угловые швы сваривают ручной сваркой по участкам одновременно несколько сварщиков при длине участка не более 8 м. На каждом участке работает один сварщик. Сварку швов на протяжении каждого участка ведут обратноступенчатым методом с длиной ступени не более 400 мм. При механизированной сварке горизонтальные швы сваривают по кольцу непрерывным методом. 3.3.19. Сварку углового соединения стенки с днищем следует выполнять в два слоя и более при укладке последующего слоя по неостывшему предыдущему. Ручную сварку выполняют одновременно на нескольких не менее чем на двух участках длиной до 8 м. Последовательность сварки участков показана на рис. 10. Сварку каждого участка выполняют одновременно два сварщика с внутренней и внешней сторон резервуара. При этом сварщик выполняющий внутренний шов должен несколько опережать около 500 мм сварщика выполняющего наружный шов. Сварку следует производить обратноступенчатым методом причем длина единовре- менно свариваемого шва каждого слоя не должна превышать 1 м с тем чтобы следующий слой укладывался на теплый металл. Механизированную сварку автоматами следует выполнять последовательно участками длиной 8 м при этом последующий слой укладывают сразу же после первого по теплому металлу . В первую очередь как и при ручной сварке заваривают внутренний шов а затем наружный. Допускается раздельная сварка внутреннего и наружного швов при этом первым следует сваривать внутренний шов. 3.3.20. При ручной и механизированной сварках полуавтоматом стыковых и угловых соединений с полным проплавлением необходимо перед наложением шва с обратной стороны удалить и зачистить корень шва. Расчистку корня шва следует выполнять путем выплавки или шлифовки. 3.3.21. Высота угловых швов К должна быть не менее 4 мм за исключением швов в деталях толщиной менее 4 мм и. не более 1 2 s где s наименьшая толщина соединяемых элементов. При этом высота угловых однопроходных швов К в зависимости от толщины свариваемых элементов должна быть не менее приведенных величин: Минимальный размер шва: высота мм....................................... 6 8 площадь мм2......................................18 32 Толщина более толстого из свариваемых элементов мм........................7 10 11 22 3.3.22. Угловые швы следует выполнять как правило с вогнутой поверхности и плавным переходом к основному металлу. Это требование соблюдается подбором соответствующего режима сварки. 3.3.23. При сварке соединений с подварочным слоем сварку последнего рекомендуется вести после сварки основного шва. Площадь подварочного шва должна быть не менее указанной выше. 3.3.24. При сварке днища механизированной или ручной дуговой сваркой в первую очередь заваривают листы по коротким кромкам а затем по длинным. Швы днища по длинным кромкам листа при механизированной сварке заваривают от центра к краям. При ручной дуговой сварке процесе ведется также от центра к краям обратноступенчатым методом. Соединения окраек днища между собой выполненные встык должны быть сварены на технологической подкладке в два или несколько слоев с обеспечением полного провара при этом последующий слой следует укладывать на еще теплый предыдущий слой. До сварки стенки с днищем окрайки соединяют с днищем на прихватках. После сварки стенки с днищем заваривают швы соединяющие окрайки с днищем. 3.3.25. При ремонте части стенки и днища резервуара сначала сваривают вертикальные стыковые соединения первого пояса на длину 300 мм со стороны примыкающей к днищу затем заваривают шов приварки стенки к днищу и швы соединяющие окрайки с днищем. После этого сваривают вертикальные стыковые соединения на всю высоту первого пояса стенки. 3.3.26. Листы настила покрытия можно сваривать ручной дуговой или механизированной сваркой. Сварку листов следует вести сначала по коротким кромкам от середины к краям а затем заваривать продольные швы по длинным кромкам от центра к краям. Швы накладывают в один слой. 3.3.27. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер следует полностью перекрыть швом. 3.3.28. При выполнении сварки ответственных узлов резервуара особенно тщательно выполняют пересечения стыковых соединений а также стыковых и тавровых соединений так как при наличии непровара или других дефектов в пересечении указанных швов в последних весьма часто наблюдается образование трещин. 3.3.29. Свариваемая поверхность зона сварки конструкций должна быть ограждена от снега и сильного ветра. 3.3.30. Применение прерывистых швов и электрозаклепок выполняемых ручной сваркой с предварительным сверлением отверстий запрещается. 3.3.31. Вырубку дефектных мест в сварных соединениях и металла следует выполнять после подогрева швов и металла до 100 120 °С. 3.3.32. Дефектные участки сварных соединений следует заваривать только после подогрева металла до 180 200 °С. 3.3.33. Конструкция и сварные швы по окончании сварки должны быть зачищены. Приваренные сборочные приспособления удаляются без повреждения основного металла а места их приварки должны зачищаться до основного металла с удалением всех дефектов. 3.4. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ 3.4.1. При контроле сварных соединений выполненных при отрицательной температуре особое внимание следует уделять операционному контролю: а при сборке следить за обеспечением равномерного и минимального допустимого зазора между свариваемыми деталями проверять нет ли грязи влаги и коррозии в разделке нет ли групповых пор и трещин в электроприхватках; б при сварке следить за соблюдением последовательности режимов сварки и главное за обеспечением полного провара корня шва; в при приемке конструкций строго проверять нет ли трещин в сварных соединениях основном металле и особенно в зонах скопления большого числа швов. 3.4.2. Окончательный осмотр и приемку сварных соединений резервуаров следует проводить через 3 4 дня после окончания сварки. Кроме того рекомендуется проводить 2 3 дополнительных контрольных осмотра конструкций и сварных соединений после резкого похолодания наступившего после окончания сварочных работ например при падении температуры в течение суток на 15 °С и более . 3.4.3. Контроль качества сварных соединений проводится в соответствии с требованиями СНиП III-18 75 и настоящего Руководства. Не допускается контроль качества сварных соединений методом засверливания. 3.4.4. Подрезы основного металла при сварке допускаются: вдоль усилия и местные подрезы поперек усилия до 25 % длины шва глубиной не более 0 5 мм при толщине стали от 4 10 мм и не более 1 мм при толщине стали свыше 10 мм; поперек усилия глубиной 0 5 мм при толщине стали до 20 мм и 1 мм при толщине стали более 20 мм. 3.4.5. Подрезы основного металла следует заваривать с предварительной и последующей зачисткой. Допускается исправление подрезов зачисткой без предварительной заварки если их глубина не превышает значений указанных в п. 3.4.4. При заварке подреза независимо от способа сварки необходимо обеспечить температуру в пределах нормы для данной толщины металла которую определяют заводскими нормалями. 3.4.6. Несплавления по кромкам а также непровары стыковых и угловых соединений с полным проплавлением не допускаются. 3.4.7. Окончательной браковке подлежат элементы имеющие: а трещины в металле сварного соединения переходящие на основной металл; б трещины в основном металле. 3.4.8. Исправлять дефектные участки разрешается не более двух раз. Приложение 4   4. МЕРЫ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРОВ   4.1. Общие правила пожарной безопасности при организации и производстве огневых работ   4.1.1. К огневым работам относятся электрическая и газовая свар- ка бензиновая керосиновая или кислородная резка кузнечные и ко- тельные работы с применением переносных горнов паяльных ламп и раз- ведением открытого огня. 4.1.2. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности при проведении огневых работ возлагается на руководителя предприятия участка на территории которого будут выполняться огневые работы. 4.1.3. К производству сварочных работ допускаются сварщики вы- державшие испытания по специальной подготовке и имеющие соответствую- щее квалификационное удостоверение и талон по технике безопасности и пожарной безопасности прил. 5 . 4.1.4. Огневые работы необходимо выполнять на специально отведен- ных площадках расположенных с соблюдением установленных разрывов от пожаро-взрывоопасных производственных участков. Площадка должна иметь надпись "Сварочная площадка" с указанием лиц ответственных за проведение работ. При необходимости огневые ра- боты могут быть проведены в резервуарном парке с письменного разреше- ния главного инженера и руководителя объекта при согласовании с по- жарной охраной см.прил. 13 часть 1 настоящих Правил . 4.1.5. Порядок оформления разрешения и осуществления контроля за соблюдением мер пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах охраняемых пожарной охраной МВД определяется Правилами по- жарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР. 4.1.6. До начала огневых работ ответственный за их проведение обязан согласовать эти работы с местной пожарной охраной службами техники безопасности; сделать анализ воздуха на отсутствие взрывоо- пасных концентраций газа паров прибором ПГФ-2М1-ИЗГ УГ-2 ГБ-3 и другими допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 5 % нижнего предела распространения пламени - нижнего предела воспламе- нения ; организовать выполнение всех мер пожарной безопасности и обеспечить место проведения огневых работ необходимыми средствами по- жаротушения. Выполнение огневых работ у трубопроводов находящихся в эксплуа- тации без предварительной подготовки и установки заглушек на продук- товых и топливных линиях или заполнения водой инертным газом а также в туннелях и лотках без соответствующей продувки и анализа воз- духа запрещается. 4.1.7. Начальник инструктор противопожарной профилактики пожар- ной охраны объекта или лицо его заменяющее при получении извещения о намечаемых огневых работах осматривает место их проведения и уста- навливает соблюдены ли меры пожарной безопасности. Кроме того он обязан провести инструктаж рабочих которые будут выполнять огневые работы. Ответственный за проведение огневых работ сварщики и другие ра- бочие принимающие участие в этих работах расписываются в журнале учета о получении соответствующего инструктажа прил. 6 . В необходи- мых случаях на месте проведения огневых работ должен быть выставлен пожарный пост из числа работников объектов пожарной охраны или чле- нов добровольной пожарной дружины. 4.1.8. Сварщик не должен приступать к огневым работам без письменного разрешения выданного главным инженером или руководите- лем объекта и согласованного с пожарной охраной. Кроме того он дол- жен проверить выполнение всех требований пожарной безопасности ука- занных в разрешении. 4.1.9. В местах проведения огневых работ и на площадках где ус- тановлены сварочные агрегаты трансформаторы контрольно-измери- тельные приборы должны быть приняты следующие меры пожарной безопас- ности: полностью устранена возможность проникновения огнеопасных газов и паров нефтепродуктов к месту производства этих работ; на расстоянии 15 м от площадки на которой выполняют огневые ра- боты и мест установки сварочных агрегатов территория долина быть очищена от мусора горючих предметов различных нефтепродуктов; мес- та где были пролиты нефтепродукты необходимо засыпать песком или землей слоем не менее 5 см; в радиусе 5 м от места проведения огневых работ не должно быть сухой травы. 4.1.10. При проведении огневых работ на строительных лесах и под- мостях все деревянные конструкции должны быть защищены от попадания искр листами железа или асбеста. Кроме того должны быть приняты ме- ры против попадания искр на нижележащие деревянные конструкции. Деревянные леса и подмости должны быть тщательно очищены от строительного мусора. Помимо этого должны быть проведены другие ме- роприятия в соответствии с требованиями пожарной безопасности при проведении строительных работ. 4.1.11. При выполнении ремонтно-монтажных работ на предприятии огневые работы разрешается проводить не ближе 20 м от резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров с нефтепродуктами; если в ре- зервуарном парке проводят операции по наполнению откачке резервуа- ров нефтепродуктами огневые работы можно проводить только на рас- стоянии не ближе 40 м от этих резервуаров электросварочные агрегаты должны быть установлены с наружной стороны обвалования на расстоянии не менее 20 м от резервуаров с нефтепродуктами . 4.1.12. При производстве сварочных работ запрещается: а приступать к работе при неисправной сварочной аппаратуре про- водах шлангах горелках и трубопроводах; б выполнять сварку аппаратов и трубопроводов находящихся под давлением жидкости газа пара или воздуха без их дегазации а также под напряжением электрического тока; в сваривать свежеокрашенные конструкции до полного высыхания краски; г прокладывать токоведущие сварочные провода совместно с газос- варочными шлангами и трубопроводами; д переносить провода от сварочных аппаратов под напряжением а также волоком для переноски провода обесточивают и свертывают в бух- ту а затем разворачивают ; е пользоваться промасленной спецодеждой и рукавицами; ж класть горящие горелки и раскаленные электроды на сгораемые предметы и материалы для этих целей должна быть устроена спе- циальная подставка из несгораемых материалов ; з оставлять без присмотра включенные сварочные аппараты; ис- пользовать металлоконструкции или трубопроводы в качестве обратного провода; и оставлять в процессе работы не защищенные от дождя и снега сварочные аппараты контрольно-измерительные приборы и трансформаторы; к хранить в сварочных кабинах горючие предметы спецодежду и т.д. 4.1.13. Огневые работы должны быть немедленно прекращены при об- наружении поблизости горючих газов или паров нефтепродуктов. 4.1.14. По окончании огневых работ место их проведения должно быть тщательно проверено и очищено от раскаленных огарков окалины или тлеющих предметов а при необходимости полито водой.   4.2. ГАЗОСВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ   4.2.1. Для временного производства газосварочных работ перенос- ные ацетиленовые генераторы следует устанавливать на открытых площад- ках в неопасных в отношении пожара и взрыва местах. Ацетиленовые генераторы необходимо ограждать и размещать не бли- же 10 м от места проведения сварочных работ от открытого огня и сильно нагретых предметов. При установке ацетиленового генератора делают надпись: "Вход пос- торонним воспрещен - огнеопасно" "Не курить" "Не ходить с огнем". 4.2.2. Запрещается размещать склады для хранения карбида кальция на территории резервуарного парка. 4.2.3. В местах хранения и вскрытия барабанов с карбидом кальция запрещается курить пользоваться открытым огнем и применять инстру- мент способный образовать при ударе искру Раскупоривать барабаны с карбидам кальция следует латунными зубилами и молотком. Запаянные ба- рабаны открывать специальным ножом. Место реза на крышке необходимо предварительно смазать толстым слоем солидола. 4.2.4. Вскрытые барабаны с карбидом кальция следует защищать неп- роницаемыми для воды крышками с отогнутыми краями плотно охватываю- щими барабан. Высота борта крышки должна быть не менее 50 мм. 4.2.5. Баллоны с кислородом необходимо устанавливать от места сварки на расстоянии не менее 10 м от ацетиленового генератора - не менее 5 м. На месте газосварочных работ разрешается иметь не более двух зак- репленных баллонов с кислородом. 4.2.6. Хранение и транспортировка баллонов с газами разрешаются только с навинченными на их горловины защитными колпаками. При тран- спортировке баллонов не допускается толчков и ударов. 4.2.7. Баллоны с газом при хранении перевозке и эксплуатации должны быть защищены от воздействия солнечных лучей и других источни- ков тепла. Расстояние от горелок по горизонтали до отдельных баллонов с кислородом и горючими газами должно быть не менее 5 м. 4.2.8. При обращении с порожними баллонами из-под кислорода и го- рючих газов должны быть соблюдены такие же меры безопасности как и с наполненными баллонами. 4.2.9. Для предотвращения взрывов ацетиленовые генераторы сле- дует заряжать только кусковым карбидом кальция и не более как наполо- вину объема ящиков реторт. При загрузке ацетиленового генератора запрещается загружать кар- бид кальция завышенной грануляции или проталкивать его в воронку ап- парата железными прутьями и проволокой работать на карбидной пыли. 4.2.10. После зарядки ацетиленового генератора карбидом кальция весь воздух из газгольдера и шлангов горелки должен быть вытеснен га- зом. 4.2.11. Перед тем как зажечь газовую горелку необходимо прове- рить работу гидравлического затвора и наличие в нем воды. Заполнять гидравлический затвор водой и проверять ее уровень в затворе следует только при включении подачи газа. Выполнять сварочные работы при неисправном гидравлическом затворе ацетиленового генератора категори- чески запрещается. 4.2.12. Перед началом газосварочных работ должны быть проверены исправность газопроводящих шлангов и надежное их закрепление на при- соединительных ниппелях аппаратуры горелок резаков редукторов Для этой цели применяют специальные хомутики. На ниппели водяных затворов шланги должны быть надеты плотно но не закреплены. Не допускается использование шлангов пропускающих газ а также замена ацетиленовых шлангов кислородными и наоборот. В процессе га- зосварочных работ газопроводящие шланги необходимо оберегать от дей- ствия высоких температур и механических повреждений. 4.2.13. При разжигании горелки сначала постепенно открывают кис- лородный кран а затем - ацетиленовый с одновременным поднесением пламени спички или зажигалки. При тушении горелки вначале перекры- вают подачу ацетилена а затем - кислорода. 4.2.14. При газосварочных работах нельзя допускать перегрева го- релки. Во избежание этого следует периодически прекращать работу и охлаждать горелку погружая ее в воду. 4.2.15. При обнаружении неисправности ацетиленового генератора или заметной утечки газа газосварочные работы должны быть прекращены из газгольдера выпущен газ реторты очищены от остатков карбида кальция генератор промыт и направлен для ремонта в мастерскую. Зап- рещается ремонтировать ацетиленовые генераторы на месте проведения газосварочных работ. 4.2.16. По окончании работы карбид кальция в переносном генерато- ре должен быть полностью доработан. Известковый ил удаляемый из ге- нератора необходимо выгружать в приспособленную для этой цели тару и сливать в иловую яму или в специальный бункер. Иловые ямы должны быть расположены на специально отведенных пло- щадках место расположения иловых ям должно быть согласовано с пожар- ной охраной. Открытые иловые ямы должны быть ограждены перилами в радиусе 10 м от края ямы а закрытые - иметь несгораемые перекрытия или быть обо- рудованы вытяжной вентиляцией и люками для удаления ила. 4.2.17. При газосварочных работах и газовой резке запрещается: а приступать к работе при неисправных аппаратуре и шлангах; б отогревать замерзшие ацетиленовые генераторы трубопроводы вентили редукторы и другие детали установок открытым огнем или рас- каленными предметами отогревать можно только горячей водой или па- ром а также пользоваться инструментом способным образовывать ис- кры при ударе; в допускать соприкосновение кислородных баллонов редукторов шлангов и другого сварочного оборудования с различными маслами а также с промасленной одеждой и ветошью; г курить и пользоваться открытым огнем на расстоянии менее 10 м от баллонов с горючим газом и кислородом шлангов ацетиленовых гене- раторов газопроводов и иловых ям; д работать от одного гидравлического затвора двум сварщикам; е загружать карбид кальция в мокрые загрузочные корзины или при наличии воды в газосборнике загружать корзины карбидом более полови- ны их объема при работе генераторов "Вода на карбид" ; ж оставлять баллоны со сжатым и сжиженным газами на солнце без укрытия; з оставлять ацетиленовые генераторы после окончания газосвароч- ных работ не очищенными от остатков карбида кальция и ила реторты ящики и другие части генератора непромытыми; и продувать шланги для горючих газов кислородом и кислородный шланг горючими газами пользоваться шлангами длина которых превы- шает 30 м. При производстве монтажных работ допускается применение шлангов длиной до 40 м. Применение шлангов длиной свыше 40 м допус- кается в исключительных случаях с разрешения руководителя работ и ин- женера по технике безопасности; к перекручивать заламывать или зажимать газопроводящие шланги; л переносить генератор при наличии в газосборнике ацетилена; м преднамеренно увеличивать давление газа в ацетиленовом генера- торе накладывая на колокол тяжелые предметы или увеличивать единов- ременную загрузку карбида кальция.   4.3. ЭЛЕКТРОСВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ   4.3.1. Сварочные генераторы и трансформаторы а также все вспомо- гательные приборы и аппараты к ним устанавливаемые на открытом воз- духе должны быть выполнены в закрытом или защищенном исполнении с противосыростной изоляцией и установлены под навесами из несгораемых материалов. 4.3.2. Электросварочные установки стационарные и передвижные и свариваемые предметы при проведении сварочных работ должны быть за- землены. Помимо заземления основного электросварочного оборудования в сва- рочных установках надлежит заземлять тот зажим вторичной обмотки сва- рочного трансформатора к которому присоединяется проводник идущий к изделию обратный провод . Заземление выполняют при помощи гибких изолированных проводов снабженных специальными зажимами обеспечивающими надежный контакт. Применение голых проводов и подручных металлических предметов для за- земления не допускается. 4.3.3. Соединение жил сварочных проводов между собой должно вы- полняться горячей пайкой. Подключение электропроводок к электрододер- жателю свариваемому изделию и сварочному аппарату допускается только при помощи специальных зажимов или медных кабельных наконечников скрепленных болтами с шайбой. 4.3.4. Провода подключенные к сварочным аппаратам распредели- тельным щитам и другому оборудованию должны иметь надежную изоляцию защиту от действия высокой температуры механических повреждений и химических воздействий. Применять для электросварочных работ провода с поврежденной изо- ляцией и переносить провода сварочных аппаратов под напряжением зап- рещается. 4.3.5. При проведении электросварочных работ связанных с часты- ми перемещениями сварочных установок должны применяться механичес- кие шланговые кабели. 4.3.6. Обратный проводник от свариваемого изделия к источнику то- ка должен быть аналогичным основному проводу присоединенному к элек- трододержателю. 4.3.7. При смене электродов в процессе сварки их остатки огарки следует складывать в специальный металлический ящик устанавливаемый у места сварочных работ. 4.3.8. Во время перерыва а также при уходе сварщика с рабочего места электросварочный аппарат и провода должны быть обесточены.   4.4. РЕЗКА МЕТАЛЛА   4.4.1. При бензо- керосино- и кислородной резке бачок с горючим Должен находиться не ближе 5 м от баллонов с кислородом и от источни- ков открытого огня и не ближе 3 м от рабочего места резчика. При этом бачок должен быть расположен так чтобы на него не попадали пламя и искры при работе. 4.4.2. Перед зарядкой бачка горючим должны быть проверены его ис- правность и герметичность. При пропуске горючей жидкости и неисправ- ности насоса бачок эксплуатировать не разрешается. 4.4.3. Бачок должен иметь исправный манометр а также предохрани- тельный клапан не допускающий повышения давления в бачке более 0 5 МПа. Нельзя выполнять резку металла при давлении воздуха в бачке превышающем рабочее давление кислорода в резаке. Рабочее давление в бачке с горючим должно быть не выше 0 3 МПа. 4.4.4. Для бензо- керосино-кислородной резки бачки должны зап- равляться только фильтрованным горючим не более чем на 3/4 его объе- ма. Заправлять бачки следует в специально отведенном помещении или на специально отведенной площадке. Место заправки от места выполнения огневых работ и открытых ис- точников огня должно быть расположено не. ближе 20 м. Хранение запа- са горючего допускается в количестве не более сменной потребности. Горючее необходимо хранить в исправной небьющейся плотно закрываю- щейся специальной таре. 4.4.5. Перед началом бензо- керосино-кислородной резки необходи- мо проверить надежность и плотность присоединения бензостойкого шлан- га к бачку и резаку. Сальник запорного вентиля на бачке не должен пропускать горючее. 4.4.6. При обратном ударе пламени работа должна быть немедленно прекращена а горелка потушена. 4.4.7. При резке металла бензо- керосино- и кислородорезаком запрещается: а пользоваться неисправными аппаратами шлангами и горелками; б применять загрязненное или с примесью воды горючее а также этилированный бензин для бензорезов; в применять для подачи горючего к резаку кислородные шланги; г перегревать испаритель резака до вишневого цвета а также под- вешивать резак во время работы вертикально головкой вверх; д направлять пламя и класть горелку на сгораемые предметы; е резать при давлении в бачке с горючим превышающим рабочее давление кислорода в резаке; ж зажимать перекручивать или заламывать шланги подающие кисло- род и горючее к резаку; з хранить запас горючего на рабочей площадке. 4.4.8. При прекращении резки воздух из бачка выпускают только после гашения резака.   4.5. ВРЕМЕННЫЕ РЕМОНТНЫЕ И ОГНЕВЫЕ РАБОТЫ БЕЗОПАСНЫЙ СПОСОБ ВЫПОЛНЕНИЯ СВАРОЧНЫХ РАБОТ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРОВ   4.5.1. Производить чеканку резервуаров с нефтепродуктами допус- кается только холодным способом при условии что места чеканки будут часто смазываться густой смазкой. Инструмент должен быть изготовлен из металла не дающего искр. 4.5.2. На время выполнения ремонтных работ с применением открыто- го огня включая чеканку резервуаров на производственной территории должен быть установлен пожарный пост из работников объектовой пожар- ной охраны или членов добровольной пожарной дружины и увеличено чис- ло средств пожаротушения. 4.5.3. До начала огневых работ на резервуаре и внутри него необ- ходимо: а все задвижки на соседних резервуарах и трубопроводные водос- пускные краны колодцы канализации и узлы задвижек во избежание за- горания паров и газов нефтепродуктов прикрыть войлоком который в жаркое время года должен быть смочен водой; б места электросварки или горячей клепки для предупреждения разлетания искр и окалины оградить переносными асбестовыми или ины- ми несгораемыми щитами размером 1х2 м. 4.5.4. Безопасный способ выполнения огневых работ в резервуарах может быть применен после дегазации резервуаров при помощи спе- циальной вентиляционной установки. После удаления "мертвого" остатка нефтепродукта и смыва внутрен- них стенок и ферм кровли резервуара сильной струей воды в течение 2-3 ч а также после зачистки от остатков грязи на открытый люк-лаз надевают конический рукав диаметром 650-700 мм из брезента или бельтинга. Второй конец рукава присоединяют к выкидному патрубку вентилято- ра установленного на специальных салазках с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении Вентилятор включают в действие при от- крытых верхних люках резервуара. При работе вентилятора с подачей воздуха 10 000 м?/ч мощ- ность двигателя 10 кВт частота вращения 1450 мин-1 в течение 6-8 ч в резервуаре РВС-1000 обеспечивается полная дегазация от паров неф- тепродуктов и газов. Проводить огневые работы разрешается только пос- ле взятия анализа воздуха внутри резервуара и лабораторного подтвер- ждения его безопасности для выполнения этих работ.  мин-1 Приложение 5 страница 1   ТАЛОН ПО ТЕХНИКЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ К КВАЛИФИКАЦИОННОМУ УДОСТОВЕРЕНИЮ N --------   действителен только при наличии квалификационного удостоверения   страница 2 Тов. ------------------------------------------------------------ фамилия имя отчество   зачеты по программе пожарно-технического минимума и знанию требова- ний пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства сдал. Талон действителен в те- чение одного года со дня выдачи.   Представитель администрации ------------------------------------ --------------------------------------------------------------------- наименование объекта   Подпись --------------- Представитель органа части пожарной охраны   Подпись --------------   " --- " ----------- 19 ---- г.   страница 3   Талон продлен до ------------ 19 --- г.   Представитель администрации объекта   Подпись ------------   Представитель органа части пожарной охраны   " --- " ----------- 19 ---- г. Подпись   Талон продлен до ------------ 19 --- г.   Представитель администрации объекта   Подпись ------------   Представитель органа части пожарной охраны   " --- " ----------- 19 ---- г.   страница 4   Отметка о нарушениях правил пожарной безопасности при проведении огневых работ --------------------------------------------------------------------- --------------------------------------------------------------------- подпись лица проверявшего соблюдение правил пожарной безопасности     Приложение 6 ЖУРНАЛ УЧЕТА РАЗОВЫХ ОГНЕОПАСНЫХ РАБОТ НА ОБЪЕКТЕ   на 19 ------ г. ------------T-----------T---------T-------------T--------T----------- Место и дата¦ Наличие ¦Лицо от-¦ Фамилия ¦Меропри-¦ Подписи выполнения ¦разрешения ¦ветствен-¦должность ¦ятия по ¦ ответст- огнеопасных ¦администра-¦ ное за ¦начальствую- ¦обеспе- ¦венного за работ ука- ¦ ции объек-¦ проводи-¦щего состава ¦ чению ¦производст- зать-каких ¦ та кем ¦ мые ¦ ВОХР и ППО ¦пожарной¦ во работ ¦ подписано ¦ работы ¦проверявшего ¦безопас-¦ сварщика ¦ ¦ ¦на месте воз-¦ ности ¦ и других ¦ ¦ ¦можность про-¦ ¦ рабочих в ¦ ¦ ¦ изводства ¦ ¦получении ¦ ¦ ¦ работ ¦ ¦инструктажа ------------+-----------+---------+-------------+--------+----------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦   Приложение 7   7. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ   Эпоксидные смолы и отвердители а также их составы токсичны и вы- зывают раздражение слизистых оболочек а также кожи лица и рук ка- шель головокружение а в некоторых случаях образование нарывов на коже. При работе с эпоксидными составами необходимо соблюдать требова- ния и правила предусмотренные СНиП III-4-80. Техника безопасности в строительстве. Особое внимание необходимо уделить выполнению требова- ний изложенных в следующих пунктах. 7.1. К работе с эпоксидными составами допускаются лица прошед- шие предварительный медицинский осмотр и соответствующий инструктаж. При этом периодичность инструктажа должна быть не реже одного раза в год. Рабочие с повышенной чувствительностью к эпоксидным смолам и их отвердителям к работе с ними не допускаются. 7.2. Все компоненты клеев необходимо хранить в темном помещении в соответствии с требованиями к условиям хранения каждого компонента. Условия хранения должны исключать возможность загрязнения воздушной среды. К месту работ клеевые композиции необходимо доставлять в плот- но закрытой таре. 7.3. В местах производства работ компаунды растворители и мате- риалы необходимые для осуществления технологии склеивания следует хранить в количестве не превышающем сменную потребность. Их хранят в металлических шкафах в чистой сухой и плотно закрытой посуде с эти- кетками указывающими наименование марку и срок годности материалов. На этикетке для растворителей кроме того должна быть надпись: "Огнеопасно". 7.4. При продолжительной работе с эпоксидными смолами и отверди- телями рабочие должны быть обеспечены следующей спецодеждой: комбине- зоном или халатом из плотной ткани резиновыми тонкими перчатками ТУ 38-106-140-81 прорезиненным фартуком и респиратором типа <Лепесток> при резке стеклоткани на полосы . 7.5. Спецодежда при работе должна быть застегнута. Ее следует очищать от клея по мере загрязнения и хранить в специально отведен- ных местах. Спецодежду следует стирать не реже одного раза в месяц. 7.6. В условиях лаборатории все операции связанные с приготовле- нием-лакокрасочных или клеевых составов должны выполняться в вытяж- ном шкафу а в производственном помещении - в зоне вытяжной вентиля- ции. 7.7. Порожнюю тару из-под компонентов растворителей необходимо удалять из рабочего помещения и хранить в специально отведенном месте. 7.8. При выполнении антикоррозионных и ремонтных работ в резер- вуарах последние должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиля- цией обеспечивающей 15-20 -кратный обмен воздуха. Вентилятор должен быть взрывобезопасного исполнения. Освещение должно быть низко- вольтным 12 В и взрывобезопасного исполнения. 7.9. При работе с эпоксидным клеем на внешней стороне резервуа- ров рабочие должны находиться с наветренной стороны от рабочей зоны при этом необходимо убедиться в отсутствии поблизости источников от- крытого огня. 7.10. При случайном попадании отвердителя в глаза их необходимо промыть водой а затем свежеприготовленным физиологическим раствором хлористого натрия 0 6-0 9 % . 7.11. Брызги смолы отвердителя и их смеси при попадании на кожу следует смыть марлевым тампоном смоченным в ацетоне или растворите- ле Р-4 после чего это место необходимо промыть водой с мылом. 7.12. При случайном разливе отвердителя даже в небольшом количес- тве необходимо место разлива немедленно засыпать опилками смоленны- ми керосином с последующей дегазацией 10 %-ным раствором серной кис- лоты. 7.13. Работающие с эпоксидными составами и их отвердителями обя- заны в течение рабочего дня периодически мыть лицо и руки. 7.14. При использовании эпоксидных составов с легколетучими огне- и взрывоопасными растворителями категорически запрещается курить на рабочем месте выполнять работы вызывающие искрообразование рабо- тать с выключенной приточно-вытяжной вентиляцией. На рабочих местах должны быть вывешены предупредительные надписи: "Не курить" "Огнеопасно" "Взрывоопасно". 7.15. Рабочее место инструмент оборудование и спецодежду очи- щают от остатков клея тампоном из из ветоши или бязи смоченными ди- бутилфталатом или ацетоном. 7.16. Обтирочный материал загрязненный клеевым составом и об- резки стеклоткани необходимо собирать в металлические емкости с крыш- ками и хранить в определенных местах с последующим уничтожением. СОДЕРЖАНИЕ Часть I. Правила эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов на предприятиях Госкомнефтепродукта СССР Общая часть 1.1. Краткие сведения о резервуарах VI.2. Материалы для резервуарных конструкций 1.3. Защита металлоконструкций от коррозии 1.4. Оборудование резервуаров 1.5. Автоматика и КИП 1.6. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию 1.7. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность 1.8. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации 1.9. Требования к территории резервуарного парка . . . 1.10. Производственные операции 2. Техническое обслуживание 2.1. Обслуживание резервуаров 2.2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков 2.3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров 2.4. Требования предъявляемые к проведению геометрических измерений на резервуаре составлению градуиро-вочных таблиц 3. Техническая документация на резервуары 4. Требования охраны труда и пожарной безопасности . . . 4.1. Противопожарные мероприятия 4.2. Требования охраны труда 4.3. Молниезащита резервуаров 4.4. Защита резервуаров от статического электричества Приложения: 1. Перечень проектов стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов 2. Геометрические характеристики стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов 3. Указания по защите резервуаров от коррозии 4. Указания по текущему обслуживанию резервуаров 5. Перечень основных проверок технического состояния понтона и устранение неисправностей 6. Указания по дегазации резервуара с понтоном 7. Инструкция по определению герметичности сварных соединений понтонов 8. Указания по восстановлению плавучести работоспособности затонувшего понтона 9. Зачистка горизонтальных резервуаров механизированным способом моечной установкой УМ-1 10 Справка анализа воздуха в резервуаре 11. Журнал учета анализов концентрации паров углеводородов и других газов в резервуарах и производственнных помещениях 12. Акт на выполненную зачистку резервуара 13. Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ 14. Сертификат на стальные конструкции 15. Паспорт цилиндрического вертикального резервуара 16. Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты проверочных испытаний заземляющих устройств 17. Журнал по эксплуатации устройств для защиты от проявлений статического электричества нефтебазы Часть II. Руководство по ремонту металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов 1. Обследование и комплексная дефектоскопия металлических резервуаров 1.1. Общие положения 1.2. Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии 1.3. Методы контроля 1.4. Оформление технических заключений по результатам обследования 2. Указания по оценке технического состояния резервуаров 2.1. Оценка состояния основных элементов резервуаров 2.2. Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов 3 Ремонт металлических резервуаров 3.1. Обобщение случаев нарушения прочности герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов 3.2. Общие указания 3.3. Оборудование механизмы и материалы для проведения капитального ремонта 3.4. Подготовительные работы к ремонту 3.5. Ремонт оснований и фундаментов 3.6. Удаление дефектных мест 3.7. Устранение дефектов с применением сварочных работ 3.8. Устранение дефектов без применения сварочных работ 3.9. Бандажирование стенок резервуаров 3.10. Контроль качества ремонтных работ испытание резервуаров приемка резервуаров после ремонта 4. Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах 4.1. Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров 4.2. Карты ремонта днищ стальных вертикальных цилиндрических резервуаров 4.3. Карты ремонта стенки стальных вертикальных цилиндрических резервуаров 4.4. Карты ремонта покрытий вертикальных цилиндрических резервуаров 4.5. Карты ремонта понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров 4.6. Карты ремонта анкерных креплений резервуаров повышенного давления 4.7 Карты ремонта горизонтальных сварных резервуаров 4.8. Карты устранения дефектов без применения сварочных работ Приложения: 1. Перечень действующих нормативно-технических документов связанных с эксплуатацией и ремонтом резервуаров 2. Индустриальные способы ремонта резервуаров 3. Рекомендации по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур 4. Меры пожарной безопасности при ремонте резервуаров 5. Талон по технике пожарной безопасности к квалификационному удостоверению 6. Журнал учета разовых огнеопасных работ на объекте 7. Требования охраны труда при работе с составами на основе эпоксидных смол