МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕБАЗ

Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение в условиях эксплуатации

Издание официальное

Москва

Сгандартинформ

2013

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения,обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях

1    РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

2    ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстан-

дарт)

3 Приняты Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 ноября 2011 г. № 40)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации Армения AM Минэкономики Республики Армения Беларусь BY Госстандарт Республики Беларусь Казахстан KZ Госстандарт Республики Казахстан Кыргызстан KG Кыргызстандарт Молдова MD Молдова-Стандарт Российская Федерация RU Росстандарт Таджикистан TJ Таджикстандарт Узбекистан uz Узстандарт

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1054-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 116—2011 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5    ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодном указателе «Руководящие документы, рекомендации и правила», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ, 2013

В Российской Федерации настоящие рекомендации не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

5.3.13    Настоящие рекомендации распространяются на стальные горизонтальные цилиндрические резервуары, относящиеся к группе сосудов (5а, 56) по НД¹).

5.3.14    Типы и основные характеристики стальных вертикальных резервуаров приведены в приложении А.

5.3.15    Параметры железобетонных резервуаров приведены в приложении Б.

5.3.16    Типы и основные характеристики стальных горизонтальных резервуаров приведены в приложении В.

5.4 Оборудование резервуаров

5.4.1    Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов осуществляют в соответствии с проектной документацией.

5.4.2    Дыхательная арматура должна включать в себя дыхательный и предохранительный клапаны, вентиляционные патрубки.

5.4.3    Типы и технические характеристики дыхательных клапанов и огневых предохранителей приведены в приложении Г.

5.4.4    Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах, представлен в таблице 1.

Таблица 1

Наименование оборудования Наличие в резервуаре РВС РВСП РВСПК ЖБР РГС Дыхательный клапан + — — + + Предохранительный клапан + — — + + Вентиляционный патрубок — + + — — Огневой предохранитель + + + + + Приемо-раздаточное устройство — — — + — Приемо-раздаточный патрубок1) + + + — + Пеногенератор + + + — — Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков + + + + + Пробоотборник стационарный сниженный по ГОСТ 25172) + + + + + Водоспуск с плавающей крыши — — + — — Система орошения резервуара + + + — — Лестницы, площадки, переходы + + + + + Кран сифонный + + + — — Система размыва осадка + + + + + Погружной насос (для откачки остатков нефти и подтоварной воды) — — — + + Люки + + + + + Уровнемер2) + + + + + Приборы контроля, сигнализации, защиты + + + + + Преобразователь гидростатического давления жидкости2) + + + + + Многозондовый преобразователь температуры нефти2) + + + + + Средства измерений температуры продукта в пристеночном слое + + + + +

^ Приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой на РВС следует заменить приемо-раздаточным устройством с поворотной заслонкой. 2) Для вновь проектируемых (реконструируемых) резервуаров, предназначенных для применения в составе приемо-сдаточных пунктов (проведение товарообменных операций), наличие оборудования данного вида обязательно.

^ На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 52630-2006.

РМГ 116—2011

5.4.5 Дыхательная арматура (включающая в себя дыхательный и предохранительные клапаны, вентиляционные патрубки) должна быть установлена на стационарной крыше резервуара и должна обеспечивать проектные размеры внутреннего избыточного давления и вакуума или их отсутствие (для резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательную арматуру выполняют в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае — в виде вентиляционных патрубков.

5.4.5.1    Типы дыхательной арматуры и их технические характеристики приведены в приложении Г.

5.4.5.2    Минимальную пропускную способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков вычисляют в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по НД¹):

-    по внутреннему давлению Q', м³/ч, по формуле

Q' = 2,71 • М, +0,026-V\    (1)

-    по вакууму Q", м³/ч, по формуле

Q" = М₂ + 0,22-1/;    (2)

-    вентиляционного патрубка Q'", м³/ч, по формуле

СГ = Щ + 0,02-1/    (3)

или

Q^IV = М₂+0,22-1/,    (4)

где М.| — производительность наполнения резервуара нефтью, м³/ч;

М₂ — производительность опорожнения резервуара, м³/ч;

V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м³.

За значение пропускной способности вентиляционного патрубка принимают максимальное из полученных по формулам (3) и (4).

5.4.5.3    Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не меньше, чем дыхательных клапанов.

5.4.5.4    Предохранительный клапан настраивают на повышенное давление и пониженный вакуум на (5 %—10 %) по сравнению с дыхательным. Предохранительный гидравлический клапан должен быть наполнен незамерзающей слабоиспаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор.

5.4.5.5    Дыхательные и предохранительные клапаны типов НКДМ, КПГ, СМДК, КПР следует заменить на универсальные клапаны типа КДС.

Замену предохранительных клапанов КПГ и КПР проводят только с одновременной заменой дыхательных клапанов.

5.4.5.6    Универсальные клапаны КДС и КДС-2 работают в режиме как дыхательного, так и предохранительного клапана. Описание и технические характеристики клапанов КДС и КДС-2 представлены в приложении Г.

5.4.5.7    Огневые предохранители устанавливают под дыхательными и предохранительными клапанами. При температуре наружного воздуха ниже 0 °С (осенне-зимний период) огневые предохранители необходимо демонтировать. Марки огневых предохранителей и их технические характеристики представлены в приложении В.

5.4.5.8    Тип устанавливаемой дыхательной арматуры определяют в зависимости от конструкции крыши резервуара и давления насыщенных паров хранимого продукта:

-    на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимого продукта ниже 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) устанавливают вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями;

'О На территории Российской Федерации действуют ПБ 03-605—03.

9

-    на резервуарах со стационарной крышей (без понтона) при давлении насыщенных паров хранимого продукта выше 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) устанавливают дыхательные и предохранительные клапаны с огневыми предохранителями;

-    на резервуарах с плавающей крышей (или понтоном) устанавливают вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями.

Выбор исполнения дыхательной арматуры осуществляют согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны по ГОСТ 16350.

5.4.6    На приемо-раздаточном патрубке резервуара предусматривают компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар.

5.4.7    Резервуар с плавающей крышей для отвода ливневых вод должен иметь водопуск.

5.4.8    Для предотвращения образования донных отложений и их размыва должна быть предусмотрена система размыва или другое специальное оборудование, имеющее необходимые разрешительные документы на их применение.

5.4.9    В состав оборудования резервуара также должны входить измерительный и световой люки, люк-лаз и другие люки для установки оборудования (предусмотренные проектной документацией).

5.4.10    Резервуары оснащают сигнализаторами аварийного максимального и минимального уровней продукта.

5.5 Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций, морских и речных терминалов

и нефтебаз

5.5.1    Полезный объем резервуарных парков нефтепроводов устанавливают в соответствии с требованиями нормативного документа [1].

5.5.2    Резервуары размещают одиночно или группами два или более рядов. Вокруг одиночного резервуара или группы резервуаров делают земляной вал (обвалование). Размеры обвалования, расстояние между резервуарами устанавливают в соответствии с проектной документацией.

5.5.3    Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размещение задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемо-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения.

5.5.4    Обвалование резервуаров, нарушенное в связи с ремонтом или реконструкцией, по окончании работ подлежит восстановлению.

5.5.5    Внутри обвалования резервуаров не допускается:

-    временное и постоянное складирование оборудования, вспомогательных материалов, запасных частей и т. п., кроме как на нужды производства ремонтных работ;

-    наличие деревьев, кустарников и сухой травы.

Каре обвалования и резервуарный парк в границах обвалования силами обслуживающего персонала ежегодно очищают от сухой травы, поросли деревьев и кустарников.

5.5.6    В производственно-дождевую канализацию из резервуарного парка отводят:

-    производственные сточные воды, образующиеся при сбросе подтоварной воды из резервуаров;

-    атмосферные воды, образующиеся в период дождей и таяния снега;

-    воды, охлаждающие резервуары при пожаре.

5.5.7    Не допускается сброс в производственно-дождевую канализацию донных отложений, образующихся при зачистке резервуаров. Они должны отводиться в шламонакопители с помощью специальных откачивающих устройств.

6 Техническое использование резервуаров

6.1 Эксплуатационная документация

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть следующие документы:

-    паспорт резервуара с актами на замену оборудования (приложения Д, Е, Ж);

-    исполнительная документация на резервуар и на проведение ремонта;

-    схема нивелирования основания, акты, протоколы по нивелированию окрайки днища, проводимой в процессе эксплуатации;

-    свидетельство о поверке резервуара (или сертификат о калибровке резервуара), к которому прикладывают градуировочную таблицу на резервуар;

10

РМГ 116—2011

-    акт ежегодных измерений базовой высоты резервуара;

-    технологическая карта эксплуатации резервуара товарных парков (приложение И);

-    журнал текущего обслуживания;

-    журнал эксплуатации молниезащиты и защиты от статического электричества;

-    схема молниезащиты и защиты от статического электричества;

-    эксплуатационная документация на оборудование резервуара.

6.2 Технологическая карта эксплуатации резервуаров товарных парков

6.2.1    До заполнения резервуаров и подключения их в технологический процесс транспортирования продукта составляют технологическую карту эксплуатации резервуаров и товарных парков.

6.2.2    Технологическая карта эксплуатации резервуаров РП, составляемая для определения коэффициента использования вместимости резервуарного парка, должна содержать информацию по [1]:

-    наименование НПС (ЛПДС);

-    тип резервуара;

-    номер резервуара по технологической схеме;

-    абсолютную отметку днища;

-    базовую высоту резервуара;

-    параметры резервуара (высота, диаметр, объем по строительному номиналу);

-    оборудование резервуара (тип, число, производительность дыхательных и предохранительных клапанов, для РВСП — число вентиляционных патрубков, диаметр огнепреградителей, тип системы размыва и минимальный безопасный уровень при размыве, тип уровнемера);

-    номер технологической группы;

-    расчетную производительность заполнения (опорожнения) резервуара;

-    диаметр и расстояние от днища резервуара до продольной оси ПРП, число ПРП;

-    максимально допустимую производительность заполнения (опорожнения) резервуара;

-    конструкционную высоту резервуара;

-    верхние и нижние: аварийные, допустимые и нормативные уровни налива;

-    уровень аварийного запаса;

-    вместимость резервуара по верхнему и нижнему: аварийному, допустимому и нормативному уровню налива. При этом вместимость по нижнему уровню соответствует технологическому остатку;

-    вместимость резервуара по уровню аварийного запаса;

-    товарные вместимости резервуарного парка: без учета выведения резервуаров из технологического процесса и с учетом выведения резервуаров из технологического процесса;

-    коэффициент использования вместимости (полезной) для товарных операций.

6.2.3    Технологические карты эксплуатации резервуаров составляют технические службы НПС (ЛПДС) на основании градуировочных таблиц, исполнительной документации на строительство (реконструкцию и капитальный ремонт) резервуаров и резервуарных парков, заключений по результатам обследования, карт технологических режимов работы нефтепроводов.

Технологическую карту подписывает начальник НПС (ЛПДС) и направляет в РНУ.

6.2.4    Порядок составления технологической карты эксплуатации резервуаров товарных пунктов НПС (ЛПДС) приведен в приложении И.

6.3 Режим эксплуатации резервуаров

6.3.1    Заполнение и опорожнение резервуара проводят в пределах параметров, установленных технологической картой (картами).

6.3.2    При заполнении резервуара после окончания его строительства или после капитального ремонта скорость движения продукта в приемо-раздаточном патрубке не должна превышать 1 м/с до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном или плавающей крышей —до их всплытия, независимо от диаметра патрубка и объема резервуара.

6.3.3    Для обеспечения электростатической безопасности скорость продукта в приемо-раздаточном патрубке при заполнении резервуаров всех типов после затопления струи не должна превышать максимально допустимого значения, приведенного в таблице 2.

11

Таблица 2 — Максимально допустимая скорость и производительность истечения продукта из резервуаров вместимостью 5000 м3 и более для обеспечения электростатической безопасности

Диаметр ПРП, мм Максимально допустимая скорость истечения через один ПРП при полном затоплении струи продукта, м/с Максимально допустимая производительность истечения через один ПРП при полном затоплении струи продукта, м3/ч неполном затоплении струи и при скорости в ПРП не более 1 м/с, м3/ч 200 10,9 1932 113 300 10,3 2620 253 500 9,4 6641 706 600 9,1 9258 1017 700 8,8 12186 1384

6.3.4    Максимальную производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, устанавливают с учетом максимально возможного расхода через них паровоздушной смеси.

При этом расход паровоздушной смеси (воздуха) через все дыхательные клапаны или вентиляционные патрубки с огневыми предохранителями, установленными на резервуаре, не должен превышать 85 % их суммарной проектной пропускной способности.

Пропускную способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями принимают по пропускной способности огневых предохранителей соответствующего диаметра.

При необходимости увеличения подачи или откачки продукта из резервуаров пропускную способность дыхательной арматуры приводят в соответствие с новыми условиями.

6.3.5    Заполнение резервуара с плавающей крышей или резервуара с понтоном осуществляют:

-    в рабочем положении — от нижнего аварийного уровня Н_навар, вычисляемого по формуле (И.18), до верхнего аварийного уровня, вычисляемого по формуле (И.7);

-    в нерабочем положении — от точки касания днища грузом рулетки до верхнего аварийного уровня.

6.3.6    Опорожнение резервуара с плавающей крышей или резервуара с понтоном осуществляют:

-    в рабочем положении — от начала опорожнения до нижнего аварийного уровня Н_{н авар} , вычисляемого по формуле (И.18). Опорожнение резервуара может быть произведено со скоростью опускания плавающей крыши (понтона), предусмотренной проектом;

-    в нерабочем положении — от посадки плавающей крыши (понтона) на опоры до нижнего аварийного уровня Н_{н авар} , вычисляемого по формуле (И.15) или (И.16). Производительность опорожнения не должна превышать суммарной пропускной способности огневых предохранителей во избежание смятия нижней части плавающей крыши или понтона.

6.3.7    При приеме продукта последовательно в несколько резервуаров проверяют техническое состояние резервуаров и трубопроводов, открывают задвижку у резервуара, в который будут принимать продукт, после этого закрывают задвижку резервуара, в который принимался продукт. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления и возможности контроля изменения уровня в резервуаре.

6.3.8    В резервуарах со стационарной крышей поддерживают следующие размеры давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте или по результатам технической диагностики):

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

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

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

6.3.9    Верхний аварийный уровень Н_вавар (см. 3.11) при заполнении резервуара продуктом устанавливают, исходя из:

-    конструкционной высоты резервуара (определяемой типом и конструктивными особенностями резервуара);

12

РМГ 116—2011

-    необходимости дополнительной вместимости для обеспечения температурного расширения продукта при хранении;

-    высоты части плавающей крыши (понтона), находящейся выше поверхности продукта (для резервуаров с плавающей крышей (понтоном)).

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

6.3.10    Уровень аварийного запаса Н_а (см. 3.12) устанавливают, исходя из необходимости запаса аварийной вместимости резервуара, необходимого для приема продукта при аварийных сбросах из нефтепроводов, предохранительных клапанов. Размер вместимости резервуара принимают равным одночасовой пропускной способности технологического участка трубопровода.

6.3.11    Вместимость резервуарного парка по верхнему допускаемому уровню Н_вдоп (см. 3.13) должна быть рассчитана для приема продукта за время закрывания задвижек ПРП.

6.3.12    Вместимость резервуарного парка по верхнему нормативному уровню Н_а (см. 3.14) должна быть рассчитана для приема продукта из трубопровода на время оперативных действий по отключению резервуаров (передача оперативных распоряжений и согласований, остановка перекачки, отключение резервуаров) или переключению приема продукта с одной группы резервуаров на другую и приема продукта, который может поступить в резервуар за время закрывания задвижек на ПРП резервуара при срабатывании защиты по верхнему допустимому уровню заполнения.

6.3.13    Нижний аварийный уровень продукта Н_навар (см. 3.15) в резервуаре является минимальным уровнем, при котором предотвращается кавитация в системе «резервуар-насос» и воронкообра-зование.

6.3.14    Вместимость резервуарного парка по нижнему допустимому уровню должна быть распечатана для откачки продукта из резервуара на время оперативного действия по отключению резервуара или переключению его для приема продукта с одного резервуара в другой.

6.4 Измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах

6.4.1    Измерения массы нефтепродуктов и массы брутто нефти проводят косвенным методом статических измерений в соответствии с положениями РМГ 86.

Нормы погрешности измерений массы нефтепродукта, массы брутто нефти и массы нетто нефти установлены в стандарте¹).

6.4.2    Массу нефтепродукта и массы брутто нефти (далее — продукта) в резервуаре вычисляют как произведение объема продукта и его плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности продукта, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

6.4.3    Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

6.4.4    Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

6.4.5    Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы, отобранной стационарным пробоотборником по ГОСТ 2517.

6.4.6    Массу сданного (принятого) нефтепродукта вычисляют как разность массы нефтепродукта в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефтепродукта и после ее окончания.

6.4.7    Методика выполнения измерений массы нефти в резервуарах установлена нормативным документом²).

6.4.8    Результаты измерений массы нефти оформляют в соответствии с положениями РМГ 86.

6.4.9    Для измерения массы нефтепродуктов в резервуарах и оформления их результатов должны быть разработаны методики выполнения измерений с учетом вида нефтепродуктов и типов применяемых средств измерений.

6.4.10    При проведении работ соблюдают следующие требования:

6.4.10.1    В процессе заполнения или опорожнения резервуара должен проводиться оперативный контроль уровня продукта в нем каждые два часа.

При заполнении последнего метра до максимального рабочего уровня продукта контроль уровня должен проводиться постоянно.

6.4.10.2    В резервуарах с газовой обвязкой измерение уровня и отбор проб продукта следует выполнять с помощью приборов, предусмотренных проектом.

Допускается выполнять измерения уровня и отбор проб вручную. При этом необходимо соблюдать следующий порядок проводимых операций:

-    отсоединить резервуар от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

-    измерить уровень или отобрать пробу продукта;

-    измерительный люк плотно закрыть и затянуть;

-    открыть задвижку на трубопроводе газовой обвязки.

6.4.11    При проведении операций с продуктом соблюдают требования ГОСТ 12.1.005.

7 Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и резервуарных парков

7.1    Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров

и резервуарных парков

7.1.1    Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии в период между капитальными ремонтами следует проводить их своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт [2].

Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и других составных частей резервуарного парка осуществляют силами и средствами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз.

7.1.2    Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодических осмотрах, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров и системе пожаротушения резервуарного парка.

Техническое обслуживание проводят согласно инструкциям предприятий-изготовителей, отраслевым руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий предприятия.

Обход и осмотр резервуаров и резервуарного парка осуществляют по графику и инструкциям, утвержденным главным инженером филиала предприятия, с записью в журнале осмотров и ремонта резервуаров и отметкой об устранении недостатков:

-    ежедневно — обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями;

-    еженедельно — лицом, ответственным за эксплуатацию резервуарных парков;

-    ежемесячно — руководством станции, нефтебазы;

-    ежеквартально, выборочно — комиссией производственного контроля структурного подразделения;

-    один раз в год, выборочно — комиссией производственного контроля предприятия.

По результатам осмотра комиссией резервуарного парка составляют акты с отражением в них выявленных недостатков.

7.1.3    Текущий ремонт выполняют для поддержания технико-эксплуатационных характеристик, без освобождения резервуаров от продукта.

Текущий ремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров осуществляют по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков КПК всех уровней и ответственными лицами станций, наливных пунктов, нефтебаз, филиалов предприятий.

7.1.4    Ответственность за организацию и осуществление технического обслуживания и текущего ремонта резервуарных парков, резервуаров и оборудования, установленного на резервуарах и в резервуарном парке, возлагают на должностное лицо (специалиста), на которое по должностному положению (инструкции) возложены функции по содержанию и обслуживанию резервуарных парков.

РМГ 116—2011

7.2 Метрологическое обеспечение эксплуатации резервуаров

7.2.1    Резервуары в процессе эксплуатации подлежат метрологическому контролю.

7.2.2    Предусматривают следующие виды метрологического контроля:

-    первичную поверку резервуаров и измерительных каналов АИС.

Первичной поверке подвергают резервуары (их измерительные каналы) после завершения их строительства или капитального ремонта перед вводом в эксплуатацию. Первичную поверку выполняют после приемочных испытаний резервуара. Резервуары, применяемые при проведении товарообменных процессов между поставщиком и потребителем продукта, должны быть испытаны с целью утверждения типа в установленном порядке, при этом проводят:

-    первичную поверку или первичную калибровку резервуаров;

-    периодическую поверку или периодическую калибровку резервуаров;

-    проверку базовой высоты резервуаров в процессе эксплуатации;

-    контроль метрологических характеристик измерительных каналов АИС в процессе эксплуатации резервуаров.

7.2.3    Первичной поверке (калибровке) подвергаются резервуары после завершения их строительства или капитального ремонта перед вводом в эксплуатацию.

Первичную поверку (калибровку) резервуаров проводят после приемочных и гидравлических испытаний.

7.2.4    Периодическую поверку (калибровку) резервуаров проводят в процессе их эксплуатации.

7.2.4.1    Периодической поверке подлежат резервуары, предназначенные для проведения товарообменных операций между поставщиком и потребителем продукта.

7.2.4.2    Периодической калибровке подлежат резервуары, применяемые в технологическом процессе транспортирования продукта.

7.2.5    Первичную и периодическую поверки проводят организации национальной (государственной) метрологической службы¹) или аккредитованные на право поверки резервуаров метрологические службы юридических лиц.

Результат первичной или периодической поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке резервуара.

7.2.6    Первичную и периодическую калибровки проводят организации национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованные на право калибровки резервуаров метрологические службы юридических лиц.

Результат первичной или периодической калибровки резервуара оформляют сертификатом о калибровке резервуара.

7.2.7    Проверку базовой высоты резервуаров проводят:

-    при каждом измерении массы продукта в резервуаре товарным оператором;

-    ежегодно (по ГОСТ 8.570), по графику, разрабатываемому метрологической службой предприятия. Проверку проводит комиссия, назначенная приказом руководителя предприятия.

В состав комиссии, назначенной для ежегодной проверки базовой высоты резервуаров, включают представителей подразделений (служб) предприятия, ответственных за:

-    проведение товарно-транспортных операций;

-    эксплуатацию резервуаров;

-    метрологическое обеспечение.

Проверка базовой высоты резервуаров заключается в измерении базовой высоты резервуара измерительной рулеткой с грузом 2-го класса точности по ГОСТ 7502 и сравнении результата ее измерений со значением, указанным в свидетельстве о поверке резервуара.

Результат измерений не должен отличаться от значения, указанного в свидетельстве о поверке резервуара, более чем на 0,1 %. В случае невыполнения данного требования резервуар подвергают внеочередной поверке по ГОСТ 8.570.

Результаты ежегодной проверки базовой высоты резервуара оформляют актом по форме, приведенной в ГОСТ 8.570, и вносят в паспорт резервуара.

^ На территории Российской Федерации орган государственной службы проходит аккредитацию на право поверки резервуаров.

15

7.2.8    Организацию поверки (калибровки) резервуаров и их измерительных каналов возлагают на метрологическую службу предприятия — владельца резервуаров.

7.2.9    Периодическую поверку (калибровку) резервуаров (их измерительных каналов) проводят по графику поверки (калибровки) средств измерений предприятия, разрабатываемому метрологической службой и утверждаемому главным инженером предприятия — владельца резервуаров.

Интервал между поверками (калибровками):

-    резервуаров — не более 5 лет;

-    измерительных каналов — согласно установленному в описании типа АИС.

7.2.10    Подготовку к поверке (калибровке) резервуаров и измерительных каналов АИС возлагают на производственные участки служб, ответственных за их техническое обслуживание, и проводят по соответствующим графикам.

7.2.11    Поверку (калибровку) резервуаров и измерительных каналов АИС возлагают на организации, аккредитованные на право проведения соответствующих работ в установленном порядке метрологической службой предприятия:

а)    для каналов измерения уровня продукта:

-    на основе применения поплавкового уровнемера — не реже двух раз в год;

-    на основе применения радарного уровнемера — не реже одного раза в год;

б)    для каналов измерения температуры продукта — не реже одного раза в год.

7.2.12    При эксплуатации резервуаров:

-    контроль метрологических характеристик канала измерений уровня продукта проводят методом сличения его показаний с показаниями, полученными при измерениях уровня продукта в резервуаре переносным многофункциональным электронным уровнемером или измерительной рулеткой с грузом не ниже 2-го класса точности по ГОСТ 7502;

-    контроль метрологических характеристик канала измерений температуры продукта проводят методом сличения показаний каждого преобразователя температуры с показаниями, полученными на соответствующей глубине погружения преобразователем температуры переносного электронного уровнемера.

7.3 Техническое обслуживание

7.3.1 Осмотр и техническое обслуживание резервуаров следует проводить в соответствии с картами технического обслуживания (таблицы 3—7).

При осмотре РВС необходимо обратить внимание на:

-    утечки продукта;

-    образование трещин по сварным швам и основному металлу;

-    появление вмятин;

-    неравномерную осадку резервуара.

16

РМГ 116—2011

Содержание

1    Область применения..................................................................1

2    Нормативные ссылки..................................................................1

3    Термины и определения...............................................................2

4    Обозначения и сокращения............................................................4

5    Общие положения....................................................................4

5.1    Общие положения по организации эксплуатации резервуаров............................4

5.2    Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков..........................5

5.3    Конструктивные особенности и технические характеристики резервуаров для нефти

и нефтепродуктов.................................................................6

5.4    Оборудование резервуаров.........................................................8

5.5    Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций, морских и речных терминалов

и нефтебаз.....................................................................10

6    Техническое использование резервуаров................................................10

6.1    Эксплуатационная документация...................................................10

6.2    Технологическая карта эксплуатации резервуаров товарных парков......................11

6.3    Режим эксплуатации резервуаров...................................................11

6.4    Измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах..............................13

7    Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и резервуарных парков.............14

7.1    Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных

парков.........................................................................14

7.2    Метрологическое обеспечение эксплуатации резервуаров..............................15

7.3    Техническое обслуживание........................................................16

7.4    Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой нефтью.....................24

7.5    Техническое обслуживание средств измерений и устройств отбора проб продукта..........25

7.6    Предотвращение накопления донных отложений и их размыв...........................25

7.7    Дренирование подтоварной воды...................................................26

7.8    Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров, газоуравнительной системы 26

7.9    Подготовка резервуаров, оборудования, объектов резервуарного парка к эксплуатации

в зимний и летний периоды года....................................................26

8    Системы защиты резервуаров и их обслуживание.........................................27

8.1    Молниезащита..................................................................27

8.2    Система пожаротушения..........................................................28

8.3    Система защиты резервуаров    от статического электричества............................29

8.4    Система защиты резервуаров    от коррозии...........................................30

8.5    Система предупреждений аварий и повреждений......................................31

8.6    Автоматизированная система    управления технологическим процессом резервуарных парков .32

Приложение А (обязательное) Типы и основные характеристики стальных вертикальных резервуаров. . 34

Приложение Б (обязательное) Параметры железобетонных резервуаров........................35

Приложение В (обязательное) Основные характеристики стальных горизонтальных резервуаров

(по ГОСТ 17032)..........................................................36

Приложение Г (обязательное) Технические характеристики дыхательных клапанов и огневых

предохранителей.........................................................37

Приложение Д (рекомендуемое) Форма паспорта стального вертикального цилиндрического резервуара. . 40

Приложение Е (рекомендуемое) Форма паспорта железобетонного резервуара..................45

Приложение Ж (рекомендуемое) Форма паспорта стального горизонтального цилиндрического резервуара, работающего под давлением не выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²),

без давления............................................................49

Приложение И (рекомендуемое) Форма технологической карты эксплуатации резервуаров

товарных парков..........................................................51

Библиография........................................................................58

III

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕБАЗ

Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение в условиях эксплуатации

State system for ensuring the uniformity of measurements.

Tanks of main oil lines and oil storage depots.

Maintenance operations and metrological assurance under operating conditions

Дата введения — 2013—01—01

1    Область применения

1.1    Настоящие рекомендации распространяются на следующие типы резервуаров перекачивающих станций, наливных пунктов морских и речных терминалов и нефтебаз в системе магистральных нефтепроводов:

-    вертикальные стальные цилиндрические со стационарной крышей;

-    вертикальные стальные цилиндрические с понтоном со стационарной крышей;

-    вертикальные стальные цилиндрические с плавающей крышей;

-    железобетонные цилиндрические, прямоугольные со стационарной крышей;

-    железобетонные цилиндрические с понтоном со стационарной крышей;

-    железобетонные цилиндрические с плавающей крышей перекачивающих станций, наливных пунктов морских и речных терминалов и нефтебаз в системе магистральных нефтепроводов;

-    горизонтальные стальные цилиндрические резервуары.

1.2    Настоящие рекомендации устанавливают:

-    общие требования к использованию по назначению, техническому обслуживанию;

-    требования к метрологическому обеспечению эксплуатации резервуаров;

-    меры по обеспечению безопасного функционирования резервуаров, охраны труда при эксплуатации резервуаров;

-    требования к организации и проведению работ персоналом в процессе эксплуатации резервуаров;

-    порядок оформления эксплуатационной документации на резервуары.

1.3    Устройство, техническую эксплуатацию, обслуживание резервуаров и оборудования следует осуществлять с учетом настоящих рекомендаций и требований действующих нормативных документов, относящихся к эксплуатации резервуаров и резервуарных парков (нефтебаз).

2    Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

Издание официальное

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 7502-98 Рулетки металлические измерительные. Технические условия ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

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

ГОСТ 17032-2010 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры

ГОСТ 30852.10-2002³) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i

ГОСТ 30852.8-2002⁴) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 7. Защита вида е ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

РМГ 86—2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения

СНиП 2.03.11—85 Защита строительных конструкций от коррозии СНиП 2.04.09—84 Пожарная автоматика зданий и сооружений СНиП 2.09.03—85 Сооружение промышленных предприятий

Примечание — При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1    резервуар: Стационарная мера вместимости, предназначенная для хранения, приема, отпуска (откачки) и совместно со средствами измерений уровня, температуры и плотности нефти и нефтепродуктов — для измерения их объема и массы.

3.2    резервуарный парк: Группа (группы) резервуаров, предназначенных для хранения, приема и откачки нефти и нефтепродуктов.

Примечание — Размещение резервуарного парка осуществляют по технической документации проектной организации.

3.3    система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков: Совокупность процедур по техническому использованию резервуаров и резервуарных парков по назначению, по их техническому обслуживанию, диагностированию и текущему ремонту.

3.4    техническое использование резервуаров по назначению: Комплекс мероприятий по контролю и поддержанию режимов работы магистрального нефтепровода, а также по обеспечению единства измерений количества нефти и нефтепродуктов.

3.5    техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков: Работы по поддержанию работоспособности резервуаров и резервуарных парков.

РМГ 116—2011

3.6    текущий ремонт резервуаров: Работы по восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с заменой отдельного оборудования без зачистки резервуара.

3.7    авария в резервуарном парке: Внезапный выход (истечение) нефти или нефтепродуктов в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуара, его элементов, оборудования и устройств, сопровождаемый одним или несколькими событиями:

-    травматизмом со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших;

-    воспламенением нефти или нефтепродуктов или взрыв их паров и газов;

-    загрязнением любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема;

-    утечкой нефти или нефтепродуктов свыше 10 м³.

3.8    «аварийная утечка» в резервуарном парке: Неконтролируемый выход (истечение) нефти или нефтепродуктов объемом менее 10 м³ на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в 3.7, но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.

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

3.10    метрологическое обеспечение эксплуатации резервуара: Комплекс организационнотехнических мероприятий, обеспечивающих определение с требуемой точностью количества нефти и нефтепродуктов, и условия поддержания резервуара пригодным для эксплуатации в качестве меры емкости в условиях эксплуатации.

3.11    верхний аварийный уровень; Я_{в авар}: Максимальный уровень заполнения, выше которого наполнение резервуара нефтью и нефтепродуктами запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации.

3.12    уровень аварийного запаса; Н_а: Уровень, обеспечивающий запас вместимости резервуара для приема нефти и нефтепродуктов при аварийных сбросах их из нефтепроводов, предохранительных клапанов от повышения избыточного давления в резервуаре.

Примечание — При достижении уровня аварийного запаса передается предупредительный сигнал и оперативное сообщение на АРМ товарного оператора.

3.13    верхний допустимый уровень; Н_вдоп: Уровень нефти и нефтепродуктов в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижки на ПРП резервуара, с целью недопущения превышения верхнего аварийного уровня.

3.14    верхний нормативный уровень; Н_в: Уровень нефти и нефтепродуктов в резервуаре, после достижения которого должны быть выполнены технологические операции по остановке закачки нефти и нефтепродуктов в резервуар.

Примечание — При достижении верхнего нормативного уровня передается предупредительный сигнал и оперативное сообщение на АРМ товарного оператора.

3.15    нижний аварийный уровень; Н_н авар : Минимальный уровень опорожнения, ниже которого опорожнение резервуара, при его эксплуатации, запрещено по причине конструктивных особенностей и условий эксплуатации резервуара.

3.16    нижний допустимый уровень; Н_ндоп: Уровень продукта в резервуаре, при достижении которого выполняется автоматическое закрытие задвижек на ПРП резервуара, с целью недопущения опорожнения резервуара нижнего аварийного уровня.

3.17    нижний нормативный уровень; Н_н : Уровень продукта, после достижения которого должны быть выполнены технологические операции по остановке откачки из резервуара.

Примечание — При достижении нижнего нормативного уровня передают предупредительный сигнал и оперативное сообщение на АРМ товарного оператора.

3.18    технологический (эксплуатационный) участок магистрального нефтепровода: Участок нефтепровода между двумя перекачивающими станциями, работающий в едином гидравлическом режиме.

3.19    группа резервуаров: Группа резервуаров (в том числе два или более, имеющих общий коллектор с секущей задвижкой), предназначенных для размещения нефти (нефтепродукта) одного класса и расположенных на геодезических отметках с разницей не более 1 метра.

3.20    базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом (лотом) рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски в измерительном люке резервуара.

з

Примечания

1    Базовую высоту резервуара иногда называют высотным трафаретом.

2    Базовая высота резервуара контролирует неизменность исходной (начальной) точки на днище резервуара, начиная с которой определяют его вместимость, измеряют уровень нефти или нефтепродукта и подтоварной воды (при наличии) в резервуаре.

3    Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно, результаты измерений оформляют актом, форма которого для вертикальных резервуаров приведена в ГОСТ 8.570, а для горизонтальных — в ГОСТ 8.346.

3.21    градуировочная таблица на резервуар: Зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения жидкостью.

Примечание —Данные градуировочной таблицы резервуара соответствуют температуре плюс 20 °С.

3.22    вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара с учетом внутреннего объема внутренних деталей и поправки на деформацию стенки резервуара под действием гидростатического давления продукта.

3.23    каре: Территория внутри обвалования.

4    Обозначения и сокращения

АИС — автоматизированная измерительная система;

АСУ — автоматизированная система управления;

АРМ — автоматизированное рабочее место;

ГПС — государственная противопожарная служба;

ГПСС — генератор пены средней кратности стационарный;

ГУС — гидроуравнительная система;

ЖБР — резервуар железобетонный цилиндрический;

КДС — клапан дыхательный сварной;

КДС-2 — клапан дыхательный совмещенный;

КПГ — клапан предохранительный гидравлический;

КПК — комиссия производственного контроля;

КПР — клапан предохранительный;

ЛПДС — линейная производственная диспетчерская станция;

МДП — местный диспетчерский пункт;

МН — магистральный нефтепровод;

НД— нормативный документ;

НДКМ —клапан незамерзающий дыхательный мембранный;

НПС — нефтеперекачивающая станция;

ПДВК — предельно допустимые выбросы каре;

ПДК — предельно допустимая концентрация;

ППР — проект плана производства работ;

ПРП — приемо-раздаточный патрубок;

РВС — резервуар вертикальный стальной;

РВСП — резервуар вертикальный стальной с понтоном;

РВСПК — резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РНУ — районное нефтепроводное управление;

РП — резервуарный парк;

СКЗ — станция катодной защиты;

СМДК — совмещенный механический дыхательный клапан;

ТОР — техническое обслуживание и ремонт;

ТП —технический проект;

ЭД — эксплуатационная документация;

ЭХЗ — электрохимическая защита.

5    Общие положения

5.1    Общие положения по организации эксплуатации резервуаров

5.1.1    Положения настоящих рекомендаций подлежат выполнению предприятиями, а также сторонними ведомствами и организациями (независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности), эксплуатирующими резервуары.

4

РМГ 116—2011

5.1.2    Положения настоящих рекомендаций распространяются на резервуары, сооружаемые по типовым проектам. Для резервуаров, сооружаемых по специальным проектам, имеющих новые конструктивные особенности и технологические параметры, должны быть разработаны дополнения к разделам настоящих рекомендаций, отражающие особенности эксплуатации и метрологического обеспечения указанных резервуаров. При этом употребляемые термины и определения в технологических и эксплуатационных документах на резервуары должны соответствовать настоящим рекомендациям.

5.1.3    На основе и в соответствии с положениями настоящих рекомендаций эксплуатирующая организация и ее структурные подразделения организуют разработку новых или корректировку действующих технических условий, регламентов, производственных инструкций и других документов.

5.1.4    Охрану резервуарного парка предусматривают в составе системы охраны нефтеперекачивающей станции, организованной в соответствии с национальными документами¹).

5.1.5    Каждый работник предприятия, занимающийся эксплуатацией резервуаров резервуарных парков, несет ответственность за выполнение требований настоящих рекомендаций в пределах возлагаемых на него обязанностей.

5.1.6    Нарушение положений настоящих рекомендаций (в зависимости от степени и характера) влечет за собой ответственность в установленном порядке.

5.1.7    Контроль и ответственность за выполнение настоящих рекомендаций возлагаются на руководителей филиалов, структурных подразделений (НПС, цехов, участков).

5.2 Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков

5.2.1    Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков — это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти и нефтепродуктов, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его техническому обслуживанию и ремонту.

5.2.2    Эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков осуществляют в пределах каждого предприятия собственными силами и силами привлеченных организаций, имеющих лицензии на выполняемые работы.

5.2.3    Организацию эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяет каждое предприятие и отражает в положениях по организации эксплуатации резервуаров и резервуарных парков в целом по предприятию и его филиалам, нефтеперекачивающим и наливным станциям, морским и речным терминалам и нефтебазам.

5.2.4    Основные виды работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков:

-    определение вместимости и градуировка резервуаров (поверка или калибровка резервуаров);

-    периодическая поверка средств измерений уровня, температуры, плотности и т. п., стационарно смонтированных на резервуаре;

-    периодическая поверка переносных средств измерений уровня, температуры, плотности и т. п., не смонтированных на резервуаре, применяемых для измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуаре при неисправности или отсутствии средств измерений, стационарно смонтированных на резервуаре;

-    оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков (техническое использование резервуаров);

-    техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров.

5.2.5    Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуаров и резервуарных парков, обеспечивает:

-    их надежную и безопасную работу;

-    разработку и внедрение мероприятий по охране окружающей среды;

-    организацию и своевременное проведение технической диагностики, технического обслуживания и ремонта;

-    организацию обучения, инструктирование и периодическую проверку знаний подчиненного персонала;

-    внедрение и освоение нового оборудования, осуществление автоматизации и телемеханизации резервуаров и резервуарных парков;

-    наличие и своевременную проверку защитных средств и противопожарного инвентаря. ^{5 6}

5.2.6 Частичное наружное обследование резервуара проводят не реже одного раза в 5 лет в установленном порядке⁷).

5.2.6.1    При проведении обследования резервуара осуществляют:

-    визуальный осмотр всех конструкций с наружной стороны;

-    измерение толщины стенки поясов, выступающих окройков днища и настила кровли;

-    измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;

-    проверку состояния основания и отмостков.

5.2.6.2    По результатам обследования устанавливают возможность эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

5.3 Конструктивные особенности и технические характеристики резервуаров для нефти

и нефтепродуктов

5.3.1    Для хранения, приема и отпуска нефти и нефтепродуктов (далее — продукт) применяют резервуары:

-    вертикальные цилиндрические;

-    железобетонные вертикальные (подземные) цилиндрической и прямоугольной форм;

-    стальные горизонтальные цилиндрические.

5.3.2    Для хранения, приема и отпуска продукта могут быть применены стальные вертикальные цилиндрические резервуары с защитной стенкой по ГОСТ 31385.

5.3.3    Конструкция стальных вертикальных резервуаров включает в себя:

-    обечайку (стенку), состоящую из отдельных поясов. Пояса соединяются между собой внахлестку или встык. При соединении внахлестку пояса размещаются по ступенчатой схеме, телескопической схеме или по смешанной схеме расположения поясов. При соединении встык внутренние диаметры поясов делают постоянными;

-    стационарную крышу конической или сферической формы.

В соответствии с ГОСТ 31385 крыши подразделяются на бескаркасные и каркасные:

-    бескаркасные конические крыши рекомендуется применять для резервуаров диаметром не более 12,5 м; бескаркасные сферические крыши — для резервуаров диаметром не более 25 м;

-    каркасные конические крыши рекомендуется применять для резервуаров диаметром от 10 до 25 м; каркасные сферические крыши —для резервуаров диаметром от 25 и более;

-    днище, формы днищ стальных вертикальных резервуаров могут быть плоскими или коническими с уклоном от центра (выпуклостью, обращенной вверх) или к центру (выпуклостью, обращенной вниз).

5.3.4    Конструкция горизонтальных резервуаров включает в себя:

-    обечайку, состоящую из отдельных поясов;

-    два днища: переднее и заднее. Форма днища — плоская, коническая, усеченно-коническая и сферическая.

Основные параметры стальных горизонтальных резервуаров приведены в ГОСТ 17032.

В соответствии с НД⁸) форма днища может быть: эллиптическая, полусферическая, плоская не-отбортованная, торосферическая, сферическая неотбортованная, коническая отбортованная, присоединенная на болтах.

Примечание — При наличии наклона резервуара нумерацию поясов и днищ осуществляют от опущенного в результате наклона резервуара конца — по ГОСТ 8.346.

5.3.5    Конструкция железобетонных резервуаров включает в себя:

-    стенку цилиндрической или прямоугольной формы;

-    крышу плоской формы;

-днище сложной геометрической формы, индивидуальное.

5.3.6    Резервуар с защитной стенкой состоит из основного внутреннего резервуара по 5.3.3 и защитного — наружного резервуара, предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного (внутреннего ) резервуара.

5.3.7    Для сокращения потери продукта при его хранении вертикальные резервуары сооружают с понтоном со стационарной или с плавающей крышей.

РМГ 116—2011

5.3.8    Основные требования к вертикальным стальным цилиндрическим резервуарам с плавающим покрытием (понтоном или плавающей крышей) и без него приведены в ГОСТ 31385.

Зазор между плавающей крышей (или понтоном) и стенкой резервуара должен быть уплотнен с помощью затвора, материал для его изготовления устанавливают в проектной документации.

5.3.9    Конструкция плавающей крыши (или понтона) должна соответствовать следующим требованиям:

-    положение плавающей крыши (или понтона) фиксируют направляющими (одна или две в зависимости от вместимости резервуара). Зазор между направляющими и плавающей крышей (или понтоном) уплотняют затворами;

-    плавающая крыша (или понтон) должна иметь опоры. Опоры должны обеспечивать ремонтное и рабочее положения плавающей крыши (или понтона).

5.3.9.1    В ремонтном положении плавающей крыши (или понтона) проводят осмотр днища и внутренних деталей, нивелировку днища и измерения параметров хлопунов при поверке резервуара. Для проведения вышеуказанных процедур высота опор в ремонтном положении плавающей крыши (или понтона) должна быть не менее 1800 мм.

5.3.9.2    Для входа в пространство под плавающей крышей (или понтоном) и его вентиляции на стенке резервуара должен быть предусмотрен люк-лаз (один или два в зависимости от вместимости резервуара) диаметром не менее 600 мм.

5.3.9.3    Для входа в пространство над понтоном при его нижнем положении на стенке резервуара должен быть дополнительный люк-лаз диаметром не менее 600 мм.

5.3.9.4    Резервуары с понтоном негерметичны. Для обеспечения вентиляции газового пространства над понтоном на стационарной крыше или на стенке резервуара должны быть вентиляционные патрубки.

При эксплуатации резервуара отверстия вентиляционных патрубков должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10 х 10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных осадков.

5.3.9.5    Эксплуатацию и обслуживание плавающей крыши (или понтона) проводят в соответствии с технической документацией на плавающую крышу (или понтон) и инструкцией по их эксплуатации.

5.3.10    Вертикальные резервуары устанавливают на их основаниях.

5.3.10.1    Основание вертикального стального резервуара включает в себя: грунтовую подсыпку, песчаную подушку и гидроизоляционный слой, или резервуар может быть установлен на железобетонное кольцо.

5.3.10.2    Основание резервуара должно быть оснащено каналом от размыва атмосферными водами — обеспечивать беспрепятственный их отвод. Для отвода ливневых вод от основания резервуара вокруг него делают бетонную отмостку.

5.3.11    Размещение резервуаров в резервуарных парках осуществляют по проекту, разработанному проектной организацией.

Площадки для размещения резервуаров при новом строительстве, расширении резервуарных парков или при замене резервуаров выбирают с учетом:

-    качества и состояния грунтов, залегающих в основаниях площадки;

-    климатических и сейсмических условий района, в котором расположена нефтебаза;

-    состояния грунтовых вод и их химического состава;

-    допустимых нагрузок на грунт;

-    типа основания, который необходимо установить;

-    проведенных геологических изысканий.

5.3.12    В соответствии с ГОСТ 31385 вертикальные резервуары, в зависимости от объема хранимого продукта, подразделяют на четыре класса опасности:

-    класс I — резервуары объемом более 50000 м³;

-    класс II — резервуары объемом от 20000 м³ включительно до 50000 м³, а также резервуары объемом от 10000 до 50000 м³ включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

-    класс III — резервуары объемом от 1000 и менее 20000 м³;

-    класс IV — резервуары объемом менее 1000 м³.

7

1

)    На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.595-2004.

2

)    На территории Российской Федерации действует Р 50.2.040—2004.

13

3

^ На территории Российской Федерации действуют ГОСТ 22782.5-78 и ГОСТ 22782.6-81.

²) На территории Российской Федерации действует ГОСТ 22782.7-81.

4

5

^ На территории Российской Федерации действует распоряжение Правительства Российской Федерации (№ 1503-Р от 28.10.95, № 44-Р от 13.01.96, № 892-Р от 08.06.96).

6

7

)    На территории Российской Федерации действует РД 08-95—95.

8

)    На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 52630-2006.