Типовой проект организации работ. по ремонту вертикальных цилиндрических резервуаров. VII. Капитальный ремонт резервуаров Проект ликвидации подземного резервуара

6.1. Общие положения
6.1.1. Подземные хранилища природного газа в каменной соли рассчитаны на длительный срок эксплуатации.

6.1.2. В рабочем проекте (проекте) на строительство ПХГ определяется срок службы хранилищ, наземного технологического оборудования, технологических скважин подземных резервуаров.

6.1.3. Подземное хранилище или его часть подлежат полной или частичной консервации или ликвидации по мере выработки оборудованием установленного срока или ресурса его эксплуатации в аварийных случаях, а также по технико-экономическим расчетам и другим обоснованиям, когда дальнейшая его эксплуатация является нецелесообразной или невозможной.

6.1.4. При полной или частичной ликвидации хранилища, связанной с окончательным прекращением всех работ по его эксплуатации, подземные резервуары, наземное технологическое оборудование, сооружения, здания должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения, охрану окружающей среды.

6.1.5. При ликвидации хранилища должен быть рассмотрен и решен вопрос о целесообразности и технической возможности дальнейшего использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей.

6.1.6. Консервация хранилища или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.

6.1.7. При ликвидации, консервации разведочных, технологических, нагнетательных, контрольно-наблюдательных скважин на ПХГ предприятия и организации должны руководствоваться Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, требованиями по оборудованию устьев ликвидированных скважин ПХГ, РД 39-2-1182-84.

Ликвидация или консервация подземных выработок в каменной соли производятся в соответствии с действующими нормативными документами.

6.1.8. Технологические, нагнетательные, контрольно-наблюдательные скважины могут быть ликвидированы по следующим причинам:

при выполнении задач, предусмотренных рабочим проектом на строительство ПХГ;

пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий после выполнения установленных проектом задач;

строительство или эксплуатация скважин прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно;

ликвидируемые по технологическим причинам (несоответствие прочностных и коррозионно-стойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям; скважины, находящиеся в консервации 10 и более лет и др.).
6.2. Порядок подготовки материалов на ликвидацию хранилища

или его части
6.2.1. Рассмотрение вопросов о целесообразности дальнейшей эксплуатации, консервации или ликвидации хранилища или его части проводится предприятием, на балансе которого оно находится.

Для этого приказом назначается постоянно действующая комиссия из главных специалистов под председательством руководителя предприятия.

6.2.2. Обследование технического состояния оборудования с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации включает:

изучение технической документации, условий эксплуатации оборудования, характера и объема выполненных ремонтных работ;

наружный и внутренний осмотр оборудования;

контроль состояния резьбовых и сварных соединений, зон наибольшего коррозионно-эрозионного износа, концентрации напряжений, а также мест сопряжения узлов и деталей (визуально или методами приборной дефектоскопии);

толщинометрию обсадной колонны;

анализ влияния воздействия термобарических нагрузок, коррозионных и других факторов на прочность и долговечность обсадной колонны и цементного камня;

контроль химического состава, металлографический анализ и определение физико-механических свойств металла газовых шлейфов и эксплуатационных колонн, элементов конструкции оборудования;

исследования, учитывающие особенности влияния условий эксплуатации на износ оборудования;

проверку технико-экономических характеристик оборудования (производительность, мощность, расход энергоресурсов и др.) там, где это необходимо;

испытания на прочность и герметичность.

6.2.3. При невозможности предприятием самостоятельно провести обследование оборудования и установить срок его дальнейшей эксплуатации оно привлекает для этой цели соответствующие специализированные организации.

6.2.4. По скважинам, ликвидируемым в процессе строительства подземного резервуара или после его окончания, подготовку материалов и согласование ее ликвидации с заказчиком и региональными органами Госгортехнадзора проводит предприятие-исполнитель буровых работ.

Для скважин, подземных резервуаров, принятых в эксплуатацию, оформление материалов на ликвидацию проводит специально создаваемая комиссия этого предприятия на основании рассмотрения следующих материалов:

копии основной горно-геологической документации (геологическое, структурно-тектоническое, литолого-стратиграфическое строение, гидрогеологические условия площадки), топографических планов земной поверхности;

6.2.6. Проекты должны включать в себя мероприятия по соответствующей подготовке и непосредственной ликвидации или консервации хранилища или его части: порядок и график проведения работ; способы ликвидации или консервации хранилища или его части; решения о целесообразности использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей; мероприятия по охране недр и окружающей природной среды, безопасности населения, по приведению земной поверхности и водных объектов в состояние, пригодное для дальнейшего его использования в народном хозяйстве.

6.2.7. Ответственность за своевременное и качественное проведение работ несет предприятие, на балансе которого находится ликвидируемое хранилище или его части.

6.2.8. Подлинники геологической документации, рабочие проекты, паспорта на подземные резервуары, документация, исполненная на момент завершения работ, хранятся на предприятии в установленном порядке.

6.2.9. Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин, необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей или нарушений требований охраны недр производится предприятием, на балансе которого эта скважина находится.

7. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ

7.1. Общие положения по охране недр
7.1.1. При строительстве новых, расширении и реконструкции действующих подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли следует соблюдать требования действующих законодательств и нормативных актов по охране окружающей среды ("Водный кодекс РФ", "Единые правила охраны недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых", ГОСТ 17.1.1.02-77; ГОСТ 17.1.3.06-82; ГОСТ 17.1.3.12-86; СНиП 3.01.01-85; СНиП 2.11.04-85 и др.), а также выполнять природоохранные мероприятия, предусмотренные в проекте, и требования настоящих Правил.

7.1.2. До начала строительства подземного хранилища необходимо разработать мероприятия по охране недр и окружающей среды, которые должны включать: исходные данные для разработки технических решений по предотвращению загрязнения атмосферного воздуха, почв, подземных водоносных горизонтов и наземных водоемов; краткую характеристику физико-географических и климатических условий района строительства; сведения о существующих фоновых концентрациях вредных веществ в атмосферном воздухе , грунте и воде; перечень источников выбросов, наименование выбрасываемых загрязняющих веществ с суммирующими вредными воздействиями; предложения по предельно допустимым и временно согласованным выбросам; организацию санитарно-защитной зоны в соответствии с СН-245-71; сравнение принимаемых решений с имеющимся передовым опытом по снижению вредных выбросов; оценку воздействия объекта на окружающую природную среду; сведения о сметной стоимости объектов и работ, связанных с осуществлением природоохранных мероприятий.

7.1.3. Временные подъездные пути в районе расположения площадки строительства подземного хранилища должны прокладываться с учетом требований по предотвращению повреждений сельскохозяйственных угодий и древесно-кустарниковой растительности, с максимальным использованием имеющейся дорожной сети.

7.1.4. Уровень шума, вибрации, электрических полей выбросов загрязняющих веществ при производстве работ по строительству ПХГ, а также освещение площадки строительства не должны превышать нормированных пределов, обеспечивающих безопасность населения и фауны прилегающей территории.

7.1.5. Перед началом строительно-монтажных работ по сооружению подземных резервуаров, возведении зданий и сооружений наземного комплекса хранилищ, в пределах границы участков сооружения указанных объектов, в местах возможного загрязнения почвы нефтепродуктами, рассолом, химическими реагентами, цементом, глиной или другими веществами должно производиться снятие плодородного слоя почвы согласно ГОСТ 17.4.3.02-85, "Рекомендациям по снятию плодородного слоя почвы при производстве горных строительных и других работ" или "Техническим условиям на проведение рекультивационных работ", выданным землеустроительной организацией или службами земельного надзора.

Плодородный слой складируется в специально отведенных местах.

7.1.6. Организации, осуществляющие строительство ПХГ, обязаны проводить рекультивацию нарушенных земельных участков в процессе работ или не позднее завершения всех работ.

7.1.7. Земли, расположенные над подземными трубопроводами, подземными резервуарами, в охранных зонах трубопроводов, могут использоваться при согласовании с предприятиями, их эксплуатирующими, с соблюдением мер, обеспечивающих сохранность этих сооружений.

7.1.8. Хозяйственные и фекальные сточные воды, а также твердые отходы с промплощадки должны собираться в водонепроницаемые погреба (котлованы) и захораниваться в специальных местах, согласованных с органами санитарно-эпидемиологического надзора.

7.1.9. Степень загрязнения промплощадки в процессе создания и эксплуатации ПХГ оценивается по предельно допустимому количеству (ПДК) и ориентировочно допустимому количеству (ОДК) химических веществ в почве в соответствии с ГОСТ 17.4.1.03-84.

7.2. Охрана недр при бурении скважин
7.2.1. Перед началом буровых работ границы участка должны быть обвалованы, а внутри подготовлены площадки для складирования оборудования и выполнения монтажных работ.

7.2.2. Для обеспечения технической водой в процессе бурения разведочных, технологических и нагнетательных скважин используют воду из близлежащих водоемов и водотоков или из специально пробуренных на воду скважин.

Скважины, пробуренные на воду, должны быть ликвидированы после окончания буровых работ и строительства хранилищ или переданы на баланс местным организациям.

7.2.3. При заборе воды из рыбохозяйственных водных объектов водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами.

7.2.4. Места размещения емкостей для хранения горюче-смазочных материалов, бурового раствора, сбора производственных отходов и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.

7.2.5. Транспортировка сыпучих материалов на объекты должна производиться только в упакованном виде (мешки или другая герметичная тара) на бортовых машинах с брезентовыми покрытиями или в незатаренном виде спецтранспортом типа цементовоз.

7.2.6. Нефть, нефтепродукты, горюче-смазочные материалы, химреагенты и другие токсичные химические вещества должны транспортироваться в герметично закрытых емкостях (цистерны, металлические бочки и т.п.).

7.2.7. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях или на огражденных площадях под навесами, возвышающимися над уровнем земли, с гидроизолированным настилом.

7.2.8. При наличии в разрезе скважины проницаемых горизонтов, содержащих пресные воды, которые могут быть использованы как источники хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора при бурении в интервалах этих горизонтов, должны быть согласованы с органами санитарно-эпидемиологического надзора.

7.2.9. В процессе выполнения буровых работ при достижении водоносных горизонтов необходимо принимать меры по предотвращению неорганизованного излива подземных вод и изоляции водоносного горизонта от внешнего загрязнения.

7.2.10. Буровой шлам, твердые отходы производства, материалы, непригодные к дальнейшему использованию, должны быть утилизированы или захоронены в местах, размещение и обустройство которых должны быть согласованы в установленном порядке.

7.2.11. Отработанные горюче-смазочные материалы должны быть собраны и отправлены на регенерацию.

7.2.12. По окончании буровых работ отстойники для буровых растворов, амбары для сбора шлама и нефтепродуктов, котлованы для сточных и попутных вод должны засыпаться и выравниваться.

7.2.13. По окончании бурения и проведения намеченного комплекса исследований скважины, которые не планируются для дальнейшего использования, подлежат ликвидации в установленном порядке в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов.

7.3. Охрана природной среды при строительстве

подземных резервуаров
7.3.1. Перед установкой запорной арматуры на оголовке эксплуатационной скважины должна производиться предварительная ее опрессовка в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом завода-изготовителя.

7.3.2. В процессе создания подземной выработки должен осуществляться систематический контроль за герметичностью трубопровода для подачи газа или нефтепродукта, используемого в качестве нерастворителя, и трубопровода для сброса рассола.

7.3.3. Трасса, материал и конструкция трубопроводов должны быть выбраны таким образом, чтобы предотвратить возможность загрязнения почв, подземных и поверхностных вод. Трубопроводы для подачи нефтепродуктов и отвода рассола должны иметь антикоррозионную и электрохимическую защиту.

7.3.4. Отстойники, предназначенные для осаждения нерастворимой взвеси из выходящего на поверхность строительного рассола, должны обеспечивать защиту почв, водослива и подземных вод от загрязнения рассолом.

7.3.5. В случае разлива рассола или нерастворителя на поверхность при авариях на трубопроводах или при разгерметизации оголовка эксплуатационной скважины на загрязненном участке должны быть проведены работы по сбору или нейтрализации продукта загрязнения с последующей рекультивацией почвы.

7.3.6. По окончании строительства подземных резервуаров и объектов наземного комплекса ПХГ и завершении подготовительных работ к эксплуатации хранилища должны выполняться следующие мероприятия:

фундаменты и якоря буровых установок, основания временных зданий и сооружений, бетонные защитные покрытия и т.п. должны извлекаться и вывозиться в отведенные места, а участки их нахождения засыпаться и выравниваться;

плодородный почвенный слой, снятый на участках сооружения подземных резервуаров, возведения зданий и сооружений наземного комплекса, должен быть уложен на прежнее место с последующей планировкой земной поверхности. При недостатке складированного почвенного слоя для восстановления земляного покрытия, нарушенного производственной деятельностью, используется привозной почвенный слой из отведенных местными органами власти земельных угодий.

7.4. Охрана природной среды при эксплуатации ПХГ
7.4.1. В процессе эксплуатации ПХГ выбросы газа обусловлены: пуском и остановкой компрессора; стравливанием газа со свечой; продувкой пылеуловителей; стравливанием газа из сепараторов при удалении из них скопившихся тяжелых остатков; продувкой газовых шлейфов и обвязки компрессоров при проведении профилактических осмотров и ремонтных работ; стравливанием газа из газопровода при проверке измерительных диафрагм; ревизией и ремонтом запорной арматуры; утечками газа через неплотности оборудования и запорную арматуру; потерями газа при проведении научно-исследовательских и экспериментальных работ.

7.4.2. Выделение в атмосферу токсичных компонентов продуктов сгорания (оксида азота, оксида углерода и др.) при эксплуатации ПХГ связано со сжиганием газового топлива в камерах сгорания газоперекачивающих агрегатов КС, в котлах котельных , в подогревателях газа, на факелах и др.

7.4.4. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию ПХГ, обязаны организовать систематический контроль за состоянием природной среды и соблюдением нормативов ПДВ.

7.4.5. В целях систематизации источников выбросов газа на ПХГ разрабатываются регламент и схема контроля по всей технологической цепи, в которых устанавливают: количество контрольных точек по промышленной зоне, скважинам, технологическому оборудованию; число измерений для разных источников и их периодичность; процент охвата контролем потенциальных источников одного и того же типа; места отбора проб; способ измерений; методы и приборы; порядок и форму регистрации результатов.

7.4.6. При систематизации сведений атмосферы (ИЗА) на территории ПХГ, количестве и составе выбросов загрязняющих веществ необходимо соблюдать требования Инструкции по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Госкомитета по охране природы, Пособия по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из наземных комплексов подземных хранилищ природного газа.

7.4.7. При обнаружении в межколонном пространстве давления или газопроявлений около устья скважин следует выяснить причину этих явлений и незамедлительно принять меры по их ликвидации. Возможность эксплуатации скважин с нарушенной герметичностью обсадных и подвесных рабочих колонн определяется для каждого конкретного случая после их обследования.

7.4.8. При инструментально-лабораторном обследовании источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на территории ПХГ необходимо руководствоваться отраслевым нормативным документом ОНД-90 "Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы", ч. 1, 2 и Сборником методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах , Л., 1987.

7.4.9. Предельно допустимые нормы выбросов в атмосферу определяются в соответствии с ГОСТ 17.2.3.02-78.

7.4.10. Расчет норм предельно допустимых выбросов устанавливается для каждого конкретного источника загрязнения атмосферы. При этом учитывается, что выбросы от всех имеющихся источников на ПХГ не должны создавать приземных концентраций, превышающих предельно допустимые нормы.

7.5. Охрана недр при эксплуатации нагнетательных скважин
7.5.1. Во избежание загрязнения поверхностных и подземных вод, засоления почв запрещается слив рассола, извлекаемого на поверхность при восстановлении приемистости нагнетательных скважин.

7.5.2. Отстойник, предназначенный для осаждения из строительного рассола нерастворимой взвеси, должен обеспечивать защиту почв, водоемов и подземных вод от загрязнения рассолом. По потоку грунтовых вод в непосредственной близости от отстойников следует располагать наблюдательные скважины, пробуренные на горизонт грунтовых вод для наблюдений за режимом грунтовых вод и своевременного обнаружения утечек из отстойника.

7.5.3. На полигоне нагнетательных скважин должна быть запроектирована сеть наблюдательных и контрольных скважин, пробуренных на основные пресные и другие используемые в народном хозяйстве водоносные горизонты, с целью наблюдения за их режимом и санитарным состоянием, и на поглощающий водоносный горизонт для контроля за процессом вытеснения пластовых вод строительным рассолом. Количество наблюдательных и контрольных скважин определяется проектом исходя из конкретных гидрогеологических условий района.
7.6. Охрана природной среды при сбросе строительного рассола

в поверхностные акватории
7.6.1. Использование водных поверхностных акваторий для сброса строительного рассола может производиться только с разрешения органов по регулированию использования и охраны вод после согласования с органами, осуществляющими государственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими заинтересованными органами.

7.6.2. При сбросе рассола в морские акватории на стадии ТЭО следует осуществлять расчет ущерба биоте моря, базирующийся на натурных и лабораторных исследованиях. Основываясь на данных расчета, в проекте должны быть предусмотрены мероприятия, направленные на уменьшение негативного влияния на естественный режим моря от сброса рассола.

7.6.3. Сброс строительного рассола в морские акватории следует осуществлять рассредоточенно через специальный диффузор, длину и расположение которого относительно берега определяют по данным многолетних наблюдений за морскими течениями, преобладающими направлениями ветров, режимом приливов и отливов в месте предполагаемого сброса рассола.

7.6.4. Место прокладки подводного рассолопровода на судоходных участках необходимо отметить специальными информационными знаками (буями), запрещающими бросать якорь.

7.6.5. При сбросе рассола в поверхностные акватории недопустимо попадание в них вместе со строительным рассолом жидкого нерастворителя (дизтоплива, керосина и т.д.), применяемого при создании подземных резервуаров. Строительный рассол перед сбросом должен проходить предварительную очистку в специально запроектированных очистных сооружениях.

7.6.6. При сбросе рассола в поверхностные акватории допускается предусматривать предварительное разбавление строительного рассола пресными водами.

7.6.7. Выпарные карты для осуществления естественной выпарки строительного рассола следует располагать на малоценных землях (солончаки, высохшие и действующие соляные озера и т.д.).

7.6.8. Если в качестве выпарных карт предполагается использовать естественные понижения рельефа (соленые озера, овраги, балки и т.д.), то перед началом подачи рассола на естественную выпарку следует произвести земляные работы по сооружению защитных насыпных дамб в наиболее пониженных бортовых участках, предотвращающих бесконтрольное растекание строительного рассола по прилегающим территориям и обеспечивающих заданную проектом вместимость выпарных карт.

7.6.9. Территория размещения выпарных карт должна быть оборудована режимной сетью, включающей гидронаблюдательные скважины, предназначенные для наблюдений за режимом и санитарным состоянием грунтовых вод, и гидрологические посты для замера уровня строительного рассола и контроля за процессом естественной выпарки на каждой выпарной карте.

7.6.10. После завершения процесса естественной выпарки строительного рассола выпавшая в осадок соль собирается, а на участках размещения выпарных карт производится рекультивация земель в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.05-84.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ ОТ УСТЬЯ СКВАЖИН ДО ЗДАНИЙ

7.1.3 Методы ремонта должны выбираться в зависимости от видов дефектов и их геометрических характеристик по результатам полного диагностирования резервуара и расчетов экономической целесообразности.

7.1.4 При капитальном ремонте выполнение отдельных видов работ (при их необходимости) должно осуществляться в следующей последовательности:

• подготовительные работы (раздел 8);
• техническое диагностирование (раздел 6);
• разработка и согласование проекта ремонта;
• разработка и согласование проекта производства работ;
• выполнение ремонтных работ:
  а) устранение дефектов, не требующих замены элементов конструкции;
  б) установка дополнительных элементов жесткости;
  в) замена элементов конструкции с недопустимыми дефектами;
  г) исправление геометрического положения;
• устройство антикоррозийной защиты;
• контроль качества выполнения ремонтных работ;
• гидравлические испытания на прочность, устойчивость и герметичность,
• оформление документации и приемка в эксплуатацию.

7.1.5 При выполнении ремонтных работ следует руководствоваться требованиями проекта ремонта, прошедшего экспертизу органов Госгортехнадзора РФ, и требованиями нормативных документов, указанных в проекте.

7.1.6 Работы по ремонту резервуаров проводятся с соблюдением действующих правил охраны труда и пожарной безопасности. При проведении огневых работ перед их началом оформляется наряд-допуск (Приложение Р), который предусматривает весь объем работ в течение указанного в нем срока.

7.1.7 В проекте ремонта должна быть разработана технология ремонта с обоснованием принятых технических решений и стройгенплан объекта, на котором должны быть нанесены все временные сооружения, проезды для техники, коммуникации, линии подвода электроэнергии, телемеханики, канализации и водопровода, площадки укрупненной сборки металлоконструкций, стоянки с указанием порядка перемещения строительной техники, места установки средств пожаротушения и предупредительных знаков.

7.1.8 Контроль качества ремонтных работ осуществляется заказчиком или независимой организацией имеющей лицензию, не зависимо от выполнения контроля качества силами монтажной организации. Авторский надзор выполняется организацией, разработавшей проект ремонта данного резервуара.

7.1.9 Гидравлические испытания на прочность и герметичность следует проводить после выполнения капитального ремонта (за исключением случаев, когда при ремонте не производилась замена металлоконструкций, а срок эксплуатации резервуара не превышает 20 лет).

7.1.10 Для ремонта и замены дефектных участков стенки, окраек днища, несущих конструкций покрытия и колец жесткости, кровли резервуаров, понтонов и плавающих крыш резервуаров, эксплуатируемых в районах с различной расчетной температурой наружного воздуха, в зависимости от объема резервуаров рекомендуется применять марки сталей в соответствии с проектной документацией на резервуар.

7.1.11 Качество и марки сталей, применяемых при ремонтах резервуаров , должны отвечать требованиям соответствующих стандартов или технических условий и подтверждаться сертификатами заводов-поставщиков.

7.1.12 В , затворах и допускается применять синтетические, резинотехнические и другие полимерные материалы, которые должны отвечать специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия. Эти материалы должны также удовлетворять требованиям правил охраны труда и пожарной безопасности.

7.1.13 Использование для ремонта применявшихся ранее кипящих и полуспокойных сталей, таких как ВСт2кп, ВСт3пс5-1, не допускается.

7.1.14 Выбор сварочных материалов следует проводить в соответствии с рекомендациями СНиП II-23. Для ручной дуговой сварки резервуара рекомендуется применять следующие марки электродов:

• типа Э42А марки УОНИ 13/45 и т.п.;
• типа Э46А марки Э-138/45Н и т.п.;
• типа Э50А марки ОЗС-24, УОНИ 13/55, OK 48.04, OK 53.70, Феникс, Гарант и т.п.

7.1.15 Упаковка и маркировка сварочной проволоки должны соответствовать требованиям ГОСТ 2246. Каждая партия проволоки должна иметь сертификат завода-изготовителя. На мотках проволоки должны быть заводские бирки.

7.1.16 Для сварки в среде углекислого газа использовать углекислоту сварочную с чистотой 99,5 % по ГОСТ 8050.

7.1.17 Для ремонта резервуаров следует применять приспособления и инструмент, выпускаемые серийно промышленностью и имеющие заводскую маркировку. Целесообразно применять наиболее прогрессивное, технологичное оборудование, обеспечивающее высокую производительность ведения ремонтно-монтажных работ и значительно снижающее долю ручного труда.

7.1.18 Грузоподъемные механизмы, такелажное оборудование и оснастка должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки, устанавливаемые инструкциями Госгортехнадзора РФ и ведомственными службами.

7.1.19 Работы по подъему, перемещению, транспортированию грузов должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.009 и ГОСТ 12.3.020.

7.1.20 Оборудование для резки, сварки, электрооборудование должно быть работоспособным, находиться в исправном состоянии, перед проведением работ проверено, а также удовлетворять требованиям электро- и пожаробезопасности при использовании его в резервуарных парках, техники безопасности, ПУЭ.

7.1.21 Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа штучными электродами не допускается. Кромки металла после газовой резки должны быть зачищены от заусениц, грата, окалины, наплывов до металлического блеска и не должны иметь неровностей, вырывов и шероховатостей, превышающих по высоте 1 мм.

7.1.22 Кромки деталей после кислородной резки должны быть зачищены механическим способом (шлифмашинками) на глубину не менее 2 мм. Следует зачистить до чистого металла поверхность свариваемых деталей на ширину 25-30 мм от оси стыка.

7.1.23 При кислородной резке необходимо оставлять перемычки длиной 40-60 мм в начале и конце реза и через каждые 2-3 м по длине реза. Перемычки разрезать не ранее чем через 1 час после окончания резки.

7.1.24 Сварка резервуара должна выполняться по проекту производства работ, составленному в соответствии с требованиями СНиП 3.03.01, ВСН 311.

7.1.25 К ручной сварке, а также к установке прихваток допускаются сварщики не ниже 5 разряда (резервуары емкостью до 5000 м3 включительно) и сварщики 6 разряда (резервуары емкостью свыше 5000 м3), имеющие действительные удостоверения установленного образца на право производства ответственных сварочных работ и сварившие контрольные образцы.

7.1.26 При ремонте резервуаров применять ручную дуговую сварку. Механизированная сварка (автоматами и полуавтоматами) при ремонте резервуаров может применяться только при сварке днищ, уторного шва, центральной части металлического понтона и швов, соединяющих центральную часть металлического понтона с коробами, в соответствии с требованиями ГОСТ 8713 и ГОСТ 14771. Рекомендуется применять механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и с порошковой проволокой.

7.1.27 Применение газовой сварки для ремонта элементов резервуаров не допускается.

7.1.28 Для сварки корневых слоев применять электроды диаметром не более 3,25 мм, для сварки заполняющих и облицовочного слоев - электроды диаметром не более 4 мм.

7.1.29 Режимы ручной дуговой сварки выбирать в соответствии с паспортом на применяемые электроды, наклеенным на упаковке.

7.1.30 Сварку под слоем флюса использовать для сварки швов в нижнем положении.

7.1.31 Автоматическую сварку в среде углекислого газа использовать для сварки швов в нижнем положении.

7.1.32 Сварку при ремонте и устранении дефектов резервуаров рекомендуется выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже минус 10 °С.

7.1.33 Сварку металлоконструкций при отрицательных температурах рекомендуется проводить при следующих условиях:

• сварка металлоконструкций резервуара из стали 09Г2С-12 должна проводиться без предварительного подогрева при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20 °С для толщин до 16 мм. При более низкой температуре сварка должна проводиться с предварительным подогревом до температуры 120...160 °С;
• предварительный подогрев металла проводить в зоне сварки на ширину 100 мм по обе стороны от стыка или соединения, длина подогреваемого участка не более 800-1000 мм;
• предварительный подогрев рекомендуется проводить горелками типа ГВПН либо газопламенными горелками с наконечниками № 6 или № 7, температуру подогрева контролировать термокарандашами или пирометрами типа ТП-2;
• сборку конструкций проводить без ударов и чрезмерного натяжения собираемых элементов, холодная правка недопустима;
• режимы сварки устанавливать с увеличением сварочного тока на 15...20 %;
• сварку монтажных стыков проводить без перерыва. Недопустимо прекращать сварку до выполнения проектного размера шва и оставлять несваренные участки шва. В случае вынужденного прекращения работ процесс сварки может быть возобновлен только после повторного подогрева металла в зоне стыка до температуры 120-160 °С;
• при выполнении многослойных швов сварку в корне шва выполнять способом "двойного слоя", то есть не менее чем в два слоя участками длиной 170-220 мм;
• на рабочее место сварщику выдавать прокаленные электроды в количестве не более полусменной потребности;
• рабочее место сварщика, а также свариваемая поверхность должны быть ограждены от снега и сильного ветра. На монтажной площадке оборудовать помещение с температурой 20-24 °С для обогрева сварщиков;
• приварку и срезку монтажных приспособлений при температуре ниже минус 20 °С выполнять с подогревом металла до 120...160 °С в радиусе 100-150 мм;
• приварку приспособлений выполнять электродами типа Э-50А, например, марки УОНИ 13/55.

7.1.34 Для выполнения сварочных работ при температуре ниже минус 30 °С сварщик должен пройти соответствующие испытания. Сварщик, прошедший указанные испытания, может быть допущен к сварочным работам при температуре окружающего воздуха на 10 °С ниже температуры пробной сварки.

7.1.35 Геометрические размеры собранных стыков, чистота свариваемых кромок должны быть проверены мастером непосредственно перед прихваткой.

7.1.36 Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии с ГОСТ 5264 следующим образом:

• сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм - встык; размер нахлестки рекомендуется не менее 30-40 мм, зазор между листами не должен превышать 1 мм;
• элементы (накладки), свариваемые внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара;
• зазор между стыкуемыми кромками листов в стыковых соединениях следует принимать не менее 1 мм и не более 2 мм;
• в стыковых односторонних соединениях с подкладкой при зазорах между кромками более 4 мм толщину подкладки принимают равной толщине свариваемых листов;
• элементы, соединяемые встык ручной дуговой сваркой, должны иметь разделку со скосом под углом (27 ± 3)°;
• элементы тавровых соединений (при выполнении ручной сваркой) должны иметь зазор между вертикальными и горизонтальными листами до 2 мм.

7.1.37 При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихваток или при помощи стяжных и монтажных приспособлений.

7.1.38 Прихватки, накладываемые для соединения собираемых деталей, размещают в местах расположения сварных швов. Размеры прихваток должны быть минимальными, прихватки должны легко расплавляться при наложении постоянных швов.

7.1.39 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.

7.1.40 При сборке элементов конструкций, свариваемых под флюсом, порошковой проволокой или в защитном газе, прихватки выполняют электродами, предусмотренными для ручной сварки сталей, из которых выполнены элементы.

7.1.41 При выполнении сварочных работ с целью ремонта и устранения дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

• сборка окраек днища должна выполняться в стык на соответствующей подкладке, сварка стыковых швов выполняется в два и более слоя с обеспечением полного провара 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 резкой; места среза подкладок следует тщательно зачищать; зазор между подкладкой и кромками не должен превышать 1 мм;
• технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь толщину 4-6 мм, ширину не менее 100 мм;
• вертикальные стыковые швы стенки резервуаров должны свариваться с двух сторон, вначале сваривают основной шов, затем подварочный. 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 стандартами зазоров между стыкуемыми элементами, допускается увеличение ширины шва для стыковых соединений на 25 %.

При необходимости удаления вертикального шва на всей высоте стенки его вырезку и ремонт следует проводить участками длиной не более 2 м.

7.1.42 Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров следует выполнять обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 200-250 мм.

7.1.43 После сварки каждого слоя поверхность шва тщательно зачищают от шлака и брызг металла. Участки слоев шва с порами, раковинами и трещинами должны быть удалены и заварены вновь.

7.1.44 Ручную сварку многослойного сварного шва уторного соединения рекомендуется выполнять секциями обратноступенчатым способом. В пределах каждой секции швы также сваривают обратноступенчатым способом участками длиной до 300 мм. Длина единовременно свариваемого шва каждого слоя секции принимается до 900 мм.

7.1.45 При сварке низколегированных сталей длина каждой секции не должна превышать 350 мм. Сначала заваривают внутренний шов, а затем наружный.

7.1.46 Многослойную сварку швов из низколегированной стали (при толщине более 6 мм) рекомендуется выполнять короткими участками так, чтобы последующий шов накладывался на предыдущий неостывший слой. На последние 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.

7.1.47 Механизированную сварку под флюсом следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 12 мм и со скосом кромок - при толщине более 12 мм.

7.1.48 Сварку в среде углекислого газа следует выполнять без предварительного скоса кромок металла толщиной до 10 мм и со скосом кромок - при толщине более 10 мм.

7.1.49 Зазоры в конструкциях, собранных под механизированную сварку (автоматами), должны быть для стыковых соединений (между кромками) от 1 до 3 мм, для тавровых соединений (между вертикальными и горизонтальными листами) - не более 3 мм и для нахлесточных соединений (между листами) - не более 1 мм.

7.1.50 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.

7.1.51 Дефекты в сварных соединениях должны быть устранены следующими способами:

• перерывы швов и кратеров заварены;
• сварные соединения с трещинами, а также непроварами и другими недопустимыми дефектами удалены на длину дефектного места плюс по 15 мм с каждой стороны и заварены вновь;
• подрезы основного металла, превышающие допустимые, зачищены и заварены путем наплавки тонких валиков электродом диаметром 3 мм с последующей зачисткой, обеспечивающей плавный переход от наплавленного металла к основному.

7.1.52 При заварке мест удаленных дефектных участков швов должно быть обеспечено перекрытие прилегающих концов основного шва.

7.1.53 Исправленные сварные швы должны пройти повторный контроль.

7.1.54 По окончании сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления и остатки крепивших их швов должны быть удалены, сварные соединения и места сварки очищены от шлака, брызг, натеков металла и, при необходимости, окрашены.

7.1.55 Допускается исправление одного и того же участка не более двух раз. В противном случае требуется полная замена участка металлоконструкции.

7.1.56 Ремонт днища методом наложения заплат допускается выполнять при очаговых поражениях язвенной коррозией или механических повреждениях полотнища днища, если расстояние от стенки до дефекта более 400 мм.

7.1.57 Минимальная высота заменяемого участка стенки составляет 200 мм. Для удобства выполнения сварочно-монтажных работ рекомендуется выполнять замену участка высотой 500-750 мм.

7.1.58 При замене дефектного участка в районе ПРП или люка-лаза рекомендуется производить полную замену листа первого пояса стенки с обязательным смещением вертикальных ремонтных швов на 500 мм относительно имеющихся вертикальных сварных швов стенки. Допускается выполнять замену участка стенки под ПРП или люком-лазом высотой 200 мм.

7.1.59 Решение о ремонте стенки методом ее частичной замены принимается в следующих случаях:

• недопустимые отклонения образующих стенки от вертикали;
• недопустимые хлопуны, охватывающие не менее 1/5 части стенки по периметру;
• недопустимая угловатость вертикальных монтажных швов;
• местная или локальная потеря устойчивости стенки РВС ;
• наличие гофров на полотнище стенки;
• сплошные коррозионные повреждения полотнища стенки.

7.1.60 В тех случаях, когда корпус резервуара имеет крен либо недопустимые вмятины в местах соединения с элементами жесткости, решение о необходимости проведения ремонта и измерение отклонений образующих стенки от вертикали необходимо проводить после исправления геометрического положения.

7.1.61 Перед началом вырезки участка необходимо обеспечить устойчивость стенки крупногабаритных резервуаров на время замены части стенки путем установки подпорных стоек. Для малогабаритных резервуаров установить с внутренней и внешней сторон по два ребра жесткости по краям вырезаемого проема.

7.1.62 Ремонт может осуществляться с полной заменой старого днища и без нее. При монтаже нового полотнища поверх старого необходимо выполнить соответствующую антикоррозионную обработку нижнего слоя металлоконструкций.

7.1.63 Частичная замена полотнища днища выполняется при поражении язвенной коррозией металлоконструкций до 50 % наружной поверхности. Ремонт ведется аналогично полной замене днища полистовым методом. Допускается выполнение нахлесточных и стыковых соединений, использование старого полотнища днища в качестве стенда для сборки заплат. При наложении заплат необходимо обработать прокорродировавшую поверхность преобразователем ржавчины или другим защитным покрытием.

7.1.64 Контроль качества сварных швов проводить в соответствии с требованиями проекта и разработанной технологией сварки в следующем объеме:

• 100 % длины монтажных сварных швов подвергнуть внешнему осмотру с лупой 10-кратного увеличения и измерению шаблонами по ГОСТ 3272;
• 100 % длины сварных заводских и монтажных швов днища проверить вакуумным методом на герметичность;
• монтажные швы стенки в объеме 100 % длины подвергнуть контролю рентгено- или гаммапросвечиванием по ГОСТ 7512;
• шов, соединяющий стенку с днищем, проверить на герметичность методом керосиновой пробы или вакуумным методом;
• сварные швы покрытия проверить на герметичность путем создания внутреннего давления воздухом в момент гидравлического испытания (если производился ремонт крыши).

7.1.65 Нормы допустимых дефектов принимать по СНиП 3.01.03 и ГОСТ 23055.

7.1.66 Все ожоги на поверхности основного металла сваркой должны быть зачищены абразивным кругом на глубину не менее 0,5 мм. Ослабление сечения при обработке сварных соединений (углубление в основной металл) не должно превышать 3 % толщины металла.

7.1.67 Швы сварных соединений и металл конструкции по окончании сварки должны быть очищены от шлака, брызг и натеков.

7.1.68 Приваренные сборочные приспособления надлежит удалять без применения ударных воздействий и повреждения основного металла, а места их приварки зачищать до основного металла с удалением возможных дефектов.

7.1.69 По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

• иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) и не иметь резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы должны выполняться с плавным переходом к основному металлу;
• наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, не иметь трещин и дефектов, выходящих за допустимые пределы;
• подрезы основного металла допускаются глубиной не более 0,5 мм при толщине стали от 4 до 10 мм и не более 1 мм при толщине стали свыше 10 мм;
• все кратеры должны быть заварены.

7.1.70 Допускаемые размеры пор, шлаковых включений, обнаруженных при радиографическом контроле вертикальных швов стенки, определять в соответствии с требованиями ГОСТ 23055 для 7 класса сварных конструкций для объема до 5 тыс. м3, 6 класса - для объема 10 и 20 тыс. м3 и 5 класса - для объема 30 тыс. м3 и выше.

7.1.71 Трещины всех видов и размеров в швах сварных соединений не допускаются.

7.1.72 Устранение наружных и внутренних дефектов должны выполнять сварщики высокой квалификации, имеющие опыт по устранению дефектов в сварных швах.

7.1.73 Дефекты сварных соединений следует заваривать с применением электродов наименьшего диаметра на минимальных сварочных режимах, установленных технологическим процессом.

7.1.74 Выявленные неразрушающими методами контроля внутренние дефекты должны быть устранены при помощи шлифовальных машинок с последующей сваркой и повторным контролем исправленных участков сварного шва. Разрешается исправление сваркой одного и того же участка не более двух раз.

7.1.75 Сведения об устранении дефектов и количестве исправлений должны заноситься в «Журнал сварочных работ».

7.1.76 При приемке из ремонта резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

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

7.1.77 Резервуар принимается в эксплуатацию после капитального ремонта комиссией с участием представителей от организаций, эксплуатирующих резервуар и осуществляющих ремонт, назначаемой руководством эксплуатирующей организации.

7.1.78 Резервуар после ремонтных работ принимается на основе дефектной ведомости и проектно-сметной документации с приложением актов на работы, выполненные при ремонте.

7.1.79 В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:

• дефектная ведомость (при нескольких дефектах);
• чертежи, необходимые при ремонте;
• проект производства работ по ремонту резервуара (ППР) или технологическая карта ремонта отдельных элементов или узлов;
• документы (сертификаты и другие документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, примененных при ремонте;
• акты приемки основания и гидроизолирующего слоя;
• копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков; - акты испытания сварных соединений днища, стенки, кровли, понтона (плавающей крыши) на герметичность;
• заключения по качеству сварных соединений стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;
• журнал проведения ремонтных работ и журнал сварочных работ или другие документы, в которых указываются атмосферные условия в период ремонта;
• документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР, если при ремонте такие отклонения были допущены;
• результаты нивелирования по наружному контуру днища и самого днища; результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений;
• результаты измерений местных отклонений кровли (для резервуаров повышенного давления);
• результаты измерений зазоров между стенкой и понтоном (при замене элементов стенки и коробов понтона);
• результаты измерений вертикальности установки направляющих понтона (плавающей крыши);
• акт на устройство антикоррозионного покрытия анкерных болтов в случае их ремонта;
• акт гидравлического испытания на прочность и герметичность;
• акт опробования оборудования (клапанов, задвижек и т.п.);
• градуировочная таблица после ремонта резервуара, связанного с изменением его объема;
• акт проверки омического сопротивления заземления.

7.1.80 Комиссией составляется акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы.

7.1.81 Акт на приемку резервуара (Приложение С) утверждает главный инженер предприятия, эксплуатирующего резервуар.

7.1.82 Документация на приемку резервуара и выполненные работы по его ремонту хранится вместе с паспортом.

7.1.83 Демонтаж резервуаров

7.1.83.1 Демонтаж резервуаров производится по истечении нормативного срока их эксплуатации либо при других обстоятельствах, затрудняющих их дальнейшую эксплуатацию. Решение о демонтаже резервуара принимается организацией эксплуатирующей резервуарные парки и согласовывается с вышестоящим ведомством.

7.1.83.2 Наиболее эффективным методом является демонтаж с применением шнуровых зарядов. Однако при демонтаже взрывом происходят значительные деформации и прогибы металлоконструкций, а также разрушение металла в месте воздействия взрывной волны.

7.1.83.3 Перед демонтажем резервуара кумулятивными зарядами его необходимо подготовить в соответствии с требованиями раздела 8 и заполнить водой на высоту 0,2-0,3 м.

7.1.83.4 Кумулятивные заряды необходимо транспортировать и хранить в соответствии с требованиями ПБ 13-01-92 «Единые правила безопасности при взрывных работах».

7.1.83.5 Персонал, выполняющий демонтаж резервуаров кумулятивными зарядами, должен пройти специальную подготовку, сдать экзамены по программе для взрывников квалификационной комиссии и иметь соответствующее удостоверение, а организация-исполнитель должна иметь лицензию Госгортехнадзора России на производство взрывных работ.

7.1.83.6 Обслуживающий персонал при демонтаже резервуаров кумулятивными зарядами в момент возможного взрыва должен находиться в укрытии на расстоянии не менее 300 м от места взрыва.

7.1.83.7 Абсолютная суммарная масса одновременно взрываемых (детонирующим шнуром или электродетонатором мгновенного действия) наружных зарядов не должна превышать 20 кг.

7.1.83.8 Если предполагается вторичное использование металлоконструкций, то демонтаж предпочтительнее выполнять в последовательности, обратной монтажу. При этом методе используются газовая резка и грузоподъемные механизмы.

7.2 Капитальный ремонт железобетонных резервуаров

7.2.1 Общая часть

7.2.1.1 Ремонт резервуара - комплекс строительно-монтажных работ и организационно-технических мероприятий по устранению физического износа, не связанных с изменением основных технико-экономических показателей сооружения.

7.2.1.2 Текущий ремонт резервуара осуществляется с целью восстановления исправности (работоспособности) его конструкций и систем инженерного оборудования, а также поддержания эксплуатационных показателей.

7.2.1.3 Капитальный ремонт резервуара осуществляется с целью восстановления его ресурса с заменой, при необходимости, конструктивных элементов и систем инженерного оборудования, а также улучшения эксплуатационных показателей на период до следующего капитального ремонта.

7.2.1.4 Оценка качества ремонтно-строительных работ по капитальному ремонту резервуара должна проводиться на основе оценок качества отдельных видов работ. При оценке качества ремонтно-строительных работ должно проверяться соблюдение установленных параметров: геометрических (размеры, отметки, зазоры, допуски), физико-механических (прочность, плотность, состояние поверхности, герметичность, влажность, температура) и других контролируемых параметров, предусмотренных проектом производства работ.

7.2.1.5 Проверка соответствия выполненных ремонтно-строительных работ требованиям проекта, нормативных документов и стандартов должна осуществляться в зависимости от характера контролируемых параметров и требований инструментально (измерения, испытания) и визуально. Необходимость сплошной или выборочной проверки, объем и способы контрольных измерений и испытаний следует определять исходя из требований нормативных документов и стандартов.

7.2.1.6 Ремонт, восстановление и усиление железобетонных конструкций резервуара осуществляются по индивидуальному проекту организацией, эксплуатирующей резервуар, или специализированной организацией, имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора РФ.

7.2.1.7 Все ремонтные и восстановительные работы должны выполняться при соблюдении требований безопасности, изложенных в разделе 9 настоящих «Правил...».

7.2.2 Мероприятия по подготовке резервуара к ремонту

7.2.2.1 Мероприятия по подготовке резервуара к ремонту со стороны организации, выполняющей проект на капитальный ремонт:

• представление заказчику лицензии Госгортехнадзора РФ на проведение проектных работ;
• ознакомление с документацией по конструкции резервуара, его эксплуатации, техническим отчетом по обследованию и рекомендациями по ремонту;
• согласование с заказчиком проекта капитального ремонта резервуара ;
• разработка проекта производства работ на капитальный ремонт резервуара ;
• согласование с заказчиком проекта производства работ на ремонт резервуара .

7.2.2.2 Мероприятия по подготовке резервуара к ремонту со стороны организации, выполняющей ремонтные работы:

• представление заказчику лицензии Госгортехнадзора РФ на ремонтные работы железобетонных конструкций резервуаров;
• ознакомление с условиями проведения ремонтных работ, проектом на капитальный ремонт резервуара, проектом производства работ;
• проведение подготовительных работ в соответствии с ППР;
• изготовление вспомогательных средств, подмостей и т.д.;
• оформление разрешения на производство ремонтных работ;
• ограждение территории, где производится капитальный ремонт;
• согласование схемы размещения оборудования и материалов.

7.2.3 Технические средства, материалы и приспособления, необходимые для ремонта резервуара

7.2.3.1 При проведении ремонтных работ технические средства, материалы и приспособления применяются в соответствии с ППР.

7.2.3.2 Для ремонта резервуара должны применяться технические средства, имеющиеся в наличии и обеспечивающие экономичность проведения ремонтных работ.

7.2.3.3 Выбор вариантов применения отдельных машин и механизмов должен определяться в соответствии с ППР.

7.2.3.4 Для ремонта железобетонных конструкций, конструкций усиления и для герметизации стыков должны применяться бетоны и растворы, обладающие необходимой прочностью, морозостойкостью, плотностью и повышенными защитными свойствами арматуры в условиях воздействия агрессивной среды и нефтепродуктов.

7.2.3.5 Для герметизации покрытия, стен, днища, мест ввода трубопроводов допускается применение органических, неорганических и комплексных моно- или армированных составов, обеспечивающих требуемую герметичность элемента, надежность и долговечность применяемого материала, а также его экологическую и техническую безопасности.

7.2.3.6 В качестве вяжущего для бетонов и растворов необходимо применять сульфатостойкие портландцементы марки не ниже 400, удовлетворяющие требованиям ГОСТ 22266, с содержанием трехкальциевого алюмината не более 8 % при их суммарном содержании не более 22 %.

7.2.3.7 При наличии агрессивных грунтов и вод выбор цемента должен проводиться с учетом требований СНиП 2.03.11 «Защита строительных конструкций от коррозии».

7.2.3.8 В качестве крупных заполнителей должны применяться материалы (щебень, песок) преимущественно изверженных горных пород, удовлетворяющие требованиям ГОСТ 26633.

7.2.3.9 Для приготовления прочных бетонов повышенной плотности рекомендуется применять пластифицирующую добавку С-3 (ТУ 6-36-0204229-625-90), микрокремнезем и воду, отвечающую требованиям ГОСТ 23732 «Вода для бетонов и растворов. Технические условия.»

7.2.3.10 Применяемая для армирования железобетонных конструкций арматурная сталь должна отвечать требованиям СНиП 2.03.01 «Бетонные и железобетонные конструкции. Нормы проектирования».

7.2.3.11 Для армирования клеевых композиций рекомендуется применять стеклоткани марки Т-10/2, СЭ, 325, А-3(С) и стеклосетки марки PC и СС-1.

7.2.4 Ремонт строительных конструкций

7.2.4.1 Общие требования

7.2.4.1.1 Ремонт строительных конструкций осуществляется в соответствии с проектом.

7.2.4.1.2 Все ремонтируемые конструкции должны быть очищены от остатков нефти.

7.2.4.1.3 Составы бетона и раствора, клеевые составы и другие применяемые для ремонта материалы должны быть подобраны и проверены в лабораторных условиях в соответствии с данными «Правилами...», соответствующими техническими условиями и иметь сертификат соответствия.

7.2.4.1.4 Выбор вида усиления конструкций определяется технико-экономическим сравнением вариантов.

7.2.4.2 Ремонт плит покрытия

7.2.4.2.1 Плиты, оцененные баллом 1 (в соответствии с разделом 6.2 настоящих «Правил...»), имеют минимальную прочность и находятся в аварийном состоянии. Такие плиты потеряли связь с соседними плитами, работают самостоятельно и рекомендуются к замене (6.2.3.1).

Замену аварийных плит можно осуществить как в монолитном варианте, так и с применением новых сборных плит. В монолитном варианте необходимо применить бетон на расширяющемся цементе (ГОСТ 8267). Подбор состава расширяющегося при твердении бетона проводится таким образом, чтобы величина получаемого предварительного напряжения диском покрытия соответствовала уровню предварительного напряжения, предусмотренного проектом резервуара.

В том случае, если замена осуществляется сборной железобетонной плитой, необходимо обеспечить устройство напрягаемого стыка новой плиты с соседними. Для этого применяется бетон с высокой степенью расширения.

7.2.4.2.2 Плиты, оцененные баллом 2, имеют или чрезмерно большой прогиб (fэксп > 1,3f) при достаточной прочности, или имеют недостаточную несущую способность для восприятия расчетной нагрузки.

Для плит, у которых основным критерием балльной оценки было превышение прогиба, рекомендуется зачистить внешнюю поверхность, уложить арматурную сетку и нанести слой торкрет-бетона (или слой бетона В30 с морозостойкостью не менее М50). Параметры арматурной сетки и толщина слоя на опорах подбираются, исходя из восприятия новым слоем 50 % проектной нагрузки.

Для плит, у которых основным критерием балльной оценки было снижение прочности, рекомендуется выполнить то же, что и в предыдущем случае, но параметры армирования и толщина нового слоя должны обеспечить 100 % восприятие расчетной нагрузки. Усиление таких конструкций возможно также с помощью разгружающих балок или дополнительной стойки.

7.2.4.2.3 Плиты, оцененные баллом 3, имеют пониженную прочность и требуют восстановления несущей способности. Восстановление свойств плиты производится наложением омоноличивающего железобетонного слоя. В соответствии с определенной прочностью плит при обследовании резервуара восстановленная плита должна выдерживать 100 % расчетной нагрузки на срок эксплуатации не менее 10 лет.

7.2.4.2.4 В плитах, оцененных баллом 4, должны быть выполнены ремонтные работы в соответствии с установленными при диагностике дефектами.

7.2.4.2.5 Плиты, оцененные баллом 5, могут продолжать использоваться без ограничений.

7.2.4.3 Ремонт колонн

7.2.4.3.1 Ремонт и усиление колонн проводятся при выявлении дефектов, приводящих к недостаточной несущей способности колонны и консолей или при образовании дефектов, снижающих надежность и долговечность конструкции.

7.2.4.3.2 При оценке колонны баллом 1 необходима замена конструкции на новую металлическую или железобетонную.

7.2.4.3.3 При оценке конструкции баллами 2, 3 целесообразно усиление колонны металлическими уголками с последующим обетонированием.

7.2.4.3.4 Перед усилением колонны необходимо максимально разгрузить покрытие над колонной и установить страховочные металлические стойки под опорными частями балок.

7.2.4.3.5 Усиление консолей колонн проводят с помощью разгружающих устройств, которые передают нагрузку с опорных частей балок непосредственно на ствол колонны.

7.2.4.4 Ремонт балок

7.2.4.4.1 Замену, ремонт, восстановление или усиление балок проводят при установленной недостаточной несущей способности, наличии дефектов или при увеличении нагрузки на покрытие.

7.2.4.4.2 Балки, оцененные баллом 1, необходимо заменять.

7.2.4.4.3 Для конструкции балки, оцененной баллом 2, необходима установка дополнительной опоры под середину пролета балки.

7.2.4.4.4 Для конструкции балки, оцененной баллом 3, рациональным может оказаться устройство шпренгельного усиления.

7.2.4.4.5 Для конструкций, оцененных баллом 4, необходимо осуществить ремонт по указанным в дефектной ведомости дефектам.

7.2.5 Устранение отдельных дефектов осуществляется в соответствии с таблицей 11.

Таблица 11. Дефекты конструкций железобетонных резервуаров и методы их устранения

№ дефекта и краткое описание	Степень повреждения	Мероприятия по устранению
1	2	3
1. Рыхлая, легкоотслаивающаяся поверхность бетона	Глубина разрушения до 10-15 мм	Поверхность бетона зачищается ручными илди мехоаническим способом до прочного бетона, проводятся пескоструйная очистка, промывка поверхности бетона с последующим нанесением торкрет-раствора
	Глубина разрушения более 10-15 мм, но не более 40 мм	Выполняются аналогичные операции по очистке поверхности. На очищенную поверхность укладывается арматурная сетка с последующим нанесением торкрет-раствора
	Глубина разрушения более 40 мм	Плита оценивается баллом 1 или 2 и ремонтируется в соответствии с 7.2.4.2.1 или 7.2.4.2.2
2. Нарушение герметичности конструкции (непроектное сквозное отверстие)	Отверстие диаметром до 50 мм	Зачистить края отверстия от пыли и грязи. Зачеканить отверстия бетоном или раствором густой консистенции. Загладить или зажелезнить поверхность свежеуложенного бетона
	Отверстие диаметром более 50 мм	Обработать края отверстия, придав им конусность, узкой частью внутрь резервуара. Очистить от грязи и продуктов коррозии бетон и арматуру в отверстии. При необходимости установить дополнительную арматуру. Установить опалубку и провести бетонирование отверстия.
3. Нарушение стыка между однотипными элементами	При трещинах шириной раскрытия менее 0,2 мм и длиной менее 1000 мм	Дефект ликвидируется с помощью защитных плёнок и покрытий
	При трещинах шириной раскрытия от 0,2 до 1 мм и длиной менее половины длины шва	Трещины и прилегающие к ним участки очищаются от грязи и пыли. С шагом, определённым в ППР, по оси трещины устанавливаются на клею штуцера. После затвердевания клея, крепящего штуцер, по гибким шлангам под давлением осуществляется инъецирование трещины. Состав герметизирующего клея определяется проектом на ремонт резервуара
	При сквозных трещинах длиной более половины длины шва	Осуществляется очистка трещины и прилегающих поверхностей от пыли и грязи. При необходимости устанавливается опалубка, поверхности трещины увлажняются. Затем проводится зачеканка или бетонирование (в зависимости от величины раскрытия) трещины растворами или бетонами на расширяющихся цементах (с целью обеспечения восстановления предварительного напряжения)
4. Нарушение стыка между разнотиными элементами		Проводят такие же мероприятия, что и при дефекте 3. В том случае, если восстановление монолитности работы конструкций добиться не удаётся (ввиду разностей жесткостей и условий работы конструкций), необходимо учитывать податливость стыка и применять эластичные материалы, которые могут деформироваться в пределах работы стыка без разрушения
5. Коррозия рабочей арматуры	Сокращение площади поперечного сечения не более чем на 5 %, несущей способности - не более чем на 10 %	Удаляются поврежденные участки защитного слоя бетона. Осуществляется очистка арматуры от продуктов коррозии. Зачищенная арматура покрывается цементным раствором с последующим восстановлением защитного слоя
	Сокращение площади поперечного сечения более чем на 5 %, несущей способности - не более чем на 10 %: а) для конструкций без предварительного напряжения;	а) Удаляются повреждённые участки защитного слоя бетона. Осуществляется очистка арматуры от продуктов коррозии. К рабочей арматуре, с помощью коротышей, подваривается дополнительная рабочая арматура. Восстанавливается защитный слой проектной и дополнительной арматуры
	б) для конструкций с предварительным напряжением	б) Проводится усиление путём изменения расчётной схемы конструкции (установка промежуточной опоры, шпренгельная затяжка или др.). В случае невозможности устройства усиления необходимо произвести замену конструкции
6. Нарушение защитного слоя рабочей арматуры	Повреждения длиной менее 1000 мм	Проводится оштукатуривание арматуры цементно-песчаным раствором до восстановления проектной толщины защитного слоя
	Повреждения длиной более 1000 мм	Для защиты арматуры проводят торкретирование. Для увеличения сил сцепления между слоями старого и нового бетона на старый бетон наносится эпоксидно-тиоколовый клей К-153. Новый бетон или раствор должен быть нанесен до потери липкости нанесенного клея
7. Коррозия конструктивной арматуры	При значительных повреждениях защитного слоя	Необходимо провести очистку поверхности металлическими щётками и восстановить защитный слой до проектной величины
	При повреждениях защитного слоя более 50 %, сопровождающихся интенсивной коррозией конструктивной арматуры	Необходимо провести очистку поверхности металлическими щётками, установить дополнительную арматурную сетку и провести обетонирование конструкции
8. Трещина в теле конструкции	Одиночная трещина	Осуществляется заделка трещины путём инъецирования
	Трещины, вызванные снижением предварительного напряжения или снижением прочности бетона ниже допустимого уровня	Сначала устраняются причины возникновения трещины, затем, если требуется, проводится заделка трещины. В зависимости от ширины раскрытия заделка проводится нанесением защитной плёнки или инъецированием
9. Разрушение части конструкции	При незначительном повреждении	Осуществляется оштукатуривание или омоноличивание разрушенной части конструкции
	При значительном повреждении	Производится замена или усиление конструкции с заделкой места разрушения
Примечание - Под № 10 могут быть обозначены разнообразные дефекты, приводящие к нарушению прочностных и деформативных свойств, снижению долговечности и эксплуатационных качеств, разгерметизации и т.д. Причины образования этих дефектов определяются в результате обследования. Восстановление конструкций производят в соответствии с проектом на капитальный ремонт резервуара

7.2.6.3 Испытание на газонепроницаемость покрытия проводится в соответствии с разделом 2 настоящих «Правил...».

7.2.7 Приемка резервуара в эксплуатацию.

7.2.7.1 Приемка резервуара в эксплуатацию осуществляется комиссией, назначаемой руководителем эксплуатирующей организации. В состав комиссии включают представителей эксплуатирующей организации; организации, выполняющей ремонт; проектной организации; организации, проводившей обследование состояния конструкций, и органов государственного надзора.

7.2.7.2 Оценка качества работ проводится комиссией по результатам испытаний резервуара и визуально на соответствие выполненных работ проекту капитального ремонта.

7.2.7.3 Комиссия по приемке резервуара составляет акт о приемке и вводе резервуара в эксплуатацию с приложением следующей документации:

• дефектной ведомости;
• проекта на капитальный ремонт с проектом производства работ;
• сертификатов на примененные при ремонте материалы;
• актов и журналов производства ремонтных работ;
• согласований на изменения и отклонения, допущенные при ремонте, по сравнению с проектом на капитальный ремонт резервуара;
• актов на проведенные испытания.

7.2.7.4 Акт о приемке резервуара в эксплуатацию утверждается руководителем эксплуатирующей организации.

7.2.7.5 Акт о приемке резервуара в эксплуатацию с документами, перечисленными в 7.2.7.3, хранится вместе с паспортом на резервуар. Сведения о ремонте заносятся в паспорт резервуара.

Демонтаж резервуаров выполняется на основании заключения комиссии сделанного после проведенного обследования с привлечением сотрудников территориального управления Госгортехнадзора. По результатам обследования издается приказ по предприятию, в котором определяются сроки проведения демонтажа, и назначается ответственный за проведение этих работ.
На основании приказа разрабатывается проект организации работ по демонтажу резервуара, который включает в себя следующее:
организационные работы;
подготовительные работы;
работы по выполнению технологических операций по демонтажу;
итоговые работы.

Проект организации работ после его разработки проходит стадии рассмотрения и внесения дополнений. После этого он согласовывается со специалистами Госгортехнадзора и утверждается главным инженером предприятия.
На основании приказа по предприятию назначается состав бригад с указанием ответственных лиц за проведение отдельных видов работ. Все назначенные лица проходят медицинское освидетельствование и инструктаж. Для выполнения работ они обеспечиваются необходимой спецодеждой, обувью и медицинскими аптечками.

Демонтаж резервуаров начинают с подготовки территории, оборудования, подручных и технических средств, инструмента и подборки необходимых материалов.
Рабочая площадь ограждается, к ней подводятся энергетические линии и подготавливаются площадки для спецтехники и материалов.

Демонтаж резервуаров нефтепродуктов начинают с откачки остатка, который предварительно нагревают до температуры максимальной текучести. С этой целью используют подогревательные устройства самого резервуара и передвижные нагревательные комплексы. Удалив остаток, резервуар отсоединяют от магистральных линий и приступают к откачке мертвой зоны донных отложений. Для этого используют поршневые и погружные шнековые насосы. При использовании первых, всасывающий шланг насоса с сетевым фильтром помещают в емкость и выкачивают остаток нефтепродукта в автомобильные цистерны или предназначенную для этого емкость. Погружной насос опускают рабочей частью в остаток на талях или тросах с закреплением к горловине резервуара.

Демонтаж топливных резервуаров, которые, как правило, находятся на АЗС и имеют подземное расположение, начинают с применения тракторной и экскаваторной техники. Она используется для освобождения резервуара от грунтового верхнего покрытия и прилегающего к корпусу грунта. Некоторые эти работы выполняют вручную с целью сохранения оборудования резервуара. Это оборудование по возможности демонтируется и отправляется для ремонта или утилизации.

Следующей стадией демонтажа является полная зачистка и дегазация резервуара, которая выполняется механизмами для смыва с обеспечением необходимой вентиляции и постоянным контролем над воздухом в резервуаре.
При наземном расположении для дегазации резервуара используют естественную вентиляцию и нагнетательные и всасывающие вентиляторы, а для подземных резервуаров, в основном, вентиляторы.

Смыв донных отложений нефтепродуктов производится паросиловыми установками и моечными машинами высокого давления. Если первые используют для смыва пар высокой температуры, то вторые для этого применяют воду, в которую добавлены различные моечные вещества или химические ингредиенты.
Применение этих средств показывает хорошие результаты зачистки когда в резервуаре хранили нефтепродукты с невысокой плотностью и вязкостью. Для удаления отложений мазута, когда производят демонтаж мазутных резервуаров, кроме традиционных способов, применяют и новые технологии зачистки.

В одном из новых способов предлагается использование нагретого до 60°С мазута для размыва донных отложений. Этим мазутом размывают осадок до наполнения емкости до 30-40 м³. Затем этот объем откачивают и три раза перегоняют в ультразвуковой квитанционной камере. После перегонки половину этого мазута используют по назначению, а другой половиной выполняют ту же операцию до полного удаления отложений.
По завершению зачистки и дегазационных работ, которые оформляются актом, приступают к демонтажу съемного оборудования резервуара.

После демонтажа оборудования, отступив выше днища на 20 см, начинают резку первого пояса резервуара на высоту 3-3.5 м. Для страховки от крена на противоположной стороне вырезают окно 3X3 м, через которое пропускают трос страховочной лебедки. Страховка резервуара от ветра и крена производится тяговыми лебедками, находящимися с трех сторон под углом 120°. Этот порядок демонтажа и расположения лебедок соблюдается и при резке последующих поясов. Вырезка корпуса резервуара производится листами 3X1.5 м.
Металлический понтон разрезают и вытягивают через монтажные окна. Таким же образом демонтируют и направляющие стойки резервуара.
Когда демонтаж доходит до уровня расположения трубопроводов водяного охлаждения и пенотушения, то их разрезают и удаляют. Последней демонтируют кровлю резервуара, предварительно порезав ее на листы 2X2 м.

Заключительным этапом демонтажа резервуаров является резка днища. Ее выполняют, приподняв краном днище на подставки. Это позволяет убедиться в отсутствии под ним нефтепродуктов и дает возможность удобно производить резку днища.
Грунтовое основание выбирают и площадку засыпают песком.

Таким образом производят демонтаж резервуаров из металла. Демонтаж бетонных резервуаров традиционным способом предусматривает использование кранов и тракторной техники. Этот способ заключается в освобождении резервуара от насыпного грунта и снятии бетонных плит верха с последующей разборкой корпуса на плиты. Затем их грузят на площадки автомобилей и вывозят для утилизации.
К более передовым относится разборка корпуса железобетонных резервуаров с использованием гидравлических ножниц. Они представляют собой сменное оборудование для экскаватора. Применение гидравлических ножниц дает возможность значительно сократить затраты на демонтаж и время выполнения этих работ.

6.3.1 Оповещение об аварии

При получении сообщения об аварии на трубопроводе или падении давления на выходе НПС или трассе трубопровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру РДП, РНУ (УМН) и начальнику ЛПДС, НПС.

ABC, обходчики при осмотре трассы трубопровода и обнаружении выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока должны:

Сообщить о выходе нефти/нефтепродукта оператору НПС и диспетчеру РДП;

Продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

Приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПМЛЛПА.

Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить руководству РНУ (УМН), принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ (УМН) или ответственного руководителя по ликвидации аварии, назначенного приказом по ОСТ.

После обнаружения аварии или аварийной утечки нефти/нефтепродукта ОСТ обязана уведомить об аварии в территориальный орган Ростехнадзора и другие инспектирующие органы.

Главный диспетчер ПАО «Транснефть» при получении информации о возникновении аварии или повреждения с выходом нефти/нефтепродукта должен:

Уточнить информацию об аварии (источник полученной информации, время, дата, наименование объекта, привязка по трассе, характер и последствия аварии, угроза нанесения ущерба, принятые меры, сведения об ответственном руководителе организации работ, периодичности представления информации о ходе производства АВР);

Доложить руководству и в отделы ПАО «Транснефть» об аварии, о принятых мерах и изменении ситуации в распределении грузопотоков;

Сообщить об аварии диспетчеру АО «Связьтранснефть»;

Осуществлять постоянный контроль за выполнением плана-графика и представлением информации в ПАО «Транснефть»;

Доложить руководству ПАО «Транснефть» о готовности объекта к возобновлению перекачки нефти/нефтепродукта.

6.3.2 Организация поиска места аварии

При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, НПС должен оперативно выслать на трассу трубопровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка, совместно с представителем службы безопасности.

Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время - 0,5 ч, в нерабочее время -2 ч; время на обследование участка трубопровода не должно превышать: в светлое время - 3 ч, в темное (ночное) время -4 ч.

При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МТ должны быть определены в ПМЛЛПА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе трубопровода (водных или других преград).

Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти/нефтепродукта, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений линейной части МТ.

При обнаружении места выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, НПС, диспетчеру РДП, указав при этом:

Точное место аварии;

Обстановку на местности;

Характер истечения и разлива нефти/нефтепродукта;

Наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти/нефтепродукта;

Состояние подъездных дорог и проездов.

Патрульная группа, обнаружившая выход нефти/нефтепродукта, должна:

Принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

Закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН);

Обозначить место выхода и разлива нефти/нефтепродукта предупредительными знаками;

Принять меры по локализации растекания нефти/нефтепродукта;

В случае выхода нефти/нефтепродукта вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти/нефтепродукта.

Линейные задвижки на поврежденном участке закрываются в режиме телеуправления с РДП или по месту патрульной группой или бригадой направленной для этих целей.

6.3.3 Методы ликвидации аварий

Ликвидация аварий трубопровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка трубопровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы (в соответствии с РД-23.040.00-КТН-140-11), заварка свищей с установкой «чопиков» (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками. Единый порядок работ при проведении ремонта различными методами МТ с рабочим давлением до 6,3 МПа устанавливается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-386-09.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельной муфты с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

Восстановление аварийного участка трубопровода путем вырезки и замены на новый проводится при:

Наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

Разрыве кольцевого монтажного шва;

Разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

Ремонт трубопровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти/нефтепродукта, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти/нефтепродукта на месте повреждения, герметизации внутренней полости трубопровода).

При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:

Катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % от нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СП 36.13330.2012;

Труба, из которой изготовлена катушка, должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

Катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СП 86.13330.2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 40 мм могут быть устранены установкой стального чопа и последующей обваркой. Чопы бывают двух конструктивных исполнений: гладкие чопы диаметром от 8 до 40 мм.

Для обеспечения плотности «чопики» изготавливаются диаметром до 40 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы более чем на 8 мм.

Гладкие чопы изготавливают из стали аналогичной основной трубе. В качестве резьбовых чопов используют болты по ГОСТ 7798 из стали прочностного класса 48 (Ст10, От 10 кп) или 46 (Ст20) с резьбой по всей длине.

Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения трубопровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси трубопровода должно быть не менее 0,5 м.

Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.

При ремонте повреждений временными методами для прекращения течи нефти/нефтепродукта из трубопровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин, домкратов, с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

При ремонте повреждений путем применения ремонтных муфт и приваркой патрубков с заглушками технология их монтажа, применяемые материалы, контроль качества работ должны соответствовать РД-23.040.00-КТН-386-09.

При выполнении АВР, для опорожнения трубопровода и закачки собранной нефти/нефтепродукта, в трубопровод врезаются отводы с задвижками от DN 100 до DN 200.

Количество отводов с задвижкой определяется в зависимости от объема освобождаемого трубопровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МТ и соответствовать требованиям нормативных документов.

При выполнении АВР применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих элементов, соединительных деталей трубопроводов, технология сборки и сварки должны соответствовать требованиям СП 36.133302012, требованиям СП 86.13330-2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются:

В сальниковых устройствах - донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений, после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в трубопроводе;

Во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) -заменой прокладок с остановкой перекачки нефти/нефтепродукта и, при необходимости, с опорожнением участка трубопровода;

При разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводу, опорожнением участка трубопровода от нефти/нефтепродукта, вырезки дефектной задвижки и монтажом новой задвижки.

6.3.4 Ликвидация аварий на участках МТ в обычных условиях

6.3.4.1 Общие сведения

АВР на МТ проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

Сооружение земляного амбара и сбор в него нефти/нефтепродукта, уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1 м;

Подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

Вскрытие аварийного участка трубопровода и сооружение ремонтного котлована;

Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта;

Вырезка дефектного участка трубопровода;

Герметизация (перекрытие) внутренней полости трубопровода;

Монтаж и вварка катушки;

Заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти/нефтепродукта;

Контроль качества сварных швов;

Пуск трубопровода, вывод его на эксплуатационный режим;

Изоляция отремонтированного участка трубопровода;

Засыпка трубопровода, восстановление обвалования.

Большинство этапов этих работ были описаны в разделе 5 настоящей части документа. Поэтому здесь целесообразно отметить только те этапы работ, которые отличаются от работ по ремонту дефектных участков.

6.3.4.2 Сооружение земляного амбара. Сбор нефти/нефтепродукта

Для предотвращения разлива и ограничения распространения нефти/нефтепродукта -т.е. возможности попадания вытекшей нефти/нефтепродукта в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм с учетом рельефа местности - должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти/нефтепродукта.

В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться следующие условия:

Объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти/нефтепродукта из трубопровода;

Основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

Уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1,0 м.

Амбар для сбора нефти/нефтепродукта должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР.

В целях предотвращения перелива нефти/нефтепродукта из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

Для отвода разлитой нефти/нефтепродукта в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный трубопровод диаметром от 150 до 200 мм.

Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.

6.3.4.3 Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств

В зависимости от вида дефекта и технологии ликвидации аварии, применяемых и привлекаемых для этого технических средств, с учетом природно-климатических и погодных условий, рельефа местности, а также в соответствии с требованиями охраны труда и пожарной безопасности подготавливается ремонтная площадка.

Технические средства (сварочные агрегаты, насосно-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

Размеры площадки определяются габаритными размерами механизмов, условиями их обслуживания. При этом механизмы должны находиться на расстоянии не менее 1 м от края площадки.

При сооружении ремонтной площадки, при необходимости, следует выполнить мероприятия по отводу поверхностных вод путем сооружения отводной (обводной) канавы, водосборного котлована или защитной дамбы выше ремонтной площадки.

Площадка для проведения ремонтно-восстановительных работ должна быть подготовлена до начала работ по вскрытию трубопровода.

6.3.4.4 Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта. Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта может проводиться:

Самотеком через поврежденное место и откачкой её в амбар для сбора по временному трубопроводу;

Откачкой передвижными насосными агрегатами в земляные амбары и другие емкости;

Откачкой из поврежденного трубопровода в параллельный трубопровод;

Откачкой передвижными насосными агрегатами за линейную задвижку или перевальную точку.

Врезка отводов вантузных задвижек с усиливающими воротниками допускается в случае их вырезки после окончания АВР.

Насосные агрегаты (установки) для откачки или закачки нефти/нефтепродукта должны устанавливаться от амбара или места закачки нефти/нефтепродукта в трубопровод на расстоянии не менее 50 м.

После перекрытия аварийного участка при пропуске отсекающих задвижек, осуществляется отвод («перехват») поступающей нефти/нефтепродукта путем резки в трубопровод на нижней точке по профилю трассы отверстия диаметром до 12 мм или вантузной задвижкой диаметром 100 мм. Количество отверстий или врезаемых патрубков определяются объемом пропускаемой нефти/нефтепродукта задвижками.

Одновременно с освобождением трубопровода должны продолжаться работы по сбору разлитой нефти/нефтепродукта, предотвращению дальнейшего распространения её по поверхности земли, попаданию в населенные пункты, водоемы, реки, на железнодорожные и автомобильные магистрали.

После ремонта нефть/нефтепродукт из земляных амбаров и других емкостей передвижными насосными агрегатами по временному трубопроводу должна быть закачана в трубопровод.

6.3.4.5 Вырезка дефектного участка

Способ вырезки дефектных участков выбирается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и условий безопасности ведения работ.

Вырезка дефектной катушки производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти/нефтепродукта, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой поврежденного участка, на трубопроводе должны быть установлены шунтирующие перемычка.

В остальном вырезка дефектных участков аналогична работам, описанным в разделе 5 настоящей части документа.

6.3.4.6 Контроль качества сварных швов

Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика.

Стали труб и соединительных деталей, применяемых при монтаже и соединении сваркой в ходе АВР на трубопроводе, по своим механическим свойствам и химическому составу должны быть аналогичными стали труб ремонтируемого трубопровода и отвечать требованиям СП 36.13333.2012

В процессе сборки и сварки стыков ремонтируемого участка трубопровода мастером ABC должен осуществляться пооперационный контроль качества сварочных работ.

Все сварные швы подлежат ВИК в объеме 100 %.

Все законченные сварные стыки после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются внешнему осмотру непосредственными исполнителями.

Все монтажные сварные стыки, выполненные дуговой сваркой, в условиях центральной базы производственного обслуживания при заготовке деталей конструктивных элементов или на трассе трубопровода, при замене дефектного участка, подлежат ВИК и

контролю физическими методами в объеме 100% с учетом требований СП 86.13330.2014, ВСН 012-88, РД-25.160.10-КТН-016-15 и других нормативных документов.

Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат ВИК и РК в объеме 100 %. Угловые сварные швы, продольные швы при монтаже муфт, выполненные на трубопроводе при ремонтных работах, подлежат ВИК и УЗК в объеме 100 %.

Сварные швы, соединяющие трубы, арматуру или детали с разной толщиной стенок, подлежат ВИК, РК и УЗК в объеме 100 %.

Наплавки на стенке трубопровода, выполненные при устранении повреждений (коррозионных повреждений, рисок, царапин), а также швы обваренных «чопиков», болтов подлежат ВИК, контролю магнитографическим или ультразвуковым методами в объеме 100%.

Сварные соединения считаются годными, если по результатам визуального контроля
и обмера, а также после контроля неразрушающими методами удовлетворяют требованиям
СП 86.13330.2014, ВСН 006-89 и в них не обнаружены дефекты или при обнаружении
дефектов, величина, количество и плотность распределения которых не превышает
допустимые нормативные значения.

Сварные соединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты (признанные «негодными»), подлежат удалению или ремонту.

6.3.4.7 Засыпка ремонтного котлована

Засыпать ремонтный котлован следует после завершения изоляционных работ, проверки качества изоляции с учетом требований СП 86.13330.2014, РД 39-00147105-015-98.

При засыпке ремонтного котлована, расположенного в скальных, гравийных и галечниковых грунтах, подсьшку под трубопровод следует выполнить из мягкого грунта толщиной не менее 20 см с подбивкой и выполнить присыпку над ним таким же грунтом на высоту 20 см над верхней образующей трубы.

После подбивки грунта под трубопровод проводится окончательная засыпка ремонтного котлована минеральным грунтом, осуществляемая бульдозером с одной или с обеих сторон траншеи, с устройством по верху котлована валика с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. При необходимости, производится засыпка экскаваторами или другими техническими средствами.

6.3.5 Ликвидация аварий на участках МТ, расположенных на болотах

Ликвидация аварий на участках МТ с применением мобильно дорожного покрытия (МДП) регламентируется документом СТО-00204961-00.1-2008 (выдержки из документа приведены в приложении А).

На рисунке 6.1 приведены мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

Рисунок 6.1 – Мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение трубопровода от нефти/нефтепродукта, герметизация внутренней полости трубопровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска трубопровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий.

ABC, обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности.

Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости.

Основные особенности ведения АВР в условиях болот заключаются в необходимости проведения следующих мероприятий:

Повышение несущей способности болота;

Сооружения пешеходных дорог, ремонтной и вертолетной площадок;

Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом – с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры;

Котлован для сбора нефти/нефтепродукта может быть разработан: за пределами болота на твердом грунте – при помощи энергии взрыва или землеройными механизмами; непосредственно на болоте – с использованием энергии взрыва;

Работа по сбору разлития нефти/нефтепродукта заключается в: ограждении места разлитой нефти/нефтепродукта;

Подготовки земляных обвалований, котлованов, резинотканевых резервуаров и других емкостей; прокладке сборно-разборных трубопроводов или создание дренажных траншей; откачке нефти/нефтепродукта в подготовленные емкости;

Очистка поверхности болота от остатков нефти/нефтепродукта может быть осуществлена путем смьша нефти/нефтепродукта с поверхности болота или выжигания (допускается как исключение).

6.3.6 Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных трубопроводов

Способ ремонта трубопровода подводного перехода МТ (ППМТ) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения.

Ремонт свищей и трещин на поперечных швах трубопровода может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной или галтельной муфт.

При разрушении металла трубы, сварного шва ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка.

Для ликвидации аварий на ППМТ, с разгерметизацией трубопровода и выходом нефти/нефтепродукта, необходимо:

Остановить перекачку нефти/нефтепродукта;

Закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок трубопровода;

Установить ограждения, препятствующие распространению нефти/нефтепродукта в водном объекте, и организовать сбор разлившейся нефти/нефтепродукта;

Определить место и характер повреждения ППМТ;

Определить объемы ожидаемой утечки;

Организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;

Организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМТ одним из способов, указанных в ПМЛЛПА;

Испытать отремонтированный участок трубопровода.

При поступлении сообщения о появлении нефти/нефтепродукта на водной поверхности, берегах водного объекта диспетчер РДП должен немедленно остановить перекачку, направить на место расположения ППМТ группу патрулирования ABC для определения места выхода нефти/нефтепродукта (утечка из резервной или основной нитки ППМТ), изучения ситуации. При необходимости на судоходных реках должны быть приняты меры по предупреждению судов об опасности.

Диспетчер в случае выхода нефти/нефтепродукта из основной (резервной) нитки ППМТ, по согласованию с руководством РНУ (УМН) и диспетчером ОСТ, вводит в работу резервную (основную) нитку, отключив аварийную нитку, путем переключения береговых задвижек. При возникновении аварии на ППМТ во время работы обеих ниток, диспетчер должен остановить перекачку нефти/нефтепродукта, отключить нитки закрытием задвижек и принять меры по определению места аварии. Перекачка нефти/нефтепродукта должна быть возобновлена по исправной нитке.

На место аварии немедленно направляются подразделения ABC и водолазные бригады участков подводно-технических работ.

Подразделения ABC, прибывшие на место аварии, должны выставить предупреждающие знаки и принять меры по ограждению и охране места выхода нефти/нефтепродукта.

В ПМЛЛПАдля каждого ППМТ должны быть приведены зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и даны рекомендации по локализации и сбору нефти/нефтепродукта с поверхности реки или водоема.

Зоны возможного распространения нефтяных загрязнений для каждого конкретного ППМТ, эксплуатирующегося в системе МТ, определяются при проведении учений по локализации и ликвидации последствий возможных аварий на ППМТ или методами экспериментальной гидрологии на масштабных лабораторных моделях.

Основными факторами, определяющими скорость и направление распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности, являются:

Скорость течения реки на участке русла в створе ППМТ, а также в прилегающих рукавах реки;

Профиль трассы трубопровода ППМТ;

Рельеф береговой зоны на участке ППМТ, рельеф дна реки, наличие береговой и донной растительности;

Гидрометеорологические и климатические условия в момент возникновения и в период ликвидации аварии;

Характер повреждения стенки трубопровода ППМТ;

Объем утечки нефти/нефтепродукта из поврежденного участка.

Задержание и сбор нефти/нефтепродукта на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Конструкции этих запруд и дамб, их места расположения определяются при разработке ПМЛЛПА.

Локализация нефти/нефтепродукта на поверхности водных объектов осуществляется установкой боновых заграждений. Боновые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти/нефтепродукта, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, с учетом различных факторов. На мелких реках, на заранее выбранных и подготовленных местах, могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша, бревен и т.п. Уловленную нефть/нефтепродукт направляют вдоль ограждения к нефтесборщикам или к берегу для последующей откачки.

Из всего многообразия боновых заграждений можно выделить: ленточные, щитовые, трубчатые и многотрубчатые боны.

Ленточные боны отличаются наличием ровной, плоской по всей длине заграждения, нефтеулавливающей поверхности с грузами в ее нижней части и поплавками, крепящимися односторонне (реже двусторонне) к ее верхней части. В водоемах образуют ровную, жесткую по всей длине нефтеудерживающую поверхность. Состоят из секций длиной от 5 до 30 м. Нефтеудерживающие секции состоят из нефтеулавливающих пластин, выполненных из высокопрочных полимерных материалов (полиэтилена, полихлорвинила, полиуретана и др.). Общая высота секций может варьироваться от 300 до 1000 мм.

Щитовые боны имеют множество поплавков квадратной (прямоугольной) формы, расположенных вертикально относительно поверхности воды, с расположенными между ними мягкими межпоплавковыми пространствами. Это позволяет формировать из них заграждения любого вида и формы, компактно складывающихся на воде и суше.

Трубчатые боны имеют объемные, расположенные горизонтально относительно поверхности воды поплавковые камеры, в сечении имеющие форму круга, прямоугольника, ромба. Боны данного типа образуют нефтеудерживающий барьер с повышенной устойчивостью в потоке к волновому и ветровому воздействию.

Многотрубчатые боны отличаются тем, что нижняя часть секций у. них выполнена в виде одной или двух мягких пустотелых секций, заполняемых при эксплуатации водой. Вследствие этого боны получили название «гидробалластные».

Данная группа боновых заграждений является земноводной, т. е. может быть использована как в условиях открытых акваторий, так и прибрежной полосы водоемов, болот и суши.

Следует отметить, что часть трубчатых и многотрубчатых бон предназначена для реализации сорбционного и сорбционно-механического способа локализации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов. Сорбционные боновые системы отличаются от вышеописанных бонов наличием у них сетчатой или ячеистой наружной оболочки, способной пропускать через свою поверхность нефтяные загрязнения, и присутствием внутри бонов абсорбентов, обладающих высокой поглотительной способностью.

Основными областями применения трубчатых сорбционных бонов являются концентрирование и сбор незначительных по площади нефтяных загрязнений на водной поверхности и грунте, защита береговой зоны.

Локализацию и ликвидацию аварийных разливов/нефтепродуктов на водоемах очень часто осуществляют в условиях, при которых опасность возникновения возгорания яефтезагрязнений очень высока. Особенно это касается аварийных разливов сырой нефти/нефтепродуктов с большим содержанием легколетучих фракций. Для этих целей разработаны огнестойкие боны, которые могут осуществлять свои технологические функции в условиях прямого контакта с горящей нефтью/нефтепродуктом.

Способы и места установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий, с учетом местных условий и времени года, должны быть предусмотрены в ПМЛЛПА для ППМТ и отработаны на учениях по ликвидации аварий на ППМТ.

С поверхности воды нефть/нефтепродукт следует собирать нефтесборщиками или откачивать ее насосами (в смеси с юдой) в специальные емкости (резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей ее утилизации.

В пассивных нефтесборщиках перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу осуществляется путем ее пассивного перемещения вместе с поверхностным слоем воды. Движение поверхностного слоя воды к нефтесборщику может быть обусловлено непосредственно током движения воды в водоеме или создаваться искусственно за счет его откачки. По принципам устройства нефтезаборного узла в составе пассивных нефтесборщиков можно выделить пороговые нефтесборщики и лотковые нефтесборщики.

Отличительной особенностью активных нефтесборщиков является то, что перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу обеспечивается непосредственно самим нефтесборщиком.

Особую группу составляют вихревые и вакуумные нефтесборщики. Вследствие специфики их принципиального устройства, обусловленного всасыванием нефти/нефтепродукта вместе с поверхностным слоем воды, как правило, в их состав входят приемно-разделительные емкости. В данных емкостях происходит разделение фаз с возвратом воды в водоемы. Однако, в отличие от пассивных нефтесборщиков, в связи с отсутствием активного перемешивания при транспортировке в шлангах, сбрасываемые воды имеют минимальный уровень загрязнения и не оказывают существенного влияния на общий уровень загрязнения водоемов.

Объемы емкостей и способы утилизации собранной нефти/нефтепродукта также определяются при разработке ПМЛЛПА.

Места устройства заграждений на водотоках, определенные согласно ПМЛЛПА, уточняются ответственным руководителем по ликвидации аварий, с учетом конкретных обстоятельств в каждом случае, с таким расчетом, чтобы ко времени подхода головной части нефтяного пятна были закончены работы по сооружению заграждений.

6.3.7 Особенности ликвидации аварий в горных условиях, на переходах через железные и автомобильные дороги

6.3.7.1 При ликвидации аварии в горных условиях производство работ сводится к восстановлению работоспособности трубопровода и укреплению грунта в районе его прохождения.

Производство земляных работ должно выполняться с учетом требований СНиП Ш-42-80*.

При производстве работ в горных стесненных условиях должны быть приняты меры против повреждения самого трубопровода в процессе ремонта, а рабочие механизмы должны размещаться на полке в технологической последовательности и иметь возможность беспрепятственно отходить после отработки, не задерживая выполнения последующих операций АВР.

Площадки для проведения работ устраиваются в зависимости от рельефа и характеристики грунтов в виде выемки или полунасыпи-полувыемки. При невозможности устройства горизонтальных площадок в горных условиях должны приниматься меры по обеспечению устойчивости механизмов путем закрепления их упорами и якорением за деревья, тракторы, механизмы.

При работе на склонах крутизной более 35° рабочие должны быть обеспечены съемными металлическими подковами; при работе на откосах высотой более 3 м и крутизной более 45° работающие закрепляются предохранительными поясами, закрепляемыми за стальной штырь. Штыри заделываются в пробуренных шпурах на 0,5 м в скальных и 0,7 м в связанных грунтах.

Земляные работы на участках с поперечным уклоном до 8° и продольным уклоном 15° должны выполняться механизмами на колесном и гусеничном ходу обычными методами, на косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным уклоном более 15° устойчивость механизмов обеспечивается устройством полок и/или анкеровкой. В этом случае способ закрепления, количество анкеров или марка удерживающих механизмов, выбор троса для закрепления должны быть определены в ПМЛЛПА с учетом ситуации местности и возможных обстоятельств.

При восстановлении трубопровода на участках в скальных грунтах необходимо учитывать трудность создания ремонтного котлована в стесненных условиях непосредственно у трубопровода. Разработка грунта должна проводиться после предварительного рыхления, осуществляемого механическим или взрывным способом.

Остальные операции восстановительного ремонта трубопроводов в скальных грунтах выполняются обычным способом.

Производство работ по ликвидации аварии, методы выполнения технологических операций, с учетом местных условий, должны быть определены в ПМЛЛПА.

6.3.7.2 Аварии на переходах трубопроводов через автомобильные и железные дороги ликвидируются, как правило, путем замены дефектного участка новым.

Выполнение АВР на переходах МТ через автомобильные и железные дороги включает следующие операции:

Монтаж и сварка участка трубопровода рядом с ремонтируемым трубопроводом;

Вскрытие участка;

Создание рабочего и приемного котлована;

Освобождение от нефти/нефтепродукта участка трубопровода;

Вырезка участка трубопровода в рабочем котловане необходимой длины для демонтажа поврежденного участка;

Вытаскивание поврежденного участка трубопровода из кожуха;

ПРОЕКТ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРА
С ПРИМЕНЕНИЕМ МКО-1000

СОГЛАСОВАНО:

1. Общие положения

1. 
   НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ:

- № 116 – ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»,

- № 90 – ФЗ «Трудовой кодекс РФ» и № 2060-I «Об охране окружающей среды»;

- №123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

РД 04-265-99. Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций,

эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные ГГТН РФ;

РД 09-364-00. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на

взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах, ГГТН.

ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования;

ГОСТ Р 12.4.026-2001 "Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная";

Правила пожарной безопасности в РФ, ППБ-01-03;

ГОСТ 12.11.010-76 «Взрывобезопасность. Общие требования»;

- «Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» утв. Министерством нефтяной

промышленности СССР от 07.12.85;

ГОСТ 12.1.008-86ССБТ «Статическое электричество. Искробезопасность»;

- «Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и

нефтеперерабатывающей промышленности», Минхимпром СССР 31.01.72;

РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

РД 153-30.4-078-01 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и

нефтебаз»;

РД 153-39ТН 012-96 «Инструкция по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров»

РД 153-39ТН 013-96; «Инструкция по обеспечению пожаро-взрывобезопасности эксплуатации и ремонта нефтяных резервуаров»

1. 
   Работы по зачистке резервуара выполняются ЗАО «Чистый Мир - Западная Сибирь».
2. 
   Для проведения работ по очистке резервуара издается совместный приказ заказчика и подрядной организации, в котором указываются специалисты подрядной организации, ответственные за проведение работ, специалисты заказчика, ответственные за выполнение подготовительных работ, инженер службы пожарной части

1.4. Ответственные со стороны подрядной организации: за проведение газоопасных работ и работ повышенной опасности, за соблюдение правил охраны труда и промышленной безопасности, пожарной безопасности, электробезопасности, безопасной работы автотранспорта и спецтехники, безопасное производство работ ГПМ, за ведение оперативной и исполнительной документации, за качественное и своевременное проведение анализа воздушной среды – в соответствии с совместным приказом заказчика и подрядной организацией.

1. 
   Подрядная организация допускается к производству работ при наличии:

• 
  оформленного в установленном порядке договора на очистку резервуара;
• 
  лицензии на право производства работ;
• 
  совместного с заказчиком приказа о назначении ответственных лиц за проведение работ;
• 
  списка работников подрядной организации, участвующих в производстве работ;
• 
  удостоверений проверки знаний требований «Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз», «Инструкции по пожаровзрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров»
• 
  актов, подтверждающих исправность и соответствие нормам и правилам и исправность применяемых при работе оборудования, механизмов, составленных с участием представителей подрядчика, представителей энергонадзора, службы промбезопасности
• 
  журнала регистрации инструктажей по ОТ на рабочем месте;
• 
  акта передачи резервуара для производства работ по зачистке.

1. 
   Ответственность за соблюдение требований охраны труда при производстве работ несет руководитель подрядной организации.
2. 
   Инженерно-технические работники подрядной организации перед допуском к работам по зачистке резервуара должны пройти поверку знаний норм и правил безопасности.
3. 
   Все работники подрядной организации (руководители, специалисты, рабочие), допускаемые к работам, должны пройти вводный инструктаж по охране труда и пожарной безопасности.
4. 
   Для производства работ по зачистке резервуара оформляется наряд-допуск на газоопасные работы в соответствии с требованиями «Инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ на взрывопожароопасных объектах, «Инструкции по организации безопасного проведения работ повышенной опасности на объектах заказчика.
5. 
   Нахождение людей в резервуаре с концентрацией паров нефти 2100 мг/м 3 и более запрещено.
6. 
   Извлеченные из резервуара отложения после его очистки должны быть удалены с территории заказчика в места, согласованные с органами экологического контроля и пожарной охраны, на основании договора заключенного подрядчиком.

Применяемое оборудование должно быть заземлено.

Характеристика резервуара:

№ п/п	Наименование	Тип и технологический номер резервуара	Диаметр, м	Высота стенки резервуара, м	Площадь днища, м 2
1
2
3
4

1. 
   Цель работы.

Очистка от остатков нефти и парафинистых отложений оборудования, трубопроводов, металлоконструкций выведенного из эксплуатации резервуара снижением концентрации углеводородов внутри резервуара до ПДК (300 мг/м 3), при величине остаточной пожарной нагрузки не более 100 г/м 2 .

1. 
   Организационные мероприятия

3.1. Выполнение подготовительных, вспомогательных и основных работ осуществляется силами и средствами:

• 
  работниками подрядной организации;
• 
  пожарную безопасность работ обеспечивает пожарная команда «заказчика»;
• 
  связь обеспечивает участок ПТУС заказчика;
• 
  контроль за состоянием воздушной среды обеспечивает ответственный мастер за отбор проб

газовоздушной среды заказчика

3.2. В случае отсутствия ответственного лица на момент производства работ, прекратить производство работ, издать дополнение к приказу о новом назначении замещающего его лица. Производство работ можно возобновить только после издания к приказу и ознакомлением с ним ответственных лиц.

4. Подготовительные мероприятия

4.1. Обозначить маршруты движения авто техники по территории заказчика. Определить места и порядок расстановки спецтехники, а также места отдыха, курения.

4.2. Проверить работоспособность механизмов, приспособлений, пожарной машины с пробным пуском пены, а также готовность аварийной техники и бригады.

4.3. Подготовленный к зачистке резервуар должен быть:

Герметичен по всему корпусу (не иметь сквозных отверстий);

Проверен на исправность дыхательных клапанов;

Отключен от технологических трубопроводов и газо-уравнительной системы при выводе резервуара из эксплуатации;

Система автоматического пожаротушения должна находится в рабочеспособном состоянии и в автоматическом режиме.

4.4. Обеспечить на местах производства работ, наличие первичных средств пожаротушения в местах, удобных для экстренного применения согласно перечню используемой техники, материалов и средств пожаротушения.

4.5. Выполнить проверку систем, обеспечивающих безопасную зачистку резервуара:

Перекрытие путей подхода к резервуару с установкой аншлагов «Газоопасные работы», «Стой», «Проход запрещен»;

Подключение временных сетей электроснабжения, подключение электрооборудования, проверка исправности электрооборудования, составление Акта и протоколов испытания оборудования, кабелей и электрической связи заземляющих устройств электрооборудования и защитных устройств от статического электричества.

4.6. Принять меры пожарной безопасности по герметизации возможных мест скопления газов (канализационный патрубок сифонного крана, дождевой колодец).

5. Зачистка от остатков нефти и парафинистых отложений оборудования,

трубопроводов, металлоконструкций резервуара.
Для очистки резервуаров применяется технология «Чистого мира М» с использованием МКО-1000, прошедшая согласование в органах Ростехнадзора в установленном порядке.

Зачистка резервуаров от остатков нефти и нефтепродуктов выполняется в целях обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров, соблюдения технических требований, устранения дефектов, выполнения ремонтных работ и сохранения качества нефти и нефтепродуктов.

Сроки периодической зачистки резервуаров.

1. Металлические резервуары краткосрочного хранения, в которых находится:

Топливо реактивных двигателей, авиационный бензин, масло, прямогонные (неэтилированные) нефтепродукты - 2 раза в год;

Масло с присадками и присадки -1 раз в год;

Моторное масло без присадок, индустриальное масло и другой автомобильный бензин, топливо и другие нефтепродукты, аналогичные по физико-химическим свойствам – 1раз в 2 года.

2. Металлические и железобетонные резервуары для хранения темных нефтепродуктов (мазут, моторные и трансмиссионные масла) необходимо зачищать по мере необходимости.

В зависимости от объема технологических операций по очистке резервуара определяется численность бригады, которую возглавляет мастер.
5.1. Общие требования зачистки резервуаров с применением комплекса МКО – 1000 (далее по тексту МКО)
Обследование резервуара на предмет получения следующей информации:

Конструкция резервуара;

Химико-физическое свойство резервуара;

Взрывные и пожарные характеристики;

Состояние газовоздушной среды в резервуаре;

Количество вязких и высоковязких сернистых, парофиновых и механических отложений.

Цель зачистки: планово-периодическая, под смену нефтепродукта, под ремонт с применением огневых работ.
5.2. Этапы технологического процесса зачистки резервуара с применением комплекса МКО

• 
  Подготовка МКО к работе.
• 
  Определение наличия невыбираемого остатка и его откачка.
• 
  Удаление технологического остатка нефтепродукта.
• 
  Мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара.
• 
  Дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм.
• 
  Доочистка внутренних поверхностей резервуара и визуальный обзорный контроль за днищем и стенами.

5.3. Подготовка МКО к работе

• 
  Определение места расположения МКО для ее развертывания по согласованию с Заказчиком.
• 
  Ограждение МКО предупредительными знаками и лентой.
• 
  Подключение переносного заземления к резервуарному контуру, сопротивление не должно превышать 100 Ом.
• 
  Прокладка трубопроводов от МКО до резервуара для подачи технического моющего средства (далее по тексту ТМС) и откачки эмульсии из зачищаемого резервуара.
• 
  Подключение МКО к паромагистрали для подогрева ТМС и откачиваемого нефтепродукта.
• 
  Пробное включение двигателей для определения направления вращения и проверки герметизации соединения.

Все подготовительные работы и их последовательность должны быть отраженны в Наряд-допуске на выполнение работ повышенной опасности.

5.4. Определение наличия невыбираемого остатка и его откачка
Перед началом работы комплекса МКО мастер совместно с представителем Заказчика при открытом люке-лаза резервуара или через замерной люк определяет уровень невыбираемого остатка метрштоком. Наличие подтоварной воды определяется нанесением на метршток водочувствительной пасты «Владыкино». Результаты измерений сопоставляется с показателями градуировочных таблиц данного резервуара.

Готовность резервуара к работе фиксируется в Акте готовности резервуара к очистным работам

После определения остатков в резервуар на определенную глубину опускается всасывающий рукав для откачки товарного нефтепродукта, который проходит через систему очистки и фильтрации и поступает в емкость УВС МКО.

Чистый нефтепродукт можно через МКО перекачивать по согласованию с Заказчиком в другой резервуар или бензовоз, а при их отсутствии - в емкость УВС МКО. Максимальный объем емкости УВС:

В МКО с габаритами 20F железнодорожного контейнера - 6 м 3

В МКО с габаритами 40F железнодорожного контейнера - 16 м 3

5.5. Удаление технологического остатка

В резервуаре из-под высоковязких нефтепродуктов невыбираемый остаток содержит в себе механические примеси, парофинистые и отложившиеся продукты коррозии металла резервуара.

В резервуаре при использовании подогретого до 60-65 о С раствора ТМС производится локальный разогрев нефтепродукта. ТМС подается под давлением 10 кгс/см 2 . Всасывающий рукав гидроэжектора опущен на расстояние 5-8 мм от дна очищенного резервуара. Образующаяся в резервуаре эмульсия подается в МКО, где происходит ее очистка и разделение.

Металлические части паропроводов и рукавов для ТМС надежно заземлены. Концентрация паров углеводородов в газовоздушной среде составляет не более 2 г/м 3 , то есть 5% от нижнего предела взрываемости

5.6. Предварительная дегазация резервуара до взрывобезопасного состояния.
Для создания условий безопасности использования струйной мойки под давлением с использованием моечной машины ММТ-5 или брандспойта (для темных нефтепродуктов) внутри резервуара необходимо обеспечить взрывобезопасное состояние, которое достигается дегазацией. Взрывобезопасное состояние газовоздушной среды устанавливается по результатам газового анализа, который производится по мере необходимости при проведении работ.

Предварительная дегазация проводится путём естественной вентиляции резервуара при открытых люках-лазах и открытых смотровых люков на крыше резервуара.

При необходимости проводится принудительная дегазация с помощью вентилятора МКО.
5.7. Мойка внутренних поверхностей резервуаров.

После удаления технологического остатка нефтепродукта производится мойка резервуара раствором ТМС с помощью моющей машинки ММТ-5.

Температура раствора должна быть 50-60 С. Давление струи на выходе из сопла машинки составляет 10 атм, длина струи равна 12 метров. Производительность и количество циклов мойки зависит от степени загрязнённости и группы нефтепродукта по вязкости.

Для откачки из резервуара раствора ТМС совместно с остатками нефтепродукта и нефтешламами используется мембранный насос.

При поступлении в МКО вся откачиваемая эмульсия проходит систему очистки путем деэмульгации. Остатки нефтепродукта, которые возвращаются в товарооборот, фильтруются.

После отделения нефтепродукта и нефтешламов раствор ТМС возвращается в оборот для последующей промывки резервуара.

5.8. Дегазация газового пространства до санитарных норм
Для проведения дегазации резервуара должны быть открыты все смотровые и замерные люки. Дегазация выполняется вышеуказанном вентилятором В-Ц14-46-2, промежуточно по 20 минут в течение 1,5-2 часов для достижения предельно допустимой концентрации паров бензина в воздухе 100мг/м 3:

Сероводорода - 10 мг/м 3

Тетраэтилсвинца – 0,005 мг/м 3 .

В резервуарах с понтонами дегазация газового пространства производится последовательно под понтонами и над ними.

Вентиляция резервуаров из-под этилированного бензина выполняется посредством промывки раствором ТМС с добавлением в него или распылением отдельно раствора перманганата калия (KMnO 4). Концентрация KMnO 4 - 0,025%.

В течение всего процесса дегазации (и в течение каждого часа) производится замер концентрации газов с регистрацией данных в графике замеров уровня, принятом СТХ-17 (Приложение 3)

По достижении ПДК составляется Акт-справка установленной формы
5.9. Доочистка внутренней поверхности резервуара, визуальный контроль

за днищем и стенами.
Перед заходом оператора в резервуар производится контрольный анализ воздуха в нём на содержание паров нефтепродукта, а во время нахождения оператора в резервуаре непрерывно работает вытяжная вентиляция, обеспечивающая 3-4 кратный обмен воздуха.

Оператор оснащён специальным костюмом и обувью. Для работы в резервуаре применяется противогаз ПШ-2 ЭРВ с панорамной маской ППМ-88, страховочный пояс с крестообразными лямками и сигнально-страховой фал.

При работе внутри резервуара задействованы три человека (двое возле люка-лаза, один в резервуаре). Время нахождения оператора в резервуаре составляет 15 минут, отдых – 15 минут.

Выбираемые нефтешламы, механические примеси при очистке резервуаров утилизируются по согласованию с Заказчиком.

По окончании работ подписывается Акт сдачи-приёмки очищенного резервуара
6.Контроль технологического процесса, качества работ и приемка выполненных работ.
6.1 Ответственность за соблюдение технологий ведения и качества выполненных работ возлагается на ответственного за проведение работ (ИТР подрядчика, назначенный приказами подрядной организации и заказчика)

6.2 Надзор за соблюдением технологии и качеством работ, осуществляет служба технического надзора заказчика, о чем делает запись в журнале производства работ.

6.3 Факт и условия проведения работ фиксируются, в журнале производства работ (ежедневно), который ведет подрядчик.

1. 
   При производстве работ по очистке должен осуществляться контроль технологи-ческого процесса и безопасности условий труда по следующим параметрам:

- концентрация углеводородов в газо-воздушном пространстве резервуара и в каре не менее чем через один час, и после перерывов.

6.5 При приемке зачистки производится проверка концентрации паров углеводородов в резервуаре

6.6 Концентрация нефтяных паров в любой точке не должна превышать ПДК (0,3 г/м 3). Пробы берутся непосредственно у окрайки резервуара по всей длине окружности не менее чем через 10 метров, в отводах стационарной размывающей системы, внутренних полостях конструкций ПРП, в трубопроводах системы подогрева.

6.11 После завершения работ по зачистке резервуара от нефтеосадка составляется АКТ установленной формы.

7. Мероприятия по обеспечению охраны труда, промышленной безопасности при проведении подготовительных и основных работ.
Перечень работ повышенной опасности:

1. 
   Погрузка и разгрузка оборудования с использованием ГПМ – работы повышенной опасности;
2. 
   Работа автотранспорта в карэ резервуара – газоопасные работы;
3. 
   Принудительное вентилирование резервуара (предварительная дегазация) - газоопасные работы.
4. 
   Естественная дегазация (аэрация) резервуара – газоопасные работы.
5. 
   Пропаривание резервуара – газоопасные работы;
6. 
   Зачистка резервуара от нефтеостатка – газоопасные работы;

7.1. Общие требования безопасности.
К работам по зачистке резервуара допускаются лица, не моложе 21 года, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение (подготовку) по установленной программе, проверку знаний в комиссии предприятия и имеющие удостоверение о проверке знаний установленного образца.

7.1.1. Руководители и специалисты, участвующие в производстве зачистных работ, должны пройти проверку знаний (аттестацию) в области промышленной безопасности и охраны труда в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников осуществляющим деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов и требований настоящего Регламента.

7.1.2. Персонал, участвующий в подготовке и проведении работ по выводу резервуара из эксплуатации, должен пройти внеочередной инструктаж по охране труда с записью в Журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте и целевой инструктаж с записью в наряде-допуске на газоопасные работы.

7.1.3 Место проведения работ в пределах каре обвалования резервуара должно быть ограждено, а по периметру ограждения, по углам и на расстоянии не более 30 м. друг от друга, а также в местах прохода людей должны быть выставлены знаки безопасности в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026-2001 "Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная", размер которых, должен обеспечивать их визуальное восприятие на расстоянии не менее 15 метров.

7.1.4. Персонал, участвующий в работах по зачистке резервуара должен иметь спецодежду, изготовленную из термостойкого материала, не накапливающего статическое электричество. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

7.1.5. Место проведения работ должно быть обеспечено средствами индивидуальной защиты, медицинской аптечкой, питьевой водой в плотно закрытом сосуде, искробезопасным инструментом, вентиляторами во взрывозащищенном исполнении для вытеснения загазованной среды из зоны производства работ.

7.1.6. Работы по зачистке резервуара проводятся в дневное время.

7.1.7. В процессе работ должен вестись контроль концентрации углеводородов нефти в резервуаре и в каре очищаемого резервуара.

7.1.8.Для ориентировки персонала при зачистке резервуара должен быть установлен вымпел, указывающий направление ветра.

7.1.9. Контроль загазованности следует проводить при помощи переносных газоанализаторов во взрывозащищенном исполнении, имеющих разрешение Госгортехнадзора РФ на применение, включенные в Государственный Реестр и своевременно прошедших государственную поверку в органах Госстандарта России.

7.1.10. Для проведения замеров состояния воздушной среды должны использоваться газоанализаторы, предназначенные для определения предельно-допустимых концентраций (ПДК) веществ в воздухе рабочей зоны.

7.1.11. Лицо, проводящее анализ воздушной среды должно быть в спецодежде, удовлетворяющей требованиям взрывобезопасности и иметь при себе фильтрующий противогаз. Замеры проводятся в присутствии лица, ответственного за проведение работ.

7.1.12. Замеры концентраций паров нефти проводит лаборатория:

В каре резервуара у люка-лаза первого пояса и в местах установки МКО с периодичностью не реже 1 часа;

В резервуаре - в двух противоположных местах на расстоянии 2 м от стенки резервуара на высоте 0,1 м, с периодичностью через каждые 30 минут после демонтажа крышки люка-лаза при наличии концентрации паров нефти в резервуаре ниже 2 г\м3.

7.1.13. Замеры необходимо проводить непосредственно перед началом проведения очистных работ, после каждого перерыва в работе (при любых температурах наружного воздуха) и в процессе работ с периодичностью указанной в п.7.1.10, а также по требованию представителя пожарной охраны и ответственного за проведение работ.

7.1.14. Результаты замера концентраций паров заносятся в наряд-допуск и в журнал проведения работ по зачистке резервуара от отложений. Более частая периодичность контроля концентраций паров может устанавливаться лицом, утвердившим наряд - допуск и лицом, ответственным за проведение работ по зачистке резервуара.

7.1.15. При повышения концентрации паров в резервуаре более 2100 мг/м 3 , работы внутри резервуара должны быть немедленно остановлены, работающие выведены из резервуара, и приняты меры по снижению концентрации путем дополнительного вентилирования резервуара.

7.1.16. При зачистке резервуара, в случае достижения в каре резервуара концентрации паров углеводородов нефти 2100 мг/м 3 работы должны быть немедленно прекращены, оборудование отключено, люди выведены из зоны производства работ. Работы могут быть возобновлены после устранения причин загазованности.

7.1.17. Электродвигатели и распределительные щиты должны быть заземлены медным проводом с сечением не менее 16 мм 2 . Питающие кабели прокладываются по существующим эстакадам, или по временным инвентарным опорам высотой не менее 2,5 м.

7.1.18. Перед началом производства работ по зачистке резервуара проверяется импульсное сопротивление контура заземления резервуара с составлением акта. Оно должно быть не более 10 Ом.

7.1.19. При экстремальных условиях (обледенение, снег, низкие температуры) выполнять работы по зачистке резервуара при выполнении дополнительных мер безопасности (наличия дублера, песка для устранения скольжения и других мер безопасности).

7.2 Требования безопасности при естественной дегазации (аэрации)

7.2.1. Оформить наряд-допуск на газоопасные работы согласно «Инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах

7.2.2. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более 2100 мг/м 3 . Запрещается проводить вскрытие люков и естественную дегазацию резервуара при скорости ветра менее 1 м/с.

7.2.3. После вскрытия люков-лазов, необходимо через люк-лаз измерить концентрацию паро-воздушной смеси. Точки отбора проб при этом должны быть на расстоянии 2 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от днища. Количество замеров концентрации должно быть не менее 2-х. Отбор проб проводится лаборантом в противогазе при помощи удлиненной воздухозаборной трубки.

7.2.4. При естественной вентиляции резервуара замеры концентрации паров нефти в каре резервуаров РВС производятся каждый час и она не должна превышать 0,3 г/м 3 .

7.2.5. Вскрытие люков производить искробезопасным инструментом, не допускать ударов при вскрытие. Ослабить гайки крепления люка, убедиться в наличии щели в фланцевом соединении и замерить концентрацию паров нефти на месте производства работ у люка-лаза. Если концентрация превышает ПДК (300 мг/м 3), но не превышает значения 2100 мг/м 3 продолжить вскрытие люков в шланговых противогазах. Если концентрация превышает значение 2100 мг/м 3

прекратить вскрытие люка, восстановить герметичность фланцевого соединения люка и продолжить предварительную дегазацию (пропарку или принудительную вентиляцию).

7.2.6. Для доступа рабочего персонала в резервуар для ведения работ по зачистке резервуара вручную необходимо чтобы концентрация паров углеводородов внутри резервуара составляла менее взрывобезопасной величины 2100 мг/м 3 , 0.1% об.

7.3 Требования безопасности при зачистке резервуара

7.3.1 Перед началом выполнения работ по зачистке резервуара необходимо проверить наличие документации:

Акта готовности резервуара к работам по зачистке резервуара;

Акта-допуска подрядной организации;

Журнала учета работ по зачистке резервуара от отложений;

Инструкций по охране труда при зачистке резервуара;

7.3.2. Во время проведения работ по зачистке днища и внутренней поверхности резервуаров необходимо контролировать:

Наличие переносных заземляющих устройств;

Соответствие применяемого оборудования нормам и правилам по взрывозащите и искробезопасности;

Порядок ежедневного допуска к производству работ и осмотра места работ по их окончанию;

Соблюдение требований к организации рабочей зоны;

Организацию передвижения техники внутри резервуарного парка;

Выполнение мер безопасности при работах на высоте;

Наличие штатных решеток на патрубках смотровых люков и демонтированного оборудования.

7.3.3. Меры безопасности при проведении работ по зачистке резервуара:

Контролировать герметичность на линиях откачки отложений;

В случае нарушения целостности взрывозащиты насосного оборудования работы остановить до замены оборудования и проверки его на соответствие требованиям по взрывозащите;

Напорные рукава должны быть защищены от статического электричества путем навивки медной проволокой диаметром не менее 2 мм с шагом витка не более 100 мм. Один конец проволоки соединяется с гидромонитором, а другой с общим контуром заземления (переходное сопротивление не более 0,05 Ом).

7.3.5. Во время работы по удалению осадка проводится контроль за содержанием вредных паров и газов в нем не реже, чем через 0,5 час. Контрольные анализы воздуха проводятся также при перерывах в зачистных работах свыше 1 часа и при обнаружении признаков поступления паров нефти в резервуар, изменении метеорологической обстановки.

7.3.6. При входе в резервуар работник должен быть в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и 2 сигнальными веревками. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Осмотр спасательного пояса и веревок должны проверять работник и руководитель работ каждый раз перед его применением.

Снаружи резервуара у люка-лаза должно быть не менее двух наблюдающих в таких же средствах индивидуальной защиты. Они должны быть одеты в соответствии с требованиями безопасности. Наблюдающие обязаны:

Следить за сигналом и поведением работающего;

Следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

При обнаружении неисправностей в оснащении работающих работа внутри резервуара должна быть немедленно приостановлена, а рабочий удален из резервуара.

7.3.7. При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу воздуха. . Маска противогаза должна быть исправна и правильно подобрана по размеру.

Запрещается использование фильтрующих противогазов для работ внутри резервуара при концентрации более 300 мгр/м 3 .

7.3.8. Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не должна быть более 30 мин, после чего работник должен отдыхать на свежем воздухе не менее 15 мин.

7.3.9. Спасательные пояса, поясные карабины, спасательные веревка, а также переносные лестницы для работ внутри резервуара должны соответствовать условиям безопасности и испытываться в установленном порядке.

7.3.10. Работы по зачистке резервуара выполняются с применением инструмента и приспособлений, не дающих искр. Стальные и синтетические метлы, скребки, лопаты использовать запрещается.

7.3.11. При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги и спасательные веревки должны располагаться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов.

7.3.12. При выполнении работ по зачистке резервуара должны соблюдаться требования по обеспечению чистоты территории. Для сбора мусора и отходов должны применяться специальные контейнеры, освобождение контейнеров от отходов должно осуществляться не менее 2 раз в смену. В местах случайного разлива удаляемых из резервуара отложений необходимо снять загрязненный слой, уложить на это место свежий грунт или песок.

7.3.13. В процессе ведения работ по зачистке должен осуществляться постоянный контроль концентрации паров СН в воздушной среде: в резервуаре в двух противоположных местах на расстоянии 2-х м от стенки резервуара на высоте 0,1м с периодичностью не реже одного раза в 30мин; в карэ резервуара у люка-лаза первого пояса и в местах установки насосного оборудования с периодичностью не реже 1 час. Допустимая концентрация паров СН в каре не выше ПДК (300 мг/м 3), в резервуаре не выше 2100 мг/м 3 . В случае превышения этой концентрации работы должны быть остановлены. Люди выведены из резервуара и из каре. Работы могут быть возобновлены только после установления и устранения причины загазованности.

7.4. Требования безопасности при окончательной дегазации

7.4.1. После окончания зачистных работ провести дегазацию резервуара естественным вентилированием до достижения концентрации паров углеводородов внутри резервуара менее ПДК (300мг/м 3). При достижении требуемой концентрации составляется акт на выполненную зачистку.

7.4.2. Тщательно осмотреть пространство внутри резервуара и убедиться, что не осталось никаких предметов.

7.4.3. Рабочий инструмент и приспособления протереть и убрать на предназначенное для них место.

7.4.4. Противогаз очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол.

Противогаз сложить в сумку и сдать на хранение.

7.4.5. После окончания работ переодеться, принять душ.

7.5. Электробезопасность обеспечивается следующими мерами:

7.5.1. Наличие протоколов испытания изоляции кабеля и электродвигателей до начала работ.

7.5.2 Электрооборудование находящиеся в газоопасной зоне, ограниченной обвалованием каре резервуара, применяется взрывозащищенного исполнения.

7.5.3 Питающие с медными гибкими жилами кабели прокладываются по существующим эстакадам или по временным инвентарным опорам. Расстояние до кабеля над проходами не менее 2,5м. Выполняется механическая защита кабеля при вводе в вводное устройство электродвигателей.

7.5.4. Подключение электродвигателей выполнить четырехжильным кабелем соответствующего сечения марок КРПТ, КГ и аналогичные им.

7.5.5 Подключение электроприемников (эл. двигателей и светильников) выполнять в соответствии с требованиями ПУЭ (гл.7.3).

7.5.6 Для освещения внутри резервуара и в газоопасной зоне применять переносные аккумуляторные фонари взрывозащищенного исполнения, которые включаются не ближе, чем за 20м до газоопасной зоны (за каре резервуара.

7.5.7 Все оборудование МКО: насос с электродвигателем, вентилятор пусковая аппаратура -должны быть выполнены во взрывобезопасном исполнении не ниже ВЗТ4. Электрооборудование и силовые кабели должны иметь сопротивление изоляции не ниже 0,5 мОм, защитное заземление не более 4 Ом и подтверждены составлением акта. До установки оборудования в карэ проверить его исправность, соответствие направления вращения. Результаты проверки оформить протоколами.

7.6. Защита от статического электричества

Для предотвращения опасных последствий от возникновения зарядов статического электричества необходимо соблюдать следующие условия:

1. 
   Перед приемом резервуара от эксплуатирующей организации проверяется импульсное сопротивление контура заземления резервуара, составляющее не более 10 Ом.
2. 
   Шланги и насосное оборудование для откачки нефти должны быть заземлены на контур заземления резервуара.
3. 
   Всасывающие и напорные рукава, на всем протяжении оснащаются защитой от статического электричества: обвивается медным гибким проводом диаметром не менее 2 мм с шагом витка не более 100мм. и соединяется одним концом провода с наконечником из цветного метала, а другой конец проволоки с кабельным наконечником через шайбы плоские и гровер с корпусом насоса и электродвигателя.

8. Меры безопасности при возникновении аварийной ситуации.
8.1. При возникновении аварийной ситуации, угрожающей взрывом и загоранием, таких как:

• 
  выход нефти в каре резервуара, и за пределами карэ на технологических трубопроводах;

• 
  повышение концентрации паров нефти выше допустимого;
• 
  перегрев оборудования и электрокабелей и т.п.

8.2. Порядок действия персонала определяется планом ликвидаций возможных аварий:

• 
  немедленно остановить насосы и вентиляционные установки, применяемые для откачки остатков нефтепарафинов и дегазации резервуара;
• 
  закрыть задвижки на нагнетательной линии передвижного насоса и технологического трубопровода;
• 
  вывести людей из опасной зоны;
• 
  запретить проезд всех видов транспорта, кроме транспорта аварийных служб;
• 
  сообщить оператору, выяснить причину и устранить;
• 
  в случае загорания в каре резервуара сообщить в пожарную часть и приступить к тушению первичными средствами пожаротушения.

1. 
   При экстремальных условиях (обледенение, туман и т.п.) проводить работы на высоте (отбор проб, измерение уровня ручным способом и т.п.) в резервуаре допускается при выполнении дополнительных мер безопасности (наличие дублера, дополнительное освещение, применение предохранительных поясов, песка для устранения скольжения и других мер).

9. Охрана окружающей среды.
9.1. Охрана окружающей природной среды при зачистке резервуара состоит:

• 
  в контроле за утилизацией и своевременным удалением с территории твердых отходов;
• 
  в своевременной ликвидации последствий загрязнения окружающей среды.
• 
  Предусмотреть в ППР организацию мест временного хранения отходов производства согласно СаНПИН –2.1.7.1322-03
• 
  Своевременную утилизацию образовавшихся отходов производства при выполнение работ производить в специализированной организации на основании договоров заключенных подрядной организацией.

1. 
   Сброс дренажной воды осуществляется в систему промышленной канализации.
2. 
   Отходы в виде нефтешламов собираются в специально подготовленную емкость.

установленного на твердую поверхность или поддон.

9.4. По окончании работ оформить Справку об очистке представленного к сдаче участка под объект.

9.5.При попадании нефти или шламов на грунт необходимо собрать разлитую нефть (или шлам) и грунт на 2 см ниже глубины пропитанного грунта, в специальную емкость. Производится анализ грунта на содержание нефти (нефтепродуктов). Участок с выбранным грунтом необходимо восстановить подсыпкой свежего грунта и провести рекультивацию.
11. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении подготовительных и основных работ.
11.1. Все работники, занятые на зачистке резервуара, должны пройти противопожарный инструктаж и сдать зачет по пожарно-техническому минимуму, и «Инструкции пожарозрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров», знать и выполнять инструкции по пожарной безопасности на рабочем месте, уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.

11.2. На месте производства работ устанавливается противопожарный режим, которым определяются места размещения средств пожаротушения, техники, и порядок их содержания.

11.3. Перед началом и во время проведения работ по зачистке днища и внутренней поверхности резервуаров необходимо проверять соблюдение выполнения следующих противопожарных мероприятий:

Отключения ЭХЗ резервуара, с демонтажем перемычек;

Наличия на месте производства работ: пожарной автоцистерны с боевым расчётом;

укомплектованность и готовность к применению первичных средств пожаротушения:

Кошма, войлочное, или асбестовое полотно размером 2х1.5м – 4 шт;

Огнетушители порошковые ОП-10 - 10 шт., и углекислотные ОУ-5 – 5 шт., или один огнетушитель ОП -50.

Лопаты – 2 шт;

Ящики с песком объёмом не менее 2м 3 .

11.5 Перед началом работ ответственный за производство работ, должен ознакомить весь привлекаемый к работам персонал с выпиской из плана ликвидации аварий, загораний и определить обязанности каждому члену бригады при возникновении аварийной ситуации.
11.6 Запрещается:
- Производство каких-либо работ и допуск людей внутрь резервуара при концентрации паров нефти выше 2100 мг/м 3 .

Проводить дегазацию резервуара паром, имеющим температуру выше +120 0 С и давление выше 0,4 МПа.

Использовать невзрывозащищенное и неискробезопасное оборудование и инструмент, а также оборудование и инструмент, не обеспеченные защитой от статического электричества.

Вентилирование резервуара при скорости ветра менее 1 м/с.

Вентилирование резервуара при нарушении целостности взрывозащиты и заземления вентиляционной установки.

11.9. Во время производства работ в месте их проведения не допускается нахождение людей, не связанных с проводимыми работами.

11.10. Автомобили и спецтехнику задействованную при производстве работ по зачистке резервуара, следует располагать за обвалованием резервуара. Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть оборудованы искрогасителями.

11.11. Проведение работ по очистке резервуара разрешается только в рабочие дни и в светлое время суток, при наличии акта готовности резервуара к этим работам, оформленного в установленном порядке наряда допуска на проведение газоопасных работ, выданного на конкретные объемы, время и вид работ.

11.12. Для местного освещения необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, напряжением 12В. Включать и выключать их следует за пределами каре резервуара. Радиотелефоны (носимые средства связи), используемые в пределах взрыво­опасных зон должны быть искробезопасного исполнения вида «Взрывобезопасная электрическая цепь», и иметь на корпусе соответствующую маркировку взрывозащиты.

11.13 При проведении работ запрещается:

Приступать к работе при неисправном оборудовании и аппаратуре;

Использовать замазученную и пропитанную нефтепродуктами спецодежду;

Допускать к работе специалистов и рабочих, не имеющих квалификационного удостоверения и талона по пожарной безопасности.

11.15. Газоопасные работы, проводимые по зачистке резервуара, разрешаются только при наличии наряда-допуска, согласованного с начальником объектовой пожарной охраны.

11.16. Автоматическая система пожаротушения резервуара, в котором ведутся работы по очистке, должна находиться в работоспособном состоянии. Системы АПТ зачищаемого резервуара выводится из автоматического режима только на период пропарки резервуара (повышение температуры в резервуаре выше 110 0 С) отключением пожарного извещателя данного резервуара, нажатием кнопок отключения лучей пожарной сигнализации в МДП.

11.17. При проведении работ по зачистке должно быть обеспечено постоянное дежурство пожарного расчета и автоцистерны.

11.18. Пожарный автомобиль должен быть заполнен водой и пенообразователем, укомплектован пожарно-техническим вооружением в соответствии с нормами и установлен на пожарный гидрант, или пожарный водоём. На месте производства работ необходимо иметь запас пенообразователя из расчета 250 л. пенообразователя на один пожарный автомобиль.

11.19. Водитель пожарной автоцистерны должен постоянно находиться у пульта управления пожарным насосом, боевой расчет – возле ствола ГПС-600, или СВП и действовать по команде ответственного за проведение работ.

11.20. Все средства пожаротушения должны находиться в готовности (исправном состоянии) на всем протяжении работ. При отрицательной температуре воздуха вода и пенообразователь в цистерне должны подогреваться для предотвращения их замерзания.

11.21. Боевой расчет пожарной автоцистерны должен включать: водителя и 2-х пожарных. На период проведения работ по зачистке резервуара должно быть произведено предварительное развертывание с прокладкой рукавных линий, подсоединением пеногенераторов. Перед началом производства газоопасных работ необходимо проверить работу пеногенераторов путем пробной подачи пены.

11.22. На весь период работ, ответственный за проведение работ обязан не загромождать дороги и проезды для следования пожарной техники к месту производства работ.

11.23. В случае появления в каре резервуара паров нефти выше ПДК, работы должны быть прекращены, механизмы заглушены, а работающие выведены из рабочей зоны. Загазованная зона должна быть ограничена знаками безопасности с учетом направления ветра и должны быть приняты меры к устранению загазованности. Работы могут быть возобновлены после устранения причин загазованности. При этом содержание паров нефти в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно - допустимую концентра­цию (ПДК).

11.24. Для сбора отложений нефти, парафина, других загрязнений использовать промежуточную ёмкость.

11.25. Запрещается сброс отложений в котлованы, вырытые в непосредственной близости от резервуара, открытые противни, на землю.

11.26. Всё электрооборудование, используемое при выполнении очистных работ должно быть взрывозащищенного исполнения, в соответствии с требованиями ПУЭ.

11.27. Насосные установки и компрессоры с ДВС должны находиться с наружной стороны обвалования зачищаемого резервуара.

11.28. В процессе дегазации должен проводиться периодический контроль загазованности в обваловании и местах установки насосно-откачивающего оборудования. При повышении концентрации паров нефти выше ПДВК работы по подготовке и зачистке резервуара должны быть немедленно прекращены. Возобновление работ допускается только после устранения причин, вызвавших образование опасных концентраций.

11.29. Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции (аэрации) допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более 2100 мг/м 3 .

11.30. Все маслобензостойкие рукава, используемые при зачистных работах внутри резервуаров в обязательном порядке заземляются.

11.31. Использование обычных резиновых шлангов и пожарных рукавов для работы во взрывоопасной зоне резервуара запрещается.

11.32. Работы по удалению отложений, дозачистке резервуара, монтажу оборудования следует производить при соблюдении условий искробезопасности (оборудование, трубопровод для опускания в резервуар, монтажные инструменты должны быть выполнены из материалов, и защищены материалами, не дающими искр при ударе и трении). При отсутствии условий обеспечения искробезопасности должна производиться принудительная вентиляция до снижения концентрации паров нефти ниже 2100 мг/м 3 .

11.33. О начале и об окончании работ по дегазации и зачистке резервуара необходимо ежедневно извещать оперативный персонал ЛПДС и объектовую пожарную охрану.

11.34. При выполнении работ по зачистке резервуара должны соблюдаться требования по обеспечению очистки территории от посторонних и горючих предметов, оборудования.

11.35. Для сбора мусора и отходов должны применяться специальные контейнеры.

11.36. В местах случайного разлива удаляемых из резервуара отложений необходимо снять загрязненный слой, уложить на это место привозной грунт или дерн.

11.37. Контроль за соблюдением положений ППР, требований пожарной безопасности, правил проведения газоопасных работ, допуск оборудования для проведения зачистки возлагается на лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, назначенных приказом