Действующий
7.10.2 Эксплуатацию СРДО и стационарных размывающих систем осуществляют в соответствии с ТД изготовителя (инструкциями по безопасной эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту).
7.10.3 Размыв и удаление донных отложений из резервуара выполняют в соответствии с ежемесячными графиками размыва.
7.10.4 Все работы по размыву донных отложений - включение системы размыва в работу, измерения уровня донных отложений до, в процессе и после размыва (контроль за ходом размыва, качеством откачиваемой нефти/нефтепродуктов в смеси с размытыми донными отложениями) - выполняют в соответствии с инструкцией по размыву донных отложений. Все операции по подготовке и размыву донных отложений выполняют в соответствии с технологической картой по размыву донных отложений в резервуарах. После окончания размыва донных отложений нефть откачивают из резервуара до нижнего аварийного (нормативного) уровня взлива.
7.10.5 Результаты измерений высоты донных отложений заносят в журнал проведения работ по размыву и удалению донных отложений из резервуаров. Форма журнала приведена в
приложении И.
7.11 Дренирование подтоварной воды
7.11.1 На объектах МТ, оснащенных очистными сооружениями или имеющих возможность очистки сточных вод, подтоварную воду, образующуюся в резервуаре при отстое нефти/нефтепродуктов, периодически отводят в производственную канализацию.
7.11.2 Удаление/дренирование подтоварной воды из резервуаров РП проводят в соответствии с производственной инструкцией, содержащей подчиненность, ответственность, технологию и последовательность действий оперативного персонала, а также правила безопасности.
7.11.3 Подтоварную воду из резервуаров типа РВС/РВСП/РВСПК удаляют через сифонный кран.
Сифонный кран осматривают при каждом дренировании подтоварной воды. При осмотре проверяют отсутствие утечки в сальниках крана, проверяют плавность вращения сифонного крана. В нерабочем состоянии приемный отвод устанавливают в горизонтальном положении. Отметки на корпусе сальника, соответствующие трем положениям отвода - рабочее (Р), промывка (П) и нерабочее (Н) - дублируют на стенке резервуара возле сифонного крана.
7.11.4 При удалении подтоварной воды необходим постоянный контроль за ее стоком. Не допускается утечка нефти/нефтепродуктов.
7.11.5 Измерение уровня подтоварной воды проводят в соответствии с [12], [13].
7.11.6 Дренирование подтоварной воды из резервуара, используемого под продукты зачистки в качестве емкости-отстойника, выполняет персонал, эксплуатирующий РП.
7.12 Контроль за осадкой фундамента резервуаров, трубопроводов и оборудования
7.12.1 Для обеспечения надежной работы резервуаров в процессе эксплуатации осуществляют контроль за осадкой и деформацией фундамента (основания) резервуаров, трубопроводов и оборудования.
7.12.2 Контроль за осадкой и деформациями фундамента (основания) резервуара осуществляют приведением нивелирования фундамента резервуара по закрепленным на фундаменте деформационным маркам, привязанным к реперу (в Балтийской системе высот).
7.12.3 При отсутствии деформационных марок контроль за осадкой и деформациями фундамента (основания) выполняют при нивелировании окрайки (наружного контура днища) резервуара при его эксплуатации.
7.12.4 В первые 5 лет эксплуатации резервуара контроль за осадкой и деформациями фундамента (основания), окрайки днища по наружному периметру резервуара выполняют в абсолютных отметках ежегодно. В последующие годы систематически выполняют контрольное нивелирование одновременно с техническим диагностированием.
7.12.5 Нивелирование окрайки днищ резервуаров проводят через 6 м по точкам, совпадающим с вертикальными швами нижнего пояса резервуара, если листы нижнего пояса имеют длину 6 м. Если длина листов превышает 6 м, то нивелирование проводят по вертикальным сварным соединениям и в середине (центре) листа.
Предельно допустимые отклонения разности высотных отметок фундамента резервуара приведены в
таблицах 3 и
4.
Таблица 3 - Предельно допустимые отклонения разности высотных отметок фундамента для РВС, РВСП и РВСПК полистовой сборки
| |
| | |
При пустом резервуаре |
| | | |
| | | |
При заполненном резервуаре |
| | | |
| | | |
Таблица 4 - Предельно допустимые отклонения разности высотных отметок фундамента для РВС, РВСП и РВСПК рулонной сборки
| |
| | | |
При пустом резервуаре |
| | | | |
| | | | |
При заполненном резервуаре |
| | | | |
| | | | |
Допустимую общую осадку и крен фундамента резервуара указывают в ПД с учетом наличия/отсутствия систем СКНР.
Предельно допустимые отклонения разности высотных отметок для эксплуатируемых РВС, РВСП и РВСПК могут быть увеличены (см.
таблицы 3 и
4) в следующих случаях:
- при сроке эксплуатации более 5 лет - в 1,3 раза;
- при сроке эксплуатации более 20 лет - в 2 раза.
7.12.6 При выявлении отклонений высотных отметок фундамента и окрайки днища резервуара, превышающих значения, приведенные в
7.12.5, определение срока и условий дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара выполняет экспертная организация.
7.12.7 При выполнении нивелирования окрайки днищ резервуара в процессе эксплуатации обеспечивают близкие по значению уровни взлива нефти/нефтепродуктов в резервуаре тем, которые были в момент предыдущего контроля.
7.12.8 При нивелировании фундамента (основания) резервуара и окрайки днища выполняют нивелирование фундаментов:
- лестницы (при наличии);
- опор наружных технологических трубопроводов, с контролем планово-высотного положения технологических трубопроводов.
7.12.9 Значения допустимых отклонений планово-высотного положения фундаментов опор и стоек СКНР, фундаментов под запорную арматуру, фундаментов опор наружных технологических трубопроводов и так далее принимают в соответствии с СП 70.13330.2012, СП 22.13330.2016 и документацией на монтаж и эксплуатацию оборудования.
7.13 Содержание территории
7.13.1 Защитное ограждение резервуаров - по ГОСТ Р 53324.
7.13.2 При необходимости заезда внутрь защитного ограждения технических средств при проведении ремонта/технического диагностирования устраивают проезды через защитное ограждение путем подсыпки грунта для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам типа РВС/РВСП/РВСПК в соответствии с ППР.
7.13.3 Котлованы и траншеи, вырытые при ремонте/техническом диагностировании, засыпают с послойным трамбованием по окончании работ. Такие котлованы или траншеи ограждают и в ночное время освещают. По завершении земляных работ на территории, ограниченной защитным ограждением, при наличии противофильтрационного экрана (глиняного замка, пленки) восстанавливают его герметичность.
7.13.4 Места разлива нефти/нефтепродуктов немедленно зачищают путем снятия слоя земли (грунта) толщиной, превышающей не менее чем на 2 см глубину проникновения в грунт нефти/нефтепродуктов. Выбранный грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают замещающим грунтом, песком или щебнем.
7.13.5 Территорию РП планируют и своевременно очищают от мусора, сухой травы и листьев. В весенне-летний период траву вывозят в сыром виде с территории РП. В осенне-зимний период необходимо своевременно очищать от снега уторный шов, колодцы, дорожки, подходы к оборудованию и пожарные проезды на территории РП. На территории производственных объектов для озеленения запрещается применять деревья и кустарники хвойных пород, а также растений, выделяющие при цветении и созревании семян хлопья, волокнистые вещества и опушенные семена.
7.13.6 Приемные колодцы производственной канализации, расположенные внутри защитного ограждения, имеют хлопушки с тросовым управлением, датчик стационарной системы контроля загазованности непрерывного действия/контрольный прибор по обнаружению наличия нефти/нефтепродуктов. В нормальном положении хлопушка закрыта. Исправность хлопушек проверяют не реже 1 раза в 3 месяца.
7.13.7 Величина слоя воды в гидравлическом затворе - не менее 0,25 м. Исправность гидрозатворов и уровень воды в них проверяют не реже 1 раза в 1 месяц с оформлением акта, составленного в произвольной форме, с указанием названия объекта МТ, даты проверки, состава бригады, технологического номера колодца с гидрозатвором, результатов контроля наличия воды и величины гидрозатвора.
7.13.8 За пределами защитного ограждения резервуара после дождеприемного колодца с хлопушкой рекомендуется установка колодца и запорной арматуры с электроприводом, предусматривающим автоматическое закрытие задвижки, дистанционное управление задвижкой из операторной объекта МТ, ручное управление задвижкой по месту. Автоматическое закрытие задвижки выполняется по сигналу контрольного прибора обнаружения наличия нефти/нефтепродуктов, установленного в дождеприемном колодце с хлопушкой в защитном ограждении (обваловании) резервуара.
Нормальное положение задвижки - закрытое.
7.13.9 Осмотр производственной канализации осуществляют не реже 1 раза в 1 месяц. При осмотре проверяют внешнее состояние устройств и сооружений трасс канализации и колодцев.
7.13.10 Для сохранения пропускной способности канализационных сетей РП их очищают не реже 1 раза в 1 год.
7.13.11 При подготовке к эксплуатации в осенне-зимний период утепляют крышки канализационных и дренажных колодцев, находящихся в границах защитного ограждения.
8 Техническое диагностирование
8.1 При техническом диагностировании выполняют комплекс работ, включающих подготовку, натурное обследование элементов конструкции, оценку технического состояния и составление технического заключения о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.