В соответствии с подпунктом 106) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701, ПРИКАЗЫВАЮ:

3) в течении десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан сведения об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

«СОГЛАСОВАН»
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство энергетики
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство индустрии
и инфраструктурного развития
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство экологии,
геологии и природных ресурсов
Республики Казахстан

Утверждены
приказом Министра
по чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан
от 15 июня 2021 года
№ 286
Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с подпунктом 106) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701 и определяют порядок промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Настоящие Правила направлены на предупреждение аварий, инцидентов и несчастных случаев на опасных производственных объектах (далее – ОПО), с учетом специфики объектов хранения нефти и нефтепродуктов и достигнутого современного технического уровня.

2. Правила содержат основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров, применению средств контроля и автоматизации, по защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

4. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

с плавающей крышей;
со стационарной крышей без понтона;
со стационарной крышей и понтоном.

Не окрашиваемые детали (например, крепежные изделия) должны быть законсервированы.

24. Основание резервуара защищаются от размыва атмосферными водами, обеспечивается беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара не допускается.

26. При ремонте резервуаров используются металлы, обладающие механическими характеристиками и химическим составом с высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости в соответствии с государственными нормативами в области архитектурной, градостроительной и строительной деятельности. Резервуары объемом свыше 20 000м3 не допускается изготавливать и монтировать методом рулонной сборки.

29. Для внутренних поверхностей днищ и стенок резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать класс среды по условиям эксплуатации и степень агрессивного воздействия нефти и нефтепродуктов на конструкции внутри резервуаров для выбора методов защиты от коррозии. Для защиты внутренних поверхностей стальных резервуаров с нефтью и нефтепродуктами от коррозии применяют электрозащиту, молниеотводы и антикоррозионные покрытия, а также ингибиторы коррозии.

33. При выборе лакокрасочного покрытия необходимо, чтобы оно не влияло на качество нефтепродукта, обладало стойкостью к воздействию воды и атмосферного воздуха в условиях эксплуатации резервуара, было стойким к растрескиванию, обеспечивало совместимость деформаций с корпусом резервуара (с учетом различных толщин стенки по высоте) при заполнении и опорожнении, и обладало износостойкостью на истирание (в резервуарах с плавающими крышами и понтонами) и долговечностью. Лакокрасочное покрытие должно обладать адгезией грунтовок к металлу резервуара и совместимостью грунтовок и эмалей.

42. Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенными элементами: дыхательными и предохранительными клапанами, змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и иными необходимыми устройствами в соответствии с требованиями проектно-сметной документации на строительства резервуара.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

Вязкую нефть и нефтепродукты при объеме реализации не более от 1 т до 3 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

58. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефть и нефтепродукты сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ применяют при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

59. Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.
Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

65. Доступ на плавающую крышу осуществляется с наружной стороны вертикального стального резервуара через шахтную лестницу, переходящую в катучую лестницу. Верхний конец катучей лестницы шарнирно опирается на площадку, закрепленную на стенке резервуара. Нижний конец, снабженный катком, по мере подъема или опускания плавающей крыши передвигается по рельсовому пути, уложенному на опорной ферме. Ступени катучей лестницы независимо от угла наклона ее от вертикали остаются горизонтальными.

67. Для предотвращения поворота плавающей крыши при ее движении предусматриваются направляющие стойки, которые могут использоваться одновременно для установки пробоотборников и автоматических устройств измерения уровня нефти. Кольцевой зазор между плавающей крышей и направляющей стойкой закрывается уплотняющим затвором.

75. Газоуравнительная система резервуарного парка объединяет резервуары с нефтепродуктами, близкими по своим физико-химическим показателям. Газоуравнительные системы применяются для резервуаров, работающих в режиме «прием-сдача» при совпадении во времени операций заполнения одной группы резервуаров и опорожнения следующей группы резервуаров. При перекачке нефти по схеме «с подключенными резервуарами» из-за отсутствия совпадения операций во времени по приему и опорожнению резервуаров газоуравнительная система неэффективна.

78. Сигнализаторы применяются для контроля сред. В типовых проектах вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов предусматривается установка сигнализаторов, предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах, а также для контроля уровня раздела вода - светлые нефтепродукты. Сигнализаторы рассчитаны для контроля сред, имеющих температуру от минус 50 °С до 80 °С и находящихся под атмосферным и избыточным давлениями до 0,588 МПа. Они предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 50 °С до 50 °С и относительной влажности до 95 % при температуре 35 °С и при более низких температурах без конденсации влаги.

На трубопроводах откачки подтоварной воды устанавливаются сигнализаторы раздела жидкостей типа вода-нефть (нефтепродукт).

86. Особенностью работы резервуарных парков на станциях магистральных нефтепроводов является повышенная скорость наполнения и опорожнения резервуаров, так как процессы хранения и транспортировки являются на магистральных нефтепроводах основными, определяющими состав оборудования и характер его работы.

87. Для резервуарных парков магистральных нефтепроводов применяется автоматическая система управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП). АСУ ТП резервуарного парка предназначается для автоматизации действий, связанных с измерением, передачей, обработкой информации, необходимой для безопасного и эффективного управления резервуарным парком. Применение АСУ ТП может применяться на резервуарных парках, не относящихся к магистральным нефтепроводам, если это обосновывается целесообразностью по технико-экономическим расчетам.

2) централизованный контроль основных параметров состояния оборудования и измеряемых параметров резервуарного парка (положений задвижек, значений температур, уровней, давлений, скоростей наполнения и опорожнения резервуаров) через автоматизированные рабочие места операторов, подключенных к системе диспетчерского контроля и управления (далее - СДКУ);

В зависимости от границ защищаемого объекта функции ПАЗ подразделяются на функции защиты резервуарного парка в целом или отдельного его оборудования.
Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических переменных, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы, производится включение/отключение требуемого технологического оборудования резервуарного парка, для перевода технологического процесса в безопасный режим и предотвращения развития аварийной ситуации.

3) автоматическую защиту от повышения давления в трубопроводах подачи нефти или нефтепродуктов резервуарного парка - подключение к трубопроводу, в котором повысилось давление, емкости аварийного сброса. Подключение емкости проводится с использованием электроприводной задвижки, параллельно которой устанавливаются механические предохранительные клапаны.
Первичный измерительный преобразователь (реле) давления системы защиты настраивается на величину ниже минимальной уставки, на которую настроены предохранительные клапаны. Контроль наличия нефти или нефтепродуктов в трубопроводе сброса нефти выполняется отдельным сигнализатором уровня в нижней точке трубопровода;

4) автоматическую защиту по скорости наполнения и по скорости опорожнения резервуара - при превышении максимальной скорости наполнения или опорожнения формируется аварийный сигнал. Последовательность открытия задвижек для подключения емкостей аварийного сброса и закрытия коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуаров определяется в руководящих документах организации, эксплуатирующей резервуарный парк.
Максимально допустимая выдержка времени определяется расчетом при проектировании резервуара (в соответствии с его конструктивными особенностями) и устанавливается руководящими документами организации, эксплуатирующей резервуарный парк.
Максимальная скорость наполнения и опорожнения резервуара определяется расчетом в соответствии с технологической картой резервуара.
Для предотвращения деформации резервуара скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности дыхательных клапанов.
Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого до максимально допустимого уровня при приеме и откачке нефти или нефтепродуктов из резервуара определяется проектом по результатам технического диагностирования. При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 2,5 м/ч;

достижения уровня нефти или нефтепродуктов в резервуаре выше нормативного верхнего или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений;
при пожаре в резервуарном парке.

Допустимые граничные значения перечисленных параметров и максимальные временные интервалы, достаточные для безопасного закрытия или открытия соответствующих задвижек, устанавливаются проектной и эксплуатационной документацией.
Функции противоаварийной защиты и дистанционного управления выполняются в АСУ ТП резервуарного парка с помощью компьютеров или программных логических контроллеров и сохраняют свою работоспособность даже в случае прекращения функционирования СДКУ - системы АСУ ТП объекта или нарушения связи с ней, обеспечивая необходимый уровень полноты безопасности.
С целью обеспечения повышенной надежности функций защит и блокировок, системы ПАЗ выполняются в виде автономных подсистем, способных сохранять свою работоспособность даже в случае отказа функций АСУ ТП резервуарного парка.

температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;
уровня нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;
уровня подтоварной воды в каждом резервуаре;
плотности нефти или нефтепродукта (либо введенной вручную на основе данных химического анализа);
давления в трубопроводах резервуарного парка;

средней температуры нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;
скоростей наполнения и опорожнения резервуара;
массы нефти или нефтепродукта в резервуаре;
массы нефти или нефтепродукта резервуарного парка в целом по сортам;

минимально и максимально допустимых уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;
нормативных верхнего и нижнего уровней нефти или нефтепродукта в каждом резервуаре;
аварийного максимального уровня нефти или нефтепродукта во всех резервуарах;
минимального уровня нефти или нефтепродукта, обеспечивающего безаварийную работу системы размыва донных отложений;

допустимых и предаварийных значений минимально и максимально допустимых уровней, нормативных верхнего и нижнего уровней, аварийного максимального
уровня во всех резервуарах. Такой контроль соответствия текущих значений технологических параметров обязателен для измеряемых параметров, связанных с
условиями безопасной эксплуатации технологического оборудования;

примененных в АСУ ТП.
Функции централизованного контроля и дистанционного управления выполняются с использованием автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка.

первичные измерительные преобразователи;
программируемые контроллеры;
вторичные измерительные приборы;
электрические исполнительные механизмы;
операторские мониторы автоматизированного рабочего места и панели;
сервисное оборудование.
Основу комплекса средств технического обеспечения АСУ ТП резервуарного парка составляют микропроцессорные программируемые контроллеры, выполняющие функции сбора и первичной обработки информации, полученной с объекта, и её вычислительную обработку в соответствии с принятыми и запрограммированными алгоритмами контроля и управления технологического процесса.

необходимых сведений о текущем состоянии технологического процесса и оборудования в виде, удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации.

соответствии с Законом Республики Казахстан «О гражданской защите» (с целью выполнения требований функциональной, пожарной и электробезопасности);

7) допускается использовать только в условиях, определенных в эксплуатационной документации на них (в тех случаях, когда необходимо их использование в среде, параметры которой превышают допустимые значения, установленные для этих технических средств, предусматриваются меры их защиты от влияния внешних воздействующих факторов);

АСУ ТП резервуарного парка обеспечивается комплектом запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) исходя из состава неснижаемого аварийного резерва объекта.

Таблица 1
Па­ра­метр
Усло­вие
Тем­пе­ра­ту­ра окру­жа­ю­щей сре­ды
от 5 °С до 50 °С
От­но­си­тель­ная влаж­ность
от 10 % до 95 %, без об­ра­зо­ва­ния кон­ден­са­та
Ат­мо­сфер­ное дав­ле­ние
от 84 кПа до 106,7 кПа
(от 630 мм рт.ст. до 800 мм рт.ст.)

103. Системы автоматической защиты, сигнализации и КИПиА должны соответствовать Правилам устройства электроустановок, утвержденных приказом Министерства энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851).

Если у оборудования несколько органов управления для осуществления одной и той же операции с разных постов (для дистанционного управления и для управления непосредственно на рабочем месте), исключается возможность одновременного управления с различных постов. Кнопки аварийного отключения не должны иметь указанной блокировки.
В оборудовании, устройствах, имеющих несколько кнопок аварийного отключения из-за большой протяженности или ограниченности обзора, применяются кнопки с фиксацией, которые после их нажатия не могут возвращаться в исходное положение до тех пор, пока на них не будет оказано принудительное воздействие.
Проверку срабатывания установок систем блокировки и автоматических защит на заданное значение необходимо проводить по графику, утвержденному главным техническим руководителем и регистрировать в журнале. Форма журнала представлена в приложении 2 к настоящим Правилам.

Монтаж и эксплуатация резервуаров производятся по технологическому регламенту и проекту организации работ в соответствии с технической документацией изготовителя.

110. Для резервуаров с понтоном (плавающей крышей) дополнительно представляется техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора понтона и акты испытаний на герметичность плавающих крыш (понтонов) после их монтажа по форме согласно приложению 4 к настоящим Правилам. В технической документации на понтон указывается его масса. Для защитных покрытий из синтетических материалов приводится характеристика примененного материала: марка, компоненты, способ изготовления, температурный режим и так далее.

114. Зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов понтона (кольца жесткости синтетических понтонов) или плавающей крыши и стенки резервуара измеряются в зоне стыков между поясами (на расстоянии 50 мм – 100 мм) против каждого вертикального шва стенки, а при необходимости между швами линейкой с миллиметровыми делениями. Результаты измерений сопоставляют с проектными данными.

116. В резервуарах вместимостью 1000 м3 и более на одном листе стенки при площади не менее 7 м2 не допускается выполнять более четырех врезок для установки устройств; змеевики для обогрева резервуаров и мелкие штуцеры могут быть врезаны в лист стенки, не имеющей врезок (кроме листа с приемо-раздаточными патрубками); при этом в одном листе допускается установка не более восьми штуцеров диаметром до 100 мм. В резервуарах вместимостью до 700 м3 (включительно) оборудование может быть расположено с учетом удобства размещения, но с обязательным соблюдением пункта 129 настоящих Правил.

Усилительные воротники резервуарного оборудования должны иметь ширину не менее 150 мм.

Взамен просвечивания сварных соединений при толщине 10 мм и более разрешается проводить контроль ультразвуковой дефектоскопией с последующим просвечиванием проникающим излучением участков швов с признаками дефектов.

1) иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) без резкого перехода к основному металлу. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки, угловые швы выполняются с плавным переходом к основному металлу; наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, без трещин и дефектов;

Приемка резервуара в эксплуатацию после монтажа производится комиссией, назначенной приказом эксплуатирующей организации данного резервуара.

На все время испытаний устанавливается граница опасной зоны радиусом не менее двух диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение людей, не связанных с испытанием.
Лица, проводящие гидравлические испытания, в период заполнения водой удаляются на безопасную зону.

130. Испытания резервуаров на прочность проводят только на расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого давления принимается размер избыточного давления на 25 %, а вакуум на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет соответствующих указаний. Продолжительность нагрузки 30 мин.

В начальный период наполнения резервуара водой необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без заеданий, рывков, шума и «захлебываний».

до 10 000 м3 не менее 24 ч;
от 10 000 м3 до 20 000 м3 включительно не менее 48 ч;
свыше 20 000 м3 не менее 72 ч.
Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания на поверхности корпуса или по краям днища не появится течь и уровень не будет снижаться. Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) необходимо исправить на пустом резервуаре и проверить на герметичность.

136. Надежность резервуаров - свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура и величина сейсмического воздействия).

1) работоспособность резервуара - состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроки текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

140. Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы.

Таблица 2
Ре­зер­ву­а­ры
Еди­нич­ный но­ми­наль­ный объ­ем ре­зер­ву­а­ров, уста­нав­ли­ва­е­мых в груп­пе, м3
Вид хра­ни­мых неф­ти и неф­те­про­дук­тов
До­пу­сти­мая об­щая но­ми­наль­ная вме­сти­мость груп­пы, м3
Ми­ни­маль­ное рас­сто­я­ние меж­ду ре­зер­ву­а­ра­ми, рас­по­ла­га­е­мы­ми в од­ной груп­пе
1. С пла­ва­ю­щей кры­шей
50 000 и бо­лее
неза­ви­си­мо от ви­да жид­ко­сти
200 000
30 м
ме­нее 50 000
то же
120 000
0,5Д, но не бо­лее 30 м
2. С пон­то­ном
50 000
-«-
200 000
30 м
ме­нее 50 000
-«-
120 000
0,65Д, но не бо­лее 30 м
3. Со ста­ци­о­нар­ной кры­шей
50 000 и ме­нее
нефть и неф­те­про­дук­ты с тем­пе­ра­ту­рой вспыш­ки вы­ше 45°С
120 000
0,75Д, но не бо­лее 30 м
то же, с тем­пе­ра­ту­рой вспыш­ки 45°С и ни­же
80 000
0,75Д, но не бо­лее 30 м
При­ме­ча­ния:
1. Но­ми­наль­ные объ­е­мы при­ме­ня­е­мых ти­по­вых вер­ти­каль­ных и го­ри­зон­таль­ных ре­зер­ву­а­ров и их ос­нов­ные раз­ме­ры при­ве­де­ны со­глас­но при­ло­же­нию 5 к на­сто­я­щим Пра­ви­лам
2. Меж­ду ре­зер­ву­а­ра­ми раз­ных ти­пов, раз­ме­ров и объ­е­мов рас­сто­я­ние при­ни­ма­ют­ся наи­боль­шим из зна­че­ний, уста­нов­лен­ных для этих ре­зер­ву­а­ров.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, определяется по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.
Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м3 и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м3 и более.
Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен принимается не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м3 и 6 м - от резервуаров объемом 10 000 м3 и более.
Группа из резервуаров объемом 400 м3 и менее общей вместимостью до 4000 м3, расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), ограждается сплошным земляным валом или стеной высотой 0,8 м при вертикальных резервуарах и 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

144. Обвалование подземных резервуаров предусматриваются только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов. Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования, определяется из условия удержания разлившейся жидкости в количестве, равном 10 % объема наибольшего подземного резервуара в группе.
Обвалование группы подземных резервуаров для хранения нефти и мазутов допускается не предусматривать, если объем, образуемый между откосами земляного полотна автомобильных дорог вокруг группы этих резервуаров, удовлетворяет указанному условию.

каждый резервуар объемом 20 000 м3 и более или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000 м3;
резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами.
Высота внутреннего земляного вала или стены принимается:
1,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м3 и более;
0,8 м - для остальных резервуаров.
1,3 м - для резервуаров объемом 10 000 м3 и более;
0,8 м - для остальных резервуаров.

номинальным объемом менее 1 000 м3 - не более чем в четыре ряда;
объемом от 1000 м3 до 10 000 м3 - не более чем в три ряда;
объемом 10 000 м3 и более - не более чем в два ряда.

147. В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, допускается предусматривать заезды внутрь обвалования для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов склада не обеспечивается подача огнетушащих средств в резервуары. При этом планировочная отметка проезжей части заезда должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости.

148. Для перехода через обвалование или ограждающую стену, а также для подъема на обсыпку резервуаров необходимо на противоположных сторонах ограждения или обсыпки предусматривать лестницы-переходы шириной не менее 0,7 м в количестве четырех - для группы резервуаров и не менее двух - для отдельно стоящих резервуаров.
Между переходами через обвалование и стационарными лестницами на резервуарах предусматриваются пешеходные дорожки (тротуары) шириной не менее 0,75 м.
Соединения трубопроводов, прокладываемых внутри обвалования, выполняются на сварке. Для присоединения арматуры допускается применять фланцевые соединения с негорючими прокладками.
Объекты, где требуется подъем работника на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м лестницами с перилами.
В местах перехода людей над трубопроводами устанавливают переходные мостки с покрытием, исключающим скольжение, шириной не менее 0,65 м, с перилами высотой не менее 1,0 м. Не допускается переходить через обвалование в других местах.

150. При реконструкции резервуарных парков размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара. Задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 45 °С (318 К) и ниже, независимо от температуры и давления среды должны быть стальными.
При хранении в резервуарах нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С допускается установка арматуры из коксового чугуна при условии, что температура окружающего воздуха не ниже минус 30 °С и рабочее давление в трубопроводе не выше 1,6 МПа.

Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков согласовывается руководством предприятия.

С этой целью необходима соответствующая планировка в направлении дождевых приемных колодцев.

155. Сточные воды, образующиеся при зачистке резервуаров, не допускается сбрасывать в сеть производственно-дождевой канализации. Они отводятся по сборно-разборным трубопроводам в шламонакопители и после отстаивания направляются по сети производственной или производственно-дождевой канализации на очистные сооружения.

156. Поступление нефти и нефтепродуктов в сеть производственно-дождевой канализации даже в аварийных случаях не допускается. Дождевые колодцы, устанавливаемые на территории резервуарного парка оборудуются запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или мест, находящихся вне обвалования. Нормальное положение хлопушки - «закрытое». Колодцы канализационных сетей, расположенные в резервуарных парках, должны иметь нумерацию в строгом соответствии с технологической схемой обвязки очистных сооружений.

Каждый трубопровод имеет определенное обозначение, а запорная арматура - нумерацию. Обслуживающий персонал обладает знаниями мест расположения задвижек и их назначение, а так же схему расположения трубопроводов.
Технологическая схема, утвержденная руководителем опасного производственного объекта находиться в специально отведенном месте (диспетчерской, операторной, у технического руководителя).

162. Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных коммуникациях, расположении арматуры, заносятся в технологическую схему, в технологический регламент, и доводятся до обслуживающего персонала. Изменение технологических схем и технологических регламентов на предприятиях без внесений изменений в проектную документацию не допускается.

166. Подогрев вязкой нефти и нефтепродуктов ведется до достижения температуры, при которой обеспечиваются максимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива (налива), температуры нефти или нефтепродукта и окружающей среды, от свойств нефти и нефтепродукта и иных условий.

При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата открываются.
С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефти и нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с этими новыми значениями. При эксплуатации горизонтальных резервуаров обеспечивается полное заполнение и полное опорожнение резервуаров без образования воздушных мешков.

При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке заносится в журнал распоряжений (указаний) по подготовке и перекачке нефти и нефтепродуктов по форме согласно приложению 6 к настоящим Правилам.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.

183. На резервуаре с понтоном указывается предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, имеет ограничитель максимального взлива. В случае отсутствия ограничителя, оперативные осмотры или измерения уровня нефти и нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня проводятся через промежутки времени, для предотвращения затопления и повреждения понтона. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.

184. Измерение массы, уровня и отбор проб нефти и нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, осуществляется без нарушения герметичности газового пространства системами измерительных устройств, сниженными пробоотборниками и другими аппаратами, предусмотренными проектами. В резервуарах с избыточным давлением в газовом пространстве до 2 кПа допускается измерять уровень и отбирать пробы через замерный люк вручную с соблюдением требований безопасности.

189. Отбор проб нефти и нефтепродуктов из резервуара должен проводиться через сниженный пробоотборник. Ручной отбор проб через замерный люк на крыше резервуара допускается как исключение. Пробоотборник должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. На крыше резервуара должны быть стационарно оборудованы клеммы заземления для токопроводящих тросиков пробоотборников при проведении отбора проб через замерный люк резервуара.

192. В соответствии с технологической картой на стенке резервуара около уровнемера и на крыше около замерного люка наносится несмываемой краской значение базовой высоты и максимального предельного уровня наполнения, на стенке резервуара с понтоном, кроме того, надпись «с понтоном», а около уровнемера значение базовой высоты.

193. При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при температурах ниже 0 °С необходимо слить подтоварную воду; проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, огневые предохранители, уровнемеры и сниженные пробоотборники; утеплить дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от снежных заносов.
Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимой нефтью или нефтепродуктом и повернуть в боковое положение.

197. Руководство ОПО разрабатывает и утверждает инструкцию по техническому контролю за резервуарами, устанавливающую основные технические требования по наблюдению за эксплуатацией, периодичность, содержание и методы ревизии стальных резервуаров применительно к местным условиям с учетом требований проектов. Технический надзор за эксплуатацией резервуаров и ведение журнала осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров, устранения обнаруженных дефектов по форме согласно приложению 8 к настоящим Правилам возлагается на ответственное лицо за своевременное проведение обслуживания.

За осадкой основания каждого резервуара устанавливается систематическое наблюдение. В первые четыре года эксплуатации резервуаров (до стабилизации осадки) необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 месяцев. В последующие годы после стабилизации осадки систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

201. При осмотре сварных резервуаров особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов регистрируются в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

202. При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар немедленно освобождается, опорожняется и зачищается. При появлении трещин в швах в основном металле стенки, действующий резервуар освобождается полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

205. В процессе эксплуатации понтон осматривается в соответствии с графиком, утвержденным руководителем предприятия. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотрах проверяется отсутствие нефти или нефтепродукта в отсеках и центральной части понтона, обрывов кабелей системы заземления, а также сохранение целостности элемента затворов направляющих стоек и кольцевого зазора между понтоном и стенкой резервуара. Осмотр понтона необходимо выполнять в нормативные сроки проверки основного резервуара оборудования. При профилактических осмотрах (не реже одного раза в два года) понтон осматривается на опорах согласно перечню основных проверок технического состояния понтона и неисправности устраняются, в соответствии с приложением 9 к настоящим Правилам.

210. Проверка электрической связи понтона с землей выполняется не реже одного раза в год, одновременно с проверкой заземления резервуара путем измерения омического сопротивления, заземляющего устройства. Омическое сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для защиты понтона исключительно от статического электричества, не должно превышать 100 Ом.

213. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их фактического технического состояния, а также для определения возможного срока их дальнейшей безопасной эксплуатации. По результатам обследования необходимо установить сроки последующего обследования резервуаров.

для резервуаров классов КС-3б, КС-2а, КС-2б, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации, сроки проведения обследования указаны в таблице 3;
для остальных резервуаров:
частичное обследование - не реже одного раза в 5 лет;
полное обследование - не реже одного раза в 10 лет.
Таблица 3
Тип ре­зер­ву­а­ра
Срок экс­плу­а­та­ции
Ча­стич­ное об­сле­до­ва­ние
Пол­ное об­сле­до­ва­ние
РВС,
РВСП,
РВСПК
до 20 лет
один раз в 10 лет по­сле пус­ка в экс­плу­а­та­цию, по­след­не­го тех­ни­че­ско­го ди­а­гно­сти­ро­ва­ния или ре­мон­та
один раз в 20 лет по­сле пус­ка в экс­плу­а­та­цию*, по­след­не­го ре­мон­та или че­рез 10 лет по­сле ча­стич­но­го тех­ни­че­ско­го ди­а­гно­сти­ро­ва­ния
РВС,
РВСП,
РВСПК
бо­лее 20 лет
один раз в 5 лет по­сле по­след­не­го тех­ни­че­ско­го ди­а­гно­сти­ро­ва­ния или ре­мон­та
один раз в 10 лет по­сле по­след­не­го ре­мон­та или че­рез 5 лет по­сле ча­стич­но­го тех­ни­че­ско­го ди­а­гно­сти­ро­ва­ния
Со­кра­ще­ния:
РВС - ре­зер­ву­ар со ста­ци­о­нар­ной кры­шей без пон­то­на,
РВСП - ре­зер­ву­ар со ста­ци­о­нар­ной кры­шей с пон­то­ном,
РВСПК - ре­зер­ву­ар с пла­ва­ю­щей кры­шей.
Примечание: Класс резервуара - это степень ответственности, возникающая при достижении предельного состояния резервуара, создающего неприемлемые риски для жизни и причинения вреда здоровью людей, имуществу физических или юридических лиц, окружающей среде.
В зависимости от номинального объема резервуары подразделяются на следующие классы:
класс КС-3б - резервуары объемом от 20 000 м3 до 50 000 м3 включительно;
класс КС-2а - резервуары объемом от 1 000 м3 и менее 20 000 м3;
класс КС-2б - резервуары объемом менее 1 000 м3.
Класс резервуара учитывается при назначении:
специальных требований к материалам, методам изготовления, объемам контроля качества;
коэффициентов надежности по ответственности;

при сроке эксплуатации до двадцати лет полное обследование выполняется один раз в десять лет, а частичное - один раз в пять лет;
при сроке эксплуатации свыше двадцати лет полное обследование выполняется один раз в восемь лет, а частичное - один раз в четыре года.

215. Обследование резервуаров выполняют специалисты, подготовленные к проведению определенного комплекса работ по неразрушающим видам контроля и оснащенные необходимыми приборами и инструментами. При наличии соответствующего аттестата на право проведения работ на опасном производственном объекте и аккредитованных лабораторий, организации могут осуществлять обследование и дефектоскопию резервуаров собственными силами.

217. Намеченные к капитальному ремонту резервуары должны быть своевременно включены в список оборудования, подлежащего капитальному ремонту предприятия на предстоящий год. При этом необходимо, чтобы подготовка к ремонту была проведена заблаговременно; ремонтные работы обеспечены всеми необходимыми материалами, оборудованием и рабочей силой.

При длительном хранении нефтепродуктов в соответствии с особенностями процесса эксплуатации резервуаров, допускается зачистка металлических резервуаров после их опорожнения.

Состав бригады и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступать к работе не допускается.

237. Контрольные анализы воздуха проводятся перед началом работ и дополнительно в перерывах в зачистных работах, при обнаружении признаков поступления вредных паров в резервуар и изменении метеорологической обстановки. В случае увеличения концентрации вредных паров работы по зачистке прекращаются, рабочие выводятся из опасной зоны. Зачистку можно продолжать только после выявления причин увеличения концентрации паров, принятия мер по ее снижению до санитарных норм.

К проекту организации работ прикладывается, для конкретного случая дегазации, схема обвязки и установки оборудования (вентилятор, устройство для поворота струи и регулирования подачи вентилятора, воздухопровод и газоотводная труба). В схеме должны найти отражение тип, исполнение и марка применяемого оборудования, приборов и материалов, данные поверки приборов, размеры воздухопровода (диаметр и длина) и газоотводной трубы (длина и диаметр), а также, если это необходимо, и вопросы, связанные с особенностями монтажа оборудования и его эксплуатации.

249. При накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекоса и чрезмерного ее погружения необходимо систематически очищать ее от снега или организовать таяние снега с удалением талой воды через систему водоспуска или с применением погружного насоса. Таяние снега проводится за счет закачки в резервуар нефти с температурой свыше 10 °С.

250. При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его отделяют при помощи необразующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на примерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны, или путем циркуляции теплой нефти в резервуаре.

2) акты приемки скрытых работ (работы по подготовке и устройству насыпной подушки, устройству изолирующего слоя под резервуар, заделки закладных деталей) по форме согласно приложению 14 к настоящим Правилам составляются ответственными представителями заказчика, строительной и монтажной организациями;

сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом;

Паспорт составляется на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

266. Измерение уровня и отбор проб необходимо выполнять, по возможности, в светлое время суток. При отборе проб или измерениях уровня в ночное время для освещения необходимо применять только взрывобезопасные аккумуляторные и батарейные фонари напряжением 12 В, включать и выключать которые разрешается только за пределами взрывоопасной зоны. Применение карманных фонарей запрещается.

274. Не допускается эксплуатация резервуаров при обнаружении повреждений и деформаций, потеков и потения на сварных швах и теле резервуара, неисправностей КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы ограждений, лестниц, площадок, до их устранения.

Опускать и поднимать пробоотборник и лот так, чтобы стальная рулетка все время скользила по направляющей стойке замерного люка.

283. Выбор средств защиты работающих в каждом отдельном случае осуществляется с учетом требований безопасности для данного процесса или вида работ, и подвергается оценке по защитным физиолого-гигиеническим эксплуатационным показателям. Применение средств защиты, не имеющих соответствующей технической документации, запрещается.

285. Лестницы для подъема на резервуар могут выполняться отдельно стоящими, с опиранием на собственный фундамент, или кольцевыми - полностью опирающимися на стенку резервуара. Крепление отдельно стоящих лестниц к резервуару выполняется только в уровне верхнего пояса стенки или к верхнему элементу жесткости с учетом перемещения конструкций при возможной осадке оснований.
Группы соседних резервуаров могут быть соединены между собой переходами. На каждую группу резервуаров должно быть не менее четырех лестниц-переходов, для отдельно стоящего резервуара не менее двух лестниц-переходов (по одной с противоположных сторон группы).

Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической индукции, заноса высоких потенциалов через трубопроводы. Защита от электромагнитной индукции не требуется.

Резервуары, а также группы резервуаров II категории по устройству молниезащиты при общей вместимости парка резервуаров более 100 тыс.м3 должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами. В экономически обоснованных случаях допускается защита молниеотводами, установленными на самих резервуарах.
При защите металлических резервуаров отдельно стоящими молниеотводами корпуса резервуаров присоединяются к заземлителям, к этим же заземлителям допускается присоединение токоотводов отдельно стоящих молниеотводов.

293. Для резервуаров II категории защита от электромагнитной индукции должна быть выполнена через каждые 25-30 м в виде металлических перемычек между подведенными к резервуару трубопроводами, кабелями в металлическом корпусе и иными протяженными металлическими конструкциями, расположенными друг от друга на расстоянии 10 см и менее.
Установка перемычек в местах соединений (стыки, ответвления) металлических трубопроводов или иных протяженных конструкций не требуется.

Для предохранения от коррозии молниеприемники оцинковывают, лудят или красят.
Соединение молниеприемников с токоотводами должно быть сварным, в исключительных случаях (при невозможности сварки) допускается соединение на болтах.

Таблица 4
Ви­ды то­ко­от­во­дов
Сна­ру­жи, на воз­ду­хе
В зем­ле
Круг­лые то­ко­от­во­ды и пе­ре­мыч­ки диа­мет­ром, мм
6
-
Круг­лые вер­ти­каль­ные элек­тро­ды диа­мет­ром, мм
-
10
Пря­мо­уголь­ные то­ко­от­во­ды:
пло­ща­дью се­че­ния, мм2
48
160
тол­щи­ной, мм
4
4
Угол­ко­вая сталь:
пло­ща­дью се­че­ния, мм2
-
160
дли­ной пол­ки, мм
2,5
4
Сталь­ные тру­бы тол­щи­ной сте­нок, мм
2,5
не до­пус­ка­ет­ся

299. Соединения токоотводов должны быть сварными. Соединения на болтах допускаются как исключение для резервуаров, относящихся по устройству молниезащиты к III категории. Для проверки величины сопротивления заземлителей разъемные соединения предусматриваются только на токоотводах, присоединяемых к отдельным заземлителям и металлически связанных между собой (например, при металлической кровле или молниеприемной стойке). Такие разъемные соединения выполняются снаружи сооружения на высоте 1-1,5 м от земли.
Наземная часть токоотводов, кроме контактных поверхностей окрашивается в черный цвет.

Длина ввинчиваемых электродов принимается 4,5 м – 5 м, а забиваемых - 2,5 м.
Верхний обрез вертикального заземлителя находится от поверхности земли на расстоянии 0,5 м - 0,6 м;

Все заземлители между собой и с токоотводами должны соединяться посредством сварки. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос и не менее шести диаметров свариваемых круглых проводников.
Соединения на болтах допускаются при устройстве временных заземлений.
Мест разъемных соединений должны быть оцинкованы.

Недопустимо в грозовой сезон оставлять молниеприемники без надежного соединения с токоотводом и заземлителем.