Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрінің 2021 жылғы 15 маусымдағы № 286 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2021 жылғы 17 маусымда № 23068 болып тіркелді.

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 106) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

Ескерту. Кіріспе жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

1. Қоса беріліп отырған Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидалары бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің Өнеркәсіптік қауіпсіздік комитеті:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің интернет-ресурсына орналастыруды;

3) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің Заң департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрі

Ю. Ильин

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Энергетика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Индустрия және инфрақұрылымдық

даму министірлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Экология, геология және табиғи

ресурстар министрлігі

Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрінің 2021 жылғы 15 маусымдағы № 286 бұйрығымен бекітілген

Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидалары

1-тарау. Жалпы қағидалар

1. Бұл қағидалар Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 106) тармақшасына сәйкес әзірленген және мұнай мен мұнай өнімдерін сақтауға арналған резервуарларды пайдалану және жөндеуге қойылатын өнеркәсіптік қауіпсіздік тәртібін айқындайды. Осы Қағидаларда мұнай және мұнай өнімдерін сақтау объектілерінің ерекшеліктерін және қазіргі заманғы жоғары техникалық деңгейді ескере отырып, қауіпті өндірістік объектілердегі (бұдан әрі – ҚӨО) авариялардың, оқыс оқиғалардың және жазатайым оқиғалардың алдын алуға бағытталған.

Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

2. Қағидалар металл резервуарлардың тиімді және қауіпсіз жұмысын қамтамасыз ету, бақылау және автоматтандыру құралдарын пайдалану, металл конструкцияларын коррозиядан қорғау, мұнай және мұнай өнімдерінің шығындарын азайту, резервуарларды пайдалану кезінде сенімділікті арттыру, жарылыс қаупі бар объектілер мен аумақтарда жөндеу жұмыстарын жүргізу бойынша негізгі қағидалардан тұрады.

2-тарау. Қолданылу саласы

3. Бұл Қағидалар ұйымдық-құқықтық және меншік нысандарына қарамастан, мұнай және мұнай өнімдерін сақтауға арналған резервуарларды пайдалануды және жөндеуді жүзеге асыратын барлық ұйымдарға пайдалануға арналған.

3-тарау. Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету

1-параграф. Болат резервуарларға қойылатын жалпы талаптар

4. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтауға арналған қолданыстағы болат резервуарлар мақсатына (технологиялық параметрлеріне), резервуарлардың орналасуына (жер үсті, жер асты), пішіндеріне (тік цилиндрлік, көлденең цилиндрлік, сфероидалық және арнайы), табақ конструкцияларының байланысу түріне (дәнекерленген және бекітілген) қарай және монтаждау әдісіне байланысты (металл табақтары арқылы және орама әдістер арқылы құрастыру) әртүрлі болып келеді.

5. Тік, цилиндрлі болат резервуарлар төмендегідей сипаттарға қарай бөлінеді:

1) сыйымдылығына байланысты – 100 м3-тан бастап 50 000 м3-қа дейін;

2) орналасуына қарай - жерүсті, жерасты.

3) газ кеңістігіндегі қысым бойынша - қысымсыз, 0,002 МПа-ға дейінгі артық қысымы бар және 0,07 МПа-ға дейінгі жоғары қысымы бар;

4) конструкциясына байланысты:

жылжымалы қақпағы бар;

понтоны жоқ стационарлы қақпағы бар;

стационарлы қақпағы және понтоны бар резервуарлар деп жіктеледі.

6. Дәнекерленген резервуарлардың қабырғалары өзара жанастырылып, қабаттастырылып және ішінара жанастырылып байланысса, ал бекітілген резервуарлардікі қабаттастырылып немесе қаптамаларымен жанастырылып байланысады. Пайдалану шарттарына және сақталатын мұнай өнімінің түріне байланысты олардың жылу оқшаулайтын қаптамасы болуы мүмкін.

7. Көлденең цилиндрлік болат резервуарлар төмендегідей сипаттамаларға сай жіктеледі:

1) сыйымдылығына қарай – 3 м3-тан 200 м3-қа дейін;

2) орналасуына қарай - жерүсті, жерасты.

3) газ кеңістігіндегі қысым бойынша - қысымсыз, артық қысымы бар.

8. Көлденең резервуарлар ішкі қысымы 0,04 МПа-ға дейінгі қысымға есептелген.

9. Көлденең резервуарлардың түбі тегіс, конус тәріздес және сфералық, қиық конус тәріздес болады.

10. Резервуарлар қоршаған орта температурасы қыста минус 60°C-ға дейін, ал жазда резервуардағы өнімнің температурасы әр түрлі болғанда 50°C дейінгі әр түрлі климаттық жағдайларда пайдаланылады.

11. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтауға арналған резервуар түрін таңдау оларды сақтау кезіндегі буланудан болатын шығындарды максималды азайтуды ескере отырып, мұнай өнімдерінің сипаттамаларына, пайдалану кезіндегі климаттық жағдайларға байланысты техникалық-экономикалық есептеулерге негізделеді.

12. Авиациялық бензинді жылжымалы қақпағы бар резервуарларда сақтауға болмайды.

13. Әрбір жұмыс істейтін резервуарда үнемі жобада қарастырылған тиісті жабдықтар толықтай болуы керек және ол ақаусыз жұмыс істеп тұруы керек. Пайдалану барысында резервуарды бөлшектеуге жол берілмейді.

14. Тіректер мен сақиналардың орналасу орындары, олардың стационарлы және тасымалданатын резервуарларға арналған саны жұмыс схемалары бойынша анықталады. Резервуарлардың негізгі өлшемдерінен рұқсат етілген ауытқулар жұмыс схемаларында көрсетілген ауытқуларға сәйкес келуі керек.

15. Сыйымдылығы 8 м3 дейінгі резервуарларды түбі тегіс етіп жасалады.

16. Сыйымдылығы 8 м3-тан асатын резервуарларконус тәріздес қылып немесе тапсырыс берушінің қалауына сай табаны тегіс болатындай жасалады.

17. Резервуарлар мен оларға арналған қорғаныс қаптамасы жұмыс сұйықтығының және қоршаған ортаның физикалық-химиялық әсеріне жеткілікті дәрежеде төзімді материалдан жасалады.

18. Мырышқа әсер ететін арнайы отынға арналған резервуарларда бұл беттер мырышпен қапталмайды, дегенмен консервация жасалады. Резервуарлардың сыртқы беттері және онда орналасқан жабдықтар боялады.

Бояуға болмайтын бөліктерді (мысалы, бекітпе бұйымдары) консервілеу керек.

19. Резервуарлардың элементтері теміржол габариттерінен асып кетпеуі керек. Барлық типті құрылымда жүк тұтқалары қарастырылады.

20. Көлденең резервуарлар толтыру және босату кезінде сыйымдылықтың айтарлықтай өзгерістері (мысалы, деформация, бүгілу немесе резервуарлардың ығысуының салдарынан), есептеу белгілері мен орнатылған бөліктердің өзгерістері болмайтындай етіп жасалады, орнатылады және бекітіледі.

21. Резервуармен бірге сұйықтықты жүргізуге және шығаруға арналған құбырлар көлемді өлшеу кезінде толтыру, босату немесе сыйымдылықты анықтау барысында сұйықтықтың еркін келуіне немесе кетуіне мүмкіндігі болмайтындай етіп жасалады.

22. Көлденең резервуарларды жер бетіне немесе жер астына орналастыруға болады. Сыйымдылығын анықтамас бұрын жерасты резервуарлары толығымен жерге көміледі.

23. Еңістігін бақылауда ұстау үшін резервуарлардың есептеуге арналған деңгейі мен жиектері болуы тиіс.

2-параграф. Негіздер мен іргетастарға қойылатын талаптар

24. Резервуардың негізін атмосфералық сулардың ағызып әкетуінен қорғалады, ол үшін резервуар паркінің аумағынан немесе бөлек тұрған резервуардан канализация құрылғыларына судың кедергісіз өтуі қамтамасыз етіледі. Резервуардың төменгі бөлігін топыраққа енгізіп орнатуға және резервуардың контуры бойында жаңбыр суын жинауға болмайды.

25. Резервуар негізінің қиябеті жанбайтын материалмен жабылады.

Ескерту. 25-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

3-параграф. Резервуар конструкцияларына арналған материалдар

26. Резервуарларды жөндеу кезінде механикалық сипаттамалары мен химиялық құрамы төмен температуралар кезінде сынуға төзімділігі жоғары және дайындамаларды орауға мүмкіндігі бар, сәулет, қала құрылысы және құрылыс қызметі саласындағы мемлекеттік нормативтерге сәйкес коррозияға төзімділігі жоғары металдар пайдаланылады. Көлемі 20 000м3 артық резервуарларды орама құрастыру әдісімен дайындауға және орнатуға жол берілмейді.

27. Резервуарды салу үшін жайма болат қолданылады. Болаттың сапасы мен маркасы резервуарды дайындауға арналған жобаның нұсқауларына сәйкес келуі және дайындаушылардың сертификаттарымен не зертханалық сынақтардың деректерімен расталуы тиіс.

4-параграф. Металл конструкцияларын коррозиядан қорғау

28. Болаттан жасалған металл резервуарлардың коррозиясы резервуарлар мен жабдықтардың жұмыс сенімділігін күрт төмендетеді, олардың қызмет ету мерзімін қысқартады, жеке құрылымдық элементтердің бұзылуына әкеліп соқтырады және сақталған мұнай өнімінің шығынына және аварияларға әкелуі мүмкін.

29. Мұнай және мұнай өнімдерін сақтауға арналған резервуарлардың түбі мен қабырғаларының ішкі беттері үшін пайдалану шарттары бойынша орта сыныбын және коррозиядан қорғау әдістерін таңдау үшін резервуар ішіндегі конструкцияларға мұнай мен мұнай өнімдерінің агрессивті әсер ету дәрежесін ескеру қажет. Мұнай және мұнай өнімдері бар болат резервуарлардың ішкі беттерін коррозиядан қорғау үшін электрлік қорғаныс, жайтартқыш пен коррозияға қарсы қаптамалар және коррозия ингибиторлары қолданылады.

30. Коррозиядан қорғаныс ретінде лак-бояу және металданған қаптама қолданылады.

31. Металл конструкцияларын коррозиядан қорғау бойынша жұмыстарды орындау осы Қағидалардың 1-қосымшасында келтірілген талаптарға сәйкес келуі керек.

32. Ашық ауада орналасқан резервуарлардың сыртқы беттері жарықты шағылыстыру дәрежесі жоғары ашық түсті бояулар мен лактар негізіндегі коррозияға қарсы қаптамалармен қорғалады.

33. Лак-бояу жабынын таңдау кезінде ол мұнай өнімінің сапасына әсер етпеуі, резервуарды пайдалану жағдайында су мен атмосфералық ауаның әсеріне төзімді болуы, жарылуға төзімді болуы, толтыру және босату кезінде резервуардың корпусымен деформациялардың үйлесімділігін (биіктігі бойынша қабырғаның әртүрлі қалыңдығын ескере отырып) қамтамасыз етуі және тозуға төзімділікке (қалқымалы шатырлары мен понтондары бар резервуарларда) және беріктікке ие болуы қажет. Лак-бояу резервуар металына қатысты төсеме бояуға жабысуы керек, төсеме және эмальдарға сәйкес келуі керек.

34. Резервуар түптерінің сыртқы бетін коррозиядан қорғау үшін резервуарға арналған іргетастар түбінен жер асты сулары мен атмосфералық жауын-шашынның ағып кетуін қамтамасыз ету керек. Гидрофобты қабатты жасау барысында түбінің сыртқы бетіне қорғаныш жабындысын жасаудың қажеті жоқ.

35. Резервуардың түбін топырақ коррозиясынан және кезбе тоқтардан болатын коррозиядан белсенді түрде қорғау үшін электр химиялық қорғануды катодты және протекторлы қолдануқажет.

36. Резервуардың ішкі бетінің электр химиялық қорғанышы түптің ішкі беттерін және түбіндегі шөгінді мен тауар суымен жанасатын аумақтағы төменгі белдеуді қорғауды қарастырады.

5-параграф. Резервуарларға арналған жылу оқшаулағыш құрылғы

37. Резервуардың жылу оқшаулағышын орнату резервуардың құрылысына дайындалған жобалау-сметалық құжаттамаға сәйкес жүргізіледі. Резервуарлардың жылу оқшаулағышын тек қана қабырға мен стационарлы қақпақта орнатуға болады. Сыртқы қаптама алюминий немесе мырыштан жасалған болат табақтардан жасалады.

6-параграф. Резервуарларды жабдықтау

38. Қолданылу мақсатына қарай тік, цилиндрлік резервуарларға мынадай жабдықтарды орнату қажет:

1) тыныс алу клапандары;

2) сақтандыру клапандары;

3) оттан сақтандырғыштар;

4) бақылау және сигнализация құралдары (деңгей өлшеуіштер, төмендетілген сынамаалғыштар, деңгей сигнализаторлары, газ ортасындағы қысымды бақылауға арналған манометрлер);

5) сақпандар;

6) өртке қарсы жабдықтар;

7) жылытуға арналған жабдықтар;

8) қабылдау-тарату келте құбырлары;

9) тазарту келте құбыры;

10) желдеткіш келте құбырлары;

11) ішке кіруге арналған люктер.

12) жарық люгі;

13) өлшеу люгі;

14) газ теңестіруші жүйе;

15) жайтартқыштар және жерге тұйықтау.

39. Тыныс алу және сақтандыру клапандары жалынның резервуарға енуінен қорғайтын өрттен тосқауылдайтын құрылғымен бірге орнатылады.

40. Резервуарлардың барлық түрлері деңгейді қолмен өлшеп, сынама алуға болатындай өлшеу люктерімен жабдықталады.

41. Тауар суын ағызу үшін барлық типтегі резервуарлар сифонды крандармен жабдықталады. Крандар резервуардың қабырғасының бірінші белдеуінде кіру люгі осінің екі жағынан кем дегенде 1м қашықтықтағы кез-келген жерге орнатылады.

42. Көлденең резервуарлар стационарлы орнатылған элементтермен жабдықталады: тыныс алу және сақтандыру клапандары, ирек түтік, көбікті ағызушылар, баспалдақтар, араластырғыштар, деңгейді бақылау және сигнал беру құрылғылары, өлшеу құбырлары, өлшеу люгі және резервуарларды салуға арналған жобалау-сметалық құжаттаманың талаптарына сай келетін өзге де қажетті құрылғылар.

43. Жабдықтар мен аппараттардың типі, өлшемдері, толықтығы сақталатын өнімге және резервуарды толтыру мен босату жылдамдығына байланысты резервуар салуға арналғанжобалау-сметалық құжаттаманың талаптары мен нұсқауларына сәйкес болуы керек.

44. Сыртқы ортаның климаттық факторларының әсеріне төзімділік бойынша қойылатын талаптар жабдықтың нормативтік-техникалық құжаттамасында көрсетіледі.

45. Тік цилиндрлі резервуарлардың тыныс алу арматурасы жобадағы артық қысым мен вакуумға сай болуы керек.

46. Резервуардағы қысымды бақылау үшін өлшеу люгінің қақпағында мановакуумметрді, қысым мен вакуумның шекті мәндерінің автоматты сигнал беру құрылғысын немесе өзге аспаптарды қосу үшін бекіткіш құрылғысы бар штуцерлер орнатылады.

47. Суық мезгілде температурасы 0°C-тан жоғары мұнай және мұнай өнімдерімен толтырылған резервуарлар қатпайтын тыныс алу клапандарымен жабдықталады.

48. Көлденең резервуарларға арналған тыныс алу клапандарын тік резервуарларға орнатуға болмайды.

49. Булану салдарынан болатын шығынды азайтуға арналған қондырғылармен жабдықталмаған мұнай және бензин сақтайтын резервуарларда тыныс алу клапандарының астына тойтарғыш орнатылады.

Дискінің диаметрі дискінің монтаждау құбыры арқылы бүктелген түрде еркін өтуіне байланысты таңдалады, ал оның диаметрі клапанның диаметріне сәйкес келеді.

50. Тұтқыр мұнай мен мұнай өнімдері олардың сапасын сақтауды және қауіпсіздікті қамтамасыз ететін, жылу оқшаулағыш қабаты бар, жылыту құрылғыларымен жабдықталған резервуарларда сақталады.

51. Жылытқыштардың конструкциясы мақсатына және жұмыс принципіне байланысты ерекшеленеді:

1) стационарлы және тасымалданатын;

2) жалпы және жергілікті;

3) құбыр тәріздес, циркуляциялық қыздыру мүмкіндігі бар;

4) бу, электр.

52. Жылытқыштар тұтқыр мұнайды немесе мұнай өнімдерін бу температурасы 45°C-ден жоғары болатындай шарттарда жыл бойы үздіксіз қабылдауға және жіберуге арналған.

53. Жылытқыштар тұтқыр мұнай мен мұнай өнімдерін жылытуды қамтамасыз етеді немесе мұнай айдау үшін қажетті жылдамдықты, бу мен электр энергиясын үнемдеп жұмсауға жағдай жасау үшін оңтайлы температураны ұстап тұрады, сонымен қатар монтаждау және жөндеу барысында техникалық жағынан ақаусыз және қарапайым болуы тиіс.

54. Резервуарлардағы тұтқыр мұнайды тек қызмет көрсететін персоналдың үнемі бақылауы болғанда ғана бу жүретін ирек құбырдың көмегімен қыздыруға рұқсат етіледі.

55. Жылыту әдісін таңдау қоршаған ауаның есептік температурасына, мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің маркасына, оны суық мезгілде өткізу көлеміне, резервуарды орнату түрі мен әдісіне байланысты.

Қоршаған ауаның есептік температурасы ретінде ең суық бес күндік кезеңнің орташа температурасы алынады.

56. Электрмен жылытудың жалпы тәсілі мұнай немесе мұнай өнімінің күнделікті өткізу көлемі резервуар сыйымдылығының 30% -ына тең немесе одан көп болған кезде ғана қолданылады. Бұл ретте мұнайдың немесе мұнай өнімі толықтай қыздырылады және сақтау кезінде белгіленген температура сақталады.

57. Электрмен жылытудың жергілікті әдісі мұнай немесе мұнай өнімдерін резервуарда орналасқан арнайы жылыту камерасында шектеулі көлемде қыздырумен ерекшеленеді. Камераның көлемі мұнайды немесе мұнай өнімін тәуліктік немесе бір ауысымда өткізу көлеміне тең деп алынады.

Тұтқыр мұнай және мұнай өнімдерін өткізу көлемі тәулігіне 1 тоннадан бастап 3 тоннадан аспаса, жылытқышпен (шығыс ағынының түтігі) жылыту үшін жеткілікті.

58. Электрмен жылытудың біріккен әдісі дегеніміз мұнай және мұнай өнімдерін аралық резервуарға өздігінен ағуды қамтамасыз ететін температураға дейін алдымен негізгі резервуарда қыздыруды білдіреді. Біріктірілген әдіс аталған мұнай өнімін күнделікті өткізу көлемі 3 тоннадан асқанда қолданылады.

59. Аралық резервуар қосылатын жылытылатын құбыр арқылы толтырылады. Толтыруды тездету үшін қосылатын құбырдың диаметрі кемінде 250мм болуы керек. Аралық резервуар жалпы электр жылытумен жабдықталады. Аралық резервуарды толтыру үздіксіз немесе кезең-кезеңімен жүргізілуі мүмкін.

Аралық резервуарлардың көлемі тәуліктік өткізілетін максималды көлемге тең деп алынады. Аралық резервуар жылу оқшауланған күйде болуы керек.

60. Резервуарлық парктерде электр жабдығы, аппараттар мен аспаптар жарылысқа қауіпсіз орындауда қолданылады.

61. Конструктивті жылжымалы қақпақ бөлімдерге (жәшіктерге) бөлінген сыртқы сақиналы понтоннан және понтон сақинасының ішінде орналасқан түбінен тұрады. Жылжымалы қақпақта қосымша ішкі понтон сақинасы және радиалды понтон болуы мүмкін.

62. Әр бөлімнің жабық типтегі қуыс қорабы болады, ал оның астында сұйықтық төгетін тығыны болады.

63. Резервуар қабырғасы мен жылжымалы қақпақ арасындағы сақиналы саңылау арнайы қақпақпен жабылады. Жылжымалы қақпағы бар резервуарлар жұмысының тиімділігі қақпақ пен резервуар корпусы арасындағы тығыздағыш қақпақтардың герметикалығымен анықталады.

64. Конструкциясы мен қолданылатын материалдарына байланысты тығыздағыш қақпақтардың жұмсақ немесе қатты (механикалық) түрі қолданылады.

65. Жылжымалы қақпаққа вертикалды болат резервуардың сыртынан дөңгелек баспалдаққа айналатын шахталық баспалдақ арқылы шығуға болады. Дөңгелек баспалдақтың жоғарғы шеті резервуардың қабырғасына бекітілген алаңға сүйеніп жасалады. Домалатқышы бар баспалдақтың төменгі шеті, жылжымалы қақпақ көтергенде немесе түскенде тіреуіш фермаға салынған рельсті жол бойымен қозғалады. Дөңгелек баспалдақтың сатылары, вертикалға қатысты көлбеу бұрышына қарамастан, көлденең күйінде қала береді.

66. Шатырдың төмен түсіп кетуін шектеу және оны ең төменгі қалыпта бекіту үшін тіреу бағаналары болады. Бағаналар жылжымалы қақпаққа бекітілген және онымен бірге қозғалады.

67. Қозғалған кезінде жылжымалы қақпақтың бұрылуын болдырмау үшін бағыттаушы бағаналар қарастырылады, оларды біруақытта сынама алушылар мен мұнай деңгейін өлшейтін автоматты қондырғыларды орнату үшін қолдануға болады. Жылжымалы қақпақ пен бағыттаушы бағана арасындағы сақиналы саңылау тығыздаушы қақпақпен жабылады.

68. Жылжымалы қақпағы бар резервуарлар деформацияны болдырмау мақсатында оны толтырудың басында жылжымалы қақпақтың астынан ауаны шығаруға, ал резервуарды құрғатып болғаннан кейін ауаны кіргізуге арналған құрылғылармен жабдықталады.

69. Құрылымдық жағынан понтон бөліктерге (жәшіктерге) бөлінген сыртқы понтон сақинасынан және понтон сақинасының ішінде орналасқан түбінен тұрады. Әр бөлім төменгі бөлігінде сұйықтықты төгетін тығыздауышы бар қуыс қорапты білдіреді. Понтон қораптары ашық және жабық түрде болуы мүмкін.

70. Төменгі қалыпта понтон бағаналарға сүйенеді. Бағаналар понтонның түбіне бекітілген және онымен бірге қозғалады.

71. Қозғалуы барысында понтонның бұрылуын болдырмау үшін резервуардың түбіне немесе қақпағына диаметрлі түрде орналасқан екі тесілген құбыр бекітіледі, олар деңгей өлшеу және сынама алу үшін қолданылатын бағыттаушы бағаналар болып саналады.

72. Қабырға мен понтон сақинасының, сондай-ақ понтон сақинасы мен бағыттаушы бағаналардың арасындағы саңылаулар тығыздаушы қақпақтармен герметикаланады.

73. Резервуардың III белдеуіндегі понтондарға бару үшін алаңмен жабдықталған, кем дегенде екі кіру люгі орнатылады.

74. Газ теңестіру жүйесі мыналардан тұрады:

1) стационарлы қақпағы бар, бірақ понтоны жоқ резервуарлар тобының газ кеңістіктерін байланыстыратын құбырлар;

2) резервуардағы газ кеңістігін газ байламы жүйесінен келетін жалынның енуінен қорғауға арналған өрттен сақтандырғыштар;

3) пайдалану кезінде газ құбырларының деформациясын болдырмауға арналған компенсаторлар;

4) жердегі бетон тіреуіштерге орнатылған резервуарды жүйеден ажыратуға арналған сырғытпалар;

5) газ құбырларынан конденсатты жинауға және шығаруға арналған дренаждық құрылғы;

6) жерге тұйықтағыш құрылғысы.

75. Резервуар паркінің газды теңестіру жүйесі физикалық-химиялық көрсеткіштері жағынан бір-біріне жақын мұнай өнімдері бар резервуарларды біріктіреді. Газды теңестіру жүйелері резервуарлардың бір тобын толтыру және келесі резервуарлар тобын босату операцияларының уақытымен сәйкес келгенде "қабылдау-тапсыру" режимінде жұмыс істейтін резервуарлар үшін қолданылады. Мұнайды "қосылған резервуарлар" схемасы бойынша айдау кезінде резервуарларды қабылдау және босату уақытына операцияларының сәйкес келмеуіне байланысты газды теңестіру жүйесі тиімсіз болып келеді.

7-параграф. Бақылау-өлшеу аспаптары және автоматика

76. Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарлар мынадай бақылау-өлшеу аспаптары және автоматика құралдарымен жабдықталған (бұдан әрі - БӨА және А) :

1) резервуардағы сұйықтық деңгейінің жергілікті және қашықтағы өлшеуіштері;

2) резервуардағы сұйықтықтың максималды оперативті деңгейінің сигнал беру құрылғылары;

3) резервуардағы сұйықтықтың максималды (авариялық) деңгейінің сигнал беру құрылғылары;

4) резервуардағы сұйықтықтың орташа температурасын қашықтан өлшегіш;

5) сұйықтықты жылытуға арналған құрылғымен жабдықталған резервуардағы қабылдау және таратуға арналған келте құбырлар аймағындағы сұйықтықтың температурасын жергілікті және қашықтан өлшейтін аспаптар;

6) автоматты өрт хабарлағыштар және өрт сөндіру жүйесін қосу құралдары;

7) жылжымалы қақпақтың үстіңгі бөлігінің газдалғаны туралы хабар беретін қашықтан сигнал беру құрылғысы;

8) төмендетілген сынама алғыш;

9) понтонның жоғарғы орналасуы туралы сигнал беру құрылғысы;

10) сұйықтықтың ағып кетуінен хабар беретін датчик.

77. Резервуарлардағы мұнай өнімдерінің массасын, деңгейін өлшеу және сынамаларын алу үшін жобаларда қарастырылған өлшеу құрылғыларының жүйелері (қашықтан деңгей өлшеуіштер, төмендетілген сынама алғыштар) қолданылады.

78. Орталарды бақылау үшін сигнализаторлар қолданылады. Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған тік резервуарлардың типтік жобаларында резервуарлардағы жоғарғы авариялық және төменгі деңгейлерді бақылауға, су және ашық түсті мұнай өнімдері бөлімінің деңгейін бақылауға арналған сигнализаторларды орнату қарастырылады. Сигнализаторлар минус 50 °С-ден 80 °С-ге дейінгі температурасы бар және атмосфералық, артық қысымы 0,588МПа-ға дейінгі қысымы бар ортаны бақылауға арналған. Олар салыстырмалы ылғалдылығы 95%-ға дейін температурасы минус 50°С-ден 50°С-дейінгі және ылғал конденсациясы болмағанда 35°С-ге және одан да төмен температураларда жұмыс істеуге арналған.

79. Шекті деңгейге жеткенде сорғы жабдықтарын өшіру туралы сигнал жіберетін максималды авариялық деңгейі бар сигнализатор орнатылуы керек және бұл жылжымалы қақпақтың немесе понтонның қосылу белгісінен төмен жылжуына мүмкіндік береді.

80. Жылжымалы қақпағы немесе понтоны бар резервуарларда параллельді жұмыс істейтін, бір-бірінен теңдей қашықтықта болатын, кем дегенде үш деңгейлік сигнализатор орнатылады.

81. Мұнай және мұнай өнімдерін ұзақ уақыт сақтауға арналған резервуарларда тауар астындағы судың максималды деңгейіне арналған сигнализаторлар қарастырылады.

Тауар астындағы суды соруға арналған құбырларға су-мұнай (мұнай өнімі) түріндегі сұйықтықтарды бөлуге арналған сигнализаторлар орнатылады.

82. Бақылау-өлшеу аспаптарын орнатуға арналған тесілген құбырларда резервуардағы және құбыр ішіндегі температуралардың бірдей болуын қамтамасыз ететін тесіктер болуы керек.

83. Резервуарларда саңылаулы сорғыш құбыры бар стационарлы сынама алғыш қарастырылады.

84. Резервуар паркін қайта құру және жаңарту кезінде бақылау-өлшеу аспаптары мен автоматика төмендегілерді ескере отырып жасалады:

1) резервуарларда сақталатын өнімдердің жұмыс ортасының қасиеттері (тұтқырлығы, тығыздығы, жебірлігі, жұмыс температурасы мен қысым диапазоны);

2) өлшенетін параметр диапазоны;

3) сыртқы шарттар (сыртқы температура, ауа ылғалдылығы);

4) резервуардың құрылымдық ерекшеліктері (резервуардың түрі, сыйымдылығы, биіктігі, диаметрі).

85. БӨА және Аөлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы заңнаманың талаптарына сәйкес салыстырып тексеруге жатады.

8-параграф. Резервуар паркінің технологиялық процесін басқарудың автоматты жүйесі

86. Магистральдық мұнай құбырларының станцияларындағы резервуар парктері жұмысының ерекшелігі резервуарларды толтыру және босату жылдамдығының жоғары болуында жатыр, себебі сақтау және тасымалдау процестері магистральдық мұнай құбырлары жабдықтарының құрамын және оның жұмыс сипатын анықтайтын негіз болып саналады.

87. Магистральдық мұнай құбырларының резервуар парктері үшін технологиялық процесті автоматты басқару жүйесі (бұдан әрі - ТП АБЖ) қолданылады. Резервуар паркінің ТП АБЖ-сі резервуар паркін қауіпсіз және тиімді басқару үшін қажетті ақпаратты өлшеуге, беруге, өңдеуге қатысты әрекеттерді автоматтандыруға арналған. Егер техникалық және экономикалық есептеулерге сәйкес жарамды деген негіздемесі болса, ТП АБЖ-сін магистральдық мұнай құбырларына жатпайтын резервуар парктерінде қолдануға болады.

88. Белгілі бір объектіде орнатылған барлық резервуар парктерінің ТП АБЖ-сінің бірыңғай функциялық, ұйымдастырушылық, техникалық және ақпараттық құрылымы бар және ақпараттық пен бағдарламалық қамтамасыз ету бойынша ортақ шешім мен бірыңғайланған аппаратура негізінде жасалады.

89. ТП АБЖ мынадай негізгі функциялар тобын атқарады:

1) резервуар паркінің жабдықтарын авариялардан автоматты түрде қорғау және бұғаттау;

2) Резервуар паркінің жабдықтары мен өлшеуші параметрлері (сырғытпалардың орналасуы, температура, деңгей және қысымның мәні, резервуарларды толтыру және босату жылдамдықтары) жағдайының негізгі параметрлерін диспетчерлік бақылау және басқару жүйесіне (бұдан әрі - ДББЖ) қосылған автоматтандырылған жұмыс орындары арқылы орталықтан бақылау;

3) сырғытпаларды және резервуар паркінің жабдықтарын орталықтан басқару;

4) мұнай мөлшерін өлшеу;

5) ДББЖ жүйелерімен (ішкі жүйелерімен) ақпараттық деректермен алмасу;

6) автоматты түрде өртті анықтап, оны автоматты түрде сөндіру.

90. Резервуар паркінің ТП АБЖ-сі орындайтын аварияға қарсы қорғаныс және бұғаттау функциялары (бұдан әрі - АҚҚ) резервуар парктеріндегі авариялардың алдын алады немесе олар келтіретін зиян мөлшерін азайтады.

Қорғалатын объектінің шекараларына байланысты АҚҚ функциялары резервуар паркін тұтастай қорғайтын немесе оның жеке жабдықтарын қорғайтын функцияларға бөлінеді.

АҚҚ функцияларының алгоритмдік мазмұны мына шартты орындаудан тұрады: процестің немесе жабдықтың күйін сипаттайтын белгілі бір технологиялық айнымалылардың мәндері белгіленген (рұқсат етілген) шектерден асқан кезде, технологиялық процесті қауіпсіз режимге ауыстыру және авариялық жағдайды болдырмау үшін резервуар паркінің қажетті технологиялық жабдықтарын қосу/өшіру жүргізіледі.

91. АҚҚ жүйесі төмендегі мүмкіндіктерді қамтамасыз етеді:

1) резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімдерінің ернеуден асып кетуден автоматты түрде қорғау - авариялық максималды деңгейге жеткен кезде резервуарға мұнай немесе мұнай өнімдерінің келуін тоқтату және ағызу жолағының сырғытпаларының ашылуын болдырмау;

2) авариялық ағызу резервуарының толып кетуінен автоматты түрде қорғау - резервуардың әр түрлі сигнализаторларынан авариялық максималды деңгейдегі екі сигнал түскен кезде резервуар паркіне мұнай немесе мұнай өнімдерінің келуін тоқтату және ағызу жолағы сырғытпаларының ашылуын болдырмау;

3) резервуар паркінің мұнай немесе мұнай өнімдерін жеткізу құбырларының қысымының жоғарылауынан автоматты қорғану - қысым күшейген құбырға, авариялық ағызу ыдыстарын қосу. Ыдысты қосу электр жетегі бар сырғытпаны қолданумен жүргізіледі, оған параллель механикалық сақтандыру клапандары орнатылады.

Қауіпсіздік жүйесі қысымының бастапқы өлшеу түрлендіргіші (реле) сақтандыру клапандары орнатылатын минималды тағайындалған шамадан төмен мәнге қарай бапталады. Мұнай ағызатын құбырда мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің болуын бақылауды құбырдың ең төменгі нүктесіндегі деңгей туралы хабар беретін жеке сигнализатор жүзеге асырады;

4) резервуарды толтыру жылдамдығы мен босату жылдамдығына байланысты автоматты қорғану - толтыру немесе босатудың максималды жылдамдығы артқан кезде авария дабыл қосылады. Авариялық ағызу ыдыстарын қосу және резервуарлардың қабылдау және тарату келте құбырларының (құрылғыларының) түпкі сырғытпаларын жабу үшін сырғытпаларды ашу бірізділігі резервуар паркін пайдаланатын ұйымның басқару құжаттарында анықталады.

Уақыттың рұқсат етілген ең ұзақ кідірісі резервуарды жобалау кезінде есептеу арқылы анықталады (оның құрылымдық ерекшеліктеріне сәйкес) және резервуар паркін пайдаланатын ұйымның басқару құжаттары арқылы белгіленеді.

Резервуарды толтыру мен босатудың максималды жылдамдығы резервуардың технологиялық картасына сәйкес есептеу арқылы анықталады.

Резервуардың деформациясын болдырмау үшін толтыру жылдамдығы тыныс алу клапандарының өткізу қабілетіне сәйкес келуі керек.

Мұнай немесе мұнай өнімдерін қабылдау және резервуардан айдау кезінде понтонның, жылжымалы қақпақтың рұқсат етілген ең төменгі деңгейден максималды рұқсат етілген деңгейге дейінгі қозғалысының рұқсат етілген максималды жылдамдығы техникалық диагностика нәтижелері бойынша жобамен анықталады. Бұл деректер болмаған кезде понтонның, жылжымалы қақпақтың максималды рұқсат етілген жылдамдығы 2,5 м/сағ-пен шектеледі;

5) мынадай жағдайда түптегі шөгінділерді шаю жүйелер бұғаттау:

резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімдерінің деңгейі түптегі шөгінділерді шаю жүйесінің қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ететін қалыпты деңгейден жоғарыға немесе минималды деңгейден төменге жеткенде;

резервуар паркінде өрт болған жағдайда.

92. Жаңадан жасалған немесе қайта жаңартылған резервуар парктағы ТП АБЖ мынадай параметрлер көрсеткіштері бойынша жабдықты авариядан қорғауды қамтамасыз етеді:

1) резервуардағы максималды авариялық деңгей;

2) резервуардағы максималды рұқсат етілген деңгей;

3) түптегі шөгінділерді шаю жүйесінің қауіпсіз жұмысын қамтамасыз ететін минималды деңгей;

4) резервуардағы минималды рұқсат етілген деңгей;

5) авариялық ағызу ыдысындағы авариялық максималды деңгей;

6) резервуар паркінің құбырындағы шекті максималды қысым;

7) құбырдағы авариялық максималды қысым;

8) резервуардың максималды толу жылдамдығының артуы;

9) резервуады босатудың максималды жылдамдығының артуы;

10) жылжымалы қақпақтың авариялық қисаюы (понтон).

Берілген параметрлердің рұқсат етілген шекті мәндері және тиісті сырғытпалардың қауіпсіз жабылуы немесе ашылуы үшін жеткілікті максималды уақыт аралықтары жобалау және пайдалану құжаттамасымен белгіленеді.

Резервуар паркінің ТП АБЖ-сінде авариядан қорғау және қашықтан басқару функциялары компьютерлерді немесе бағдарламалық логикалық контроллерлерді пайдалану арқылы орындалады және ДББЖ ТП АБЖ объектінің жүйесінің жұмысы аяқталған немесе онымен байланыс үзілген жағдайда да олардың жұмыс қабілетін сақтайды, осылайша ол қауіпсіздікті тұтастай қажет деңгейде қамтамасыз етеді.

Қорғану және бұғаттау функцияларының сенімділігін арттыру ету мақсатында АҚҚ жүйелері резервуар паркінің ТП АБЖ-сінің басқа функциялары істен шыққан жағдайда олардың жұмыс қабілетін сақтауға қабілетті автономды ішкі жүйелер түрінде орындалады.

93. Резервуар паркінің ТП АБЖ орындайтын басқарудың орталықтандырылған функцияларының тобына төмендегілер кіреді:

1) резервуар паркі операторының автоматтандырылған жұмыс орнының мониторында осы өлшеу нәтижелерін сандық және/немесе аналогтық көрсетуі бар мәндерді автоматты түрде қашықтан өлшеу:

әр резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімінің температурасы;

әр резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімінің деңгейі;

әр резервуардағы тауар астындағы судың деңгейі;

мұнайдың немесе мұнай өнімінің тығыздығы (немесе химиялық талдау деректері негізінде қолмен енгізілген);

резервуар паркінің құбырларындағы қысым;

2) резервуар паркі операторының автоматтандырылған жұмыс орнының мониторында осы есептеулердің нәтижелерін сандық және/немесе аналогтық индикациясымен мәндерді есептеу:

әр резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің орташа температурасы;

резервуарды толтыру және босату жылдамдығы;

резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің массасы;

сұрыптары бойынша тұтасымен резервуар паркіндегі мұнай немесе мұнай өнімінің массасы;

3) резервуар паркі операторының автоматтандырылған жұмыс орнының мониторында мыналарды көрсету:

әрбір резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің минималды және максималды рұқсат етілген деңгейлері;

әр резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің нормативті жоғарғы және төменгі деңгейлері;

барлық резервуарлардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің авариялық максималды деңгейі;

түптегі шөгінділерді шаю жүйесінің ақаусыз жұмысын қамтамасыз ететін мұнай немесе мұнай өнімінің минималды деңгейі;

4) резервуар паркінің мнемосұлбасында іріктемелі дабылды және минималды және рұқсат етілген деңгейлердің, стандартты жоғарғы және төменгі деңгейлердің, барлық резервуарлардағы авариялық максималды деңгейлердің белгіленген рұқсат етілген және аварияға дейінгі мәндерінің технологиялық параметрлері бойынша бұзушылықтардың орны мен сипатын анықтау. Технологиялық параметрлердің ағымдағы мәндерінің сәйкестігін осылай бақылау технологиялық жабдықты қауіпсіз пайдалану шарттарына қатысты өлшенетін параметрлер үшін міндетті;

5) түптегі шөгінділерді шаю жүйесінің авариясыз пайдалануын қамтамасыз ететін минималды деңгейдің іріктемелі сигнализациясы;

6) толтырудың максималды жылдамдығына, босатудың максималды жылдамдығына жетудің іріктемелі сигнализациясы;

7) АҚҚ- барлық іске қосу функцияларының (жүйелерінің) сигнализациясы;

8) жұмыс режимдерінің және жүйелердің жарамдығының автоматты диагностика нәтижелерін және ТП АБЖ-да қолданылған автоматика мен есептеу техникасының негізгі құралдарын көрсету.

Орталықтандырылған басқару және қашықтан басқару функциялары резервуар паркінің операторына арналған автоматтандырылған жұмыс орнын қолдану арқылы орындалады.

9-параграф. Технологиялық процесті автоматты басқару жүйесінің құрамына кіретін бақылау-өлшеу аспаптары мен автоматикаға қойылатын талаптар

94. Резервуар паркінің технологиялық процестерді автоматты басқару жүйесін құру немесе жаңарту кезінде қолданылатын БӨА және А-ның техникалық құралдарына мыналар жатады:

алғашқы өлшеу түрлендіргіштері;

бағдарламаланатын бақылағыштар;

екінші ретті өлшеуіш аспаптар;

электрлік орындаушы механизмдер;

автоматтандырылған жұмыс орны мен панельдің операторлық мониторлары;

қызмет көрсететін жабдық.

Резервуар паркінің технологиялық процесін автоматты басқару жүйесін техникалық қамтамасыз ету кешенінің негізін объектіден алынған ақпараттарды жинау және алғашқы өңдеу функцияларын орындайтын микропроцессорлық бағдарламаланатын бақылағыштар құрайды және оның есептеуші өңдеуін технологиялық процесті бақылау мен басқарудың қабылданған және бағдарламаланған алгоритмдеріне сәйкес жасайды.

95. Автоматтандырылған жұмыс орнының операторлық бөлімдері мен панельдер мониторлармен, цифрлық индикаторлармен, аспаптармен және технологиялық объектілерді бақылау мен басқаруға арналған құрылғылармен жабдықталады.

96. Монитор экранында көрсетілетін бейнекадрларды қолдана отырып, ақпаратты көрсетудің нысандары мен әдістері оператордың технологиялық процестің және жабдықтың қазіргі жағдайы туралы барлық қажетті мәліметтерді әр нақты жағдайда қабылдауға ыңғайлы түрде алуын қамтамасыз етеді.

97. Резервуар паркінің технологиялық процесті автоматты басқарудың автоматтандырылған жүйесін әзірлеу кезінде мына талаптарға жауап беретін БӨА және А техникалық құралдары қолданылады:

1) пайдалану мерзімі кемінде он жыл болатын жарылыстан қорғалған, сериялық өндіріс ретінде жасалған;

2) модульдік құрылымы болады және жарылыстан қорғалған орындауда қосымша баптаулары жоқ біртипті модульдердің өзара алмасуын қамтамасыз етеді;

3) өнеркәсіптік қауіпсіздік сараптамасынан өткен және "Азаматтық қорғану туралы" Қазақстан Республикасының Заңына сәйкес (функционалдық, өрт және электр қауіпсіздігі талаптарын қанағаттандыру мақсатында) қауіпті өндірістік объектілерде пайдалану үшін жазбаша рұқсат алған;

4) өздері туралы эксплуатациялық құжаттардағы талаптарды сақтаумен орнатылады, сонымен қатар жүйенің жұмыс істеуі және техникалық қызмет көрсету кезінде оларды пайдалану ыңғайлы болуы керек;

5) техникалық құралдар және жүйелермен өзара әрекеттесу кезінде интерфейстер тұрғысынан үйлесімді болады;

6) жүйенің қалған техникалық құралдарында конструктивті өзгертулерсіз немесе түзетулерсіз балама функционалдық мақсаттағы құралмен ауыстыруға мүмкіндік береді (ТП АБЖ туралы жобалау немесе пайдалану құжаттамасында арнайы көзделген жағдайларды есепке алмағанда);

7) оларға арналған пайдалану құжаттамасында көрсетілген шарттарда ғана пайдалануға жол беріледі (осындай техникалық құралдарға арналған мәннен асатын ортада пайдалану қажет болған жағдайда, оларды сыртқы әсер етуші факторлардың ықпалынан қорғау үшін шаралар қарастырылады);

8) сыртқы электр және магнит өрістері жағдайында, сонымен қатар электр тізбектеріндегі кедергілер туындағанда жұмыс істеуге қабілетті болуы керек.

Резервуар паркіндегі ТП АБЖ объектінің төмендемейтін авариялық резервінің құрамына негізделген қосалқы бөлшектер, құралдар мен керек-жарақтар (бұдан әрі - ҚҚК) жиынтығы қамтамасыз етіледі.

98. Сыртқы орнату кезінде өлшеу құралдары осы өлшеу құралдарын орналастыру аймағының климаттық жағдайлары бойынша, ал үй-жайлардың ішінде орнату кезінде 1-кесте бойынша таңдалады.

1-кесте

Үй-жайлардың ішінде орнатылған кездегі өлшемқұралдарын пайдалану шарттары

Параметр	Шарт
Қоршаған орта температурасы	5°С-ден 50°С-ге дейін
Салыстырмалы ылғалдылық	конденсат пайда болмастан 10% -дан 95%-ға дейін
Атмосфералық қысым	84кПа-дан 106,7кПа-ға дейін (630мм сынап бағанасынан бастап 800мм сынап бағанасына дейін)

99. Резервуарлар, бекіту-реттеу және тыныс алу арматурасы, БӨА және А технологиялық схемаға сәйкес нөмірленіп, жұмысқа жарамды күйде ұсталады.

100. БӨА және А құрылғыларына арналған үй-жайларда зиянды заттардың үй-жайларға енуіне жол бермес үшін үнемі жұмыс істейтін желдету жүйелерінен ауаның келуіне кепілдік беріледі.

101. Бақылау және автоматика құрылғыларына берілетін ауа кептірілуі керек.

102. Автоматты қорғану, БӨА және А құралдарын монтаждау, бөлшектеу бойынша барлық жұмыстар оларды оқшаулағанда ғана (ажыратылған импульстік желілер мен электр сымдары) жүзеге асырылады.

103. Автоматты қорғану, сигнализация және БӨА және А жүйелері Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігінің 2015 жылғы 20 наурыздағы №230 бұйрығымен бекітілген Электр қондырғыларының қағидаларына(нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 тіркелген) сәйкес келуі керек.

104. БӨА және А-ның қалқандарында орналасқан автоматты қорғану құралдарында олардың қолданылу мақсатын анықтайтын жазуы болады, ал аспап шкаласында рұқсат етілген параметрлер анық белгіленеді.

105. Бұғаттауды енгізумен аспапты қолмен басқару органдарына қолдану және белгіленген реттіліктен бөлек реттілікте реттеу мүмкіндігін болдырмау қажет.

Егер жабдықта бір операцияны әртүрлі посттардан орындауға арналған бірнеше басқару органдары болса (мысалы, қашықтан басқару және тікелей жұмыс орнында басқару үшін), әр түрлі посттардан біруақытта басқару мүмкіндігі қарастырылмайды. Авариялық ажырату батырмаларында көрсетілген бұғаттау болмауы керек.

Жабдықтарда, құрылғыларда арақашықтығының алыс болуы немесе көріну мүмкіндігінің шектеулі болуына байланысты бірнеше авариялық ажырату батырмалары бар бекітілген батырмалар қолданылады, ал оларды басқаннан кейін мәжбүрлі түрде әсер етпейінше құрылғылар бастапқы қалпына келе алмайды.

Бұғаттау жүйелері мен автоматты қорғану жүйелерінің іске қосылуын берілген мән бойынша тексеруді бас техникалық басшы бекіткен график бойынша жүргізіп, журналға тіркеу керек. Журналдың нысаны осы Қағидаларға қоса берілген 2-қосымшада келтірілген.

10-параграф. Жаңа резервуарларды пайдалануға қабылдау

106. Резервуардың түрі мен қолданылу мақсаты, оның жабдықталуы, коррозияға қарсы іс-шаралары, монтаждау әдісі өнім көлеміне, технологиялық процеске, климаттық жағдайларға, қоршаған ортаның сипаттамаларына байланысты резервуарды салудың жобалық-сметалық құжаттамасына негізделеді.

107. Жаңадан салынған резервуарды монтаждау мынадай шарттар орындалғанда аяқталған болып есептеледі:

1) резервуардың құрылымдық элементтері, оның негізі мен іргетасы жоба шешіміне дәлме-дәл сәйкес салынған;

2) жабдық резервуарды дайындауға арналған жоба шешімінің талаптарына сәйкес жинақталған;

3) конструкцияларды монтаждау жұмыс жүргізу және технологиялық карталарға сәйкес жүзеге асырылған;

4) болат конструкциялар резервуарды дайындауға арналған жобаның нұсқауларына сәйкес қапталған және боялған.

Резервуарларды монтаждау және пайдалану технологиялық регламент және өндірушінің техникалық құжаттамасына сәйкес жұмысты ұйымдастыру жобасы бойынша орындалады.

108. Резервуарды пайдалануға жіберердің алдында оның беріктік пен герметикалық қасиеті сыналады, сонымен қатар түбінің сыртқы контурының көлденеңдігі және резервуар қабырғасының геометриялық пішіні тексеріледі.

109. Сынақ басталар алдында резервуарды монтаждауға қатысатын ұйымдар тапсырыс берушіге жұмысты орындауға арналған барлық техникалық құжаттаманы ұсынады, оның ішінде:

1) металл және дәнекерлеу материалдарының сапасын куәландыратын, резервуардың болат конструкцияларына арналған сертификаттар (немесе олардың көшірмелері);

2) резервуарды дайындау кезінде жүргізілген дәнекерлеу жұмыстары туралы деректер және дәнекерленген қосылыстардың сапасын тексеру нәтижелері;

3) осы Қағидалардың 3-қосымшасындағы нысанға сәйкес гидрооқшаулағыш қабаттың негізін және құрылғысын дайындау бойынша жасырын жұмыстарға арналған актілер;

4) дәнекерленген байланыстарды бақылау нәтижелері;

5) жобалау құжаттамасы.

110. Понтоны (жылжымалы қақпағы) бар резервуарлар үшін понтонның тығыздаушы сырғытпасын конструкциялауға арналған техникалық құжаттама, сонымен қатар монтаждаудан кейін жылжымалы қақпақтардың (понтондар) герметикалығын сынау актілері осы Қағидалардың 4-қосымшасындағы нысанға сәйкес ұсынылады. Понтонға арналған техникалық құжаттамада оның массасы көрсетілуі керек. Синтетикалық материалдардан жасалған қорғаныш жабыны үшін қолданылатын материалдың сипаттамалары келтіріледі: маркасы, компоненттері, дайындау әдісі, температура режимі және сол сияқты.

111. Понтонның немесе жылжымалы қақпақтың сыртқы қабырғасының периметрі тығыздағыш сырғытпалардың элементтерін бекіту нүктелерін белгілеу үшін қабырғаның жоғарғы шетімен бірдей деңгейде болуы керек.

112. Понтон қорапшасының немесе жылжымалы қақпақтың сыртқы қабырғасының жоғарғы жиегінің көлденеңдігі әр қорапта кем дегенде үш нүктеде нивелирлеу арқылы анықталады.

113. Жылжымалы қақпақтың немесе понтонның бағыттаушы бағаналарының тік екендігін бағыттаушылардың жоғарғы жағынан қораптардың жоғарғы жағына түсірілген тіктеуішпен тексеру керек. Бағыттаушы тіректің осі қораптың бағыттаушы келте құбырының ортасынан өтуі керек.

114. Понтон қораптарының сыртқы қабырғасының жоғарғы жиегі (синтетикалық понтондардың қатты сақиналары) арасындағы немесе жылжымалы қақпақ пен резервуар қабырғалары арасындағы саңылауларды белдеулердің қиылысатын аумағында (50 мм – 100 мм қашықтықта) қабырғаның әрбір тік тігісіне қарсы, ал қажет болған жағдайда миллиметрлік бөлімдері бар сызғышпен тігістердің арасы өлшенеді. Өлшеу нәтижелері жобалық мәліметтермен салыстырылады.

115. Резервуар қабырғасының бірінші белдеуінің тік дәнекерленген тігісі қабылдау және тарату келте құбырларының арасында орналаспайды. Жабдықтың жекелеген элементтерінің дәнекерленген тігістерін көршілес тігістен 500 мм-ден жақын болмайтындай және қабырғаның көлденең байланысқан жерінен 200 мм-ден жақын болмайтындай етіп орналасады.

116. Сыйымдылығы 1000 м3 және одан да көп резервуарларда, ауданы кемінде 7м2 болатын қабырғаның бір табағында қондырғыларды орнату үшін төрттен артық кесінді жасауға жол берілмейді; резервуарларды жылытуға арналған ирек түтіктер мен штуцерлерді қабырғаның кесінділері жоқ табағына қоюға болады (қабылдау және тарату құбырлары бар парақты қоспағанда); бұл жағдайда диаметрі 100 мм-ден аспайтын сегіз штуцерді бір табаққа орнатуға рұқсат беріледі. Сыйымдылығы 700 м3 дейінгі резервуарларда (қоса алғанда) жабдық орналастырудың ыңғайын ескере отырып орналастырылуы мүмкін, бірақ аталған Қағидалардың 129-тармағын міндетті түрде сақтау қажет.

117. Резервуар қабырғасын металл табақтары арқылы құрастыру кезінде бірінші белдеу табақтарының тік қиысқан жері мен табанының жиектерінің тігістері арасындағы саңылаулардың өлшемі кемінде 200мм, ал тік қиысқан жері мен жеке белдеулердің арасындағы саңылаулардың өлшемі кемінде 500мм болуы керек.

118. Бірінші белдеуге орнатылған резервуар жабдықтарының келте құбырларын салу және дәнекерлеу резервуарға гидравликалық сынақ жүргізілгенге дейін аяқталуы керек.

Резервуар жабдығының күшейтуші жағаларының ені кем дегенде 150мм болуы керек.

119. Резервуар түбінің барлық тігістерінің герметикалығы вакуумдық камераның көмегімен, ал резервуардың басқа бөліктерінің тігістері керосинмен тексеріледі. Енетін сәуленің көмегімен бақылау мыналарға қолданылады:

1) сыйымдылығы 2000 м3-тан 20000 м3-қа дейінгі оралған дайындамалардан салынған резервуарлар үшін қолданылады, I және II белдеулердің дәнекерленген байланыстарының тік және көлденең тігістері қиылыстарының 100% және II, III және IV белдеулер қиылыстарының 50% тексеруге жатады, ал монтаждау орнында резеруар қабырғалардың тік монтаждық байланыстары тексеріле отырып;

2) орама әдісі бойынша салынған резервуарларға қолданылады және I белдеудің, II белдеудің төменгі бөлігінің барлық түйіспелі байланыстарын, II, III және IV белдеулердің 50% байланыстарын әсіресе олардың көлденең байланыстармен қиылысын тексеріле отырып;

3) резевруар қабырғаларының оларға жанасатын жерлерде төменгі тұстарының барлық түйіспелі байланыстары үшін қолданылады, түсірілетін суреттің ұзындығы кемінде 240 мм болуы керек.

Қалыңдығы 10 мм және одан жоғары дәнекерленген байланыстарды сәуле түсіру арқылы тексерудің орнына ультрадыбыстық дефектоскопия жүргізуге рұқсат етіледі, содан кейін ақау белгілері бар тігістердің орналасқан жері енетін сәуле арқылы тексеріледі.

120. Сыртқы түрі бойынша дәнекерленген байланыстардың тігістері мына талаптарға сай болуы керек:

1) негізгі металға күрт өтпейтін, тегіс немесе біркелкі қабыршақты (бұжыры жоқ, күйіп кетпейтін, тарылмайтын және үзілмейтін) беткейі болуы керек. Динамикалық жүктемені қабылдайтын құрылымдарда бұрыштық тігістер негізгі металға біртіндеп ауысатындай етіп салынады; балқыма металл тігістің бүкіл ұзындығы бойынша тығыз болып, жарықтары мен ақаулары болмауы тиіс;

2) негізгі метал тілінділерінің тереңдігі болаттың қалыңдығы 4-10 мм болғанда 0,5 мм-ден, ал болаттың қалыңдығы 10 мм-ден жоғары болғанда 1 мм-ден аспауы керек;

3) барлық кратерлерді дәнекерлеу керек.

121. Монтаждау кезінде металл немесе синтетикалық понтоны бар резервуарларды қабылдау кезінде мыналарды тексеру қажет:

1) резервуар қабырғасы мен понтонның борты арасындағы саңылау мөлшері, сақиналы сырғытпалардың, бағыттаушы құбырлардың сырғытпаларының, қолмен өлшенетін құбырлардың, орталық тіреудің тығыздығы;

2) кілемнің тігістері мен материалдарының күйі (шала дәнеркерлеу мен үзілістерге жол берілмейді);

3) қораптардың, қалтқылардың күйі;

4) жерге тұйықтағыш құрылғысына арналған бекіткіштің болуы;

5) сырғытпа бөліктерін қатайту сақинасымен бекіту;

6) тор жолақтарын бір-бірімен байланыстыру және тордың шеттерін периметрі бойынша тығыздау;

7) статикалық электр энергиясынан қорғаныстың болуы;

8) сырғытпа конструкциясының жұмысқа қабілеттілігі;

9) дренаждық құрылғылардың жұмысқа қабілеттілігі;

10) деңгей өлшегіштің, сынама алушының жұмысқа қабілеттігі.

Монтаждаудан кейін резервуарды пайдалануға қабылдауды осы резервуарды пайдаланатын ұйымның бұйрығымен тағайындалған комиссия жүргізеді.

11-параграф. Резервуарлардың герметикалығы мен беріктігін сынау кезінде қойылатын талаптар

122. Резервуарларды пайдалануға қабылдау резервуардың герметикалығы мен беріктігін сынағаннан кейін жүргізіледі және ол кезде жабдық толықтай орнатылады және сыртқы қарап-тексеруден өткізіліп, жоба талаптарына сәйкес ұсынылған құжаттамаға сай жүргізіледі.

123. Резервуарларға гидравликалық сынақ жүргізбес бұрын, нөсер кәрізін орнату бойынша жұмысты аяқтау қажет.

124. Гидравликалық сынақтарды жүргізген кезде резервуардың күйін қарап-тексеру іс-шараларын дайындау қажет, ол үшін:

1) резервуар қабырғасының сыртқы бетін, әсіресе кертікті және темірбетон сақинаның айналасын жарықтандыруды күшейту;

2) орындаушы құрылғылардың, қондырғылардың және электр желілерінің қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін резервуарды тәулік бойы күзетуді ұйымдастыру;

3) резервуарды қоршап бөгейтін бөлікті жарықтандыру;

4) командалық пунктте күзетшілермен және резервуарды сынақтан өткізетін жеке құраммен сенімді телефон байланысын ұйымдастыру керек немесе бұл үшін арнайы бөлінген автокөлік болуы керек;

5) резервуарлар тұрған жерге іргелес жатқан цех диспетчерімен байланыс орнату және оларға резервуардың тола бастағаны туралы хабар беру.

125. Сынаққа қатысатын қызметкерлерге мақсатты нұсқама жүргізіледі.

Сынақтардың барлық кезеңінде радиусы резервуардың кемінде екі диаметрі болатын қауіпті аймақтың шекарасы белгіленеді, оның ішіне сынаққа қатысы жоқ адамдарға кіруге тыйым салынады.

Сумен толтыру кезеңінде гидравликалық сынақ жүргізетін адамдар қауіпсіз аймаққа шығарылады.

126. Резервуарлардың герметикалығына сынақ жобада көзделген биіктікке дейін оны сумен толтыру арқылы жүргізіледі.

127. Қысым немесе вакуум артқан кезде резервуарды қарап-тексеруге сынақ жүктемелеріне жеткеннен кейін 10 минуттан кешіктірмей рұқсат етіледі. Бақылау құрылғылары қауіпті аймақтан тыс жерлерде немесе қауіпсіз үй-жайларда орнатылады.

128. Құбырдың икемді учаскесі болмаған жағдайда, оның резервуар жағынан алғандағы алғашқы тіреуі гидравликалық сынақтар аяқталғаннан кейін орнатылады.

129. Металл немесе синтетикалық понтондары, жылжымалы қақпақтары бар, қысымы жоғары резервуарлар жобалау құжаттамасы мен әзірлеуші зауыттың нұсқаулығына сәйкес сыналады.

130. Резервуарлардың беріктігін сынау тек есептік гидравликалық жүктемеге жүргізіледі. Төмен қысымды резервуарларды сынау кезінде артық қысымның мөлшері 25%-ға қабылданады, ал егер жобада сәйкес нұсқау көрсетілмесе, вакуум жобалық мәннен 50% жоғары болады. Жүктеме ұзақтығы - 30 минут.

131. Бақылау түтіктері арқылы резервуар түбінің шетінен сұйықтықтың ағып кеткені анықталса және төсеніштің бетінде ылғалды дақтар пайда болса, сынақтар тоқтатылады, одан кейін суды ағызылып, судың ағу себебі анықталады. Қабырғалардың дәнекерленген тігістерінде жарықтар пайда болған кезде сынақ тоқтатылып, су төмендегі деңгейге дейін ағызылады:

1) I-ден IV-ке дейінгі белдеулерде жарықтар анықталған кезде бір белдеу төмен;

2) VI және одан жоғары белдеулерде жарықтар табылған кезде V белдеуге дейін.

132. Гидравликалық сынақтар 5°C-ден жоғары қоршаған орта температурасында жүргізіледі. Қысқы мерзімде сынақтар өткізу қажеттігі туындаса, құбырлар мен сырғытпаларда судың қатуын болдырмайтын және резервуар қабырғаларының қатып қалуының алдын алатын шаралар қабылданады.

133. Понтондары бар (жылжымалы қақпақтар) резервуарлардың гидравликалық сынақтарын тығыздаушы сырғытпаларды орнатпастан бұрын жүргізу керек. Гидравликалық сынақтар кезінде понтонның немесе жылжымалы қақпақтың көтеру (түсіру) жылдамдығы жұмыс жылдамдығынан аспауы керек.

Резервуарды сумен толтырудың бастапқы кезеңінде люк арқылы понтонның көтерілуін бақылау қажет. Понтонның (жылжымалы қақпақтың) қозғалысы бірқалыпты, кедергісіз, жұлқусыз, шусыз және "булығусыз" болуы керек.

134. Жобалық деңгейге дейін сумен толтырылған резервуарлар артық қысымсыз жүктемені ұстаумен гидравликалық қысымға сыналады:

кем дегенде 24 сағат ішінде 10000 м3-қа дейін;

48 сағаттан кем емес уақытта 10000 м3-тан 20000 м3-қа дейін;

кем дегенде 72 сағат ішінде 20000 м3-тан жоғары.

Егер сынақ кезінде корпустың бетінде немесе резервуар түбінің шеттерінен су ақпай, ішіндегі су деңгейі төмендемесе, резервуар гидравликалық сынақтан өтті деп саналады. Табылған ұсақ ақауларды (тесіктер, ойықтар) бос резервуарда түзетіп, герметикалығын тексеру керек.

135. Көлденең жерге көмілген резервуарлар 1,25 жұмыс қысымына сынақтан өткізіледі.Сынақ қысымы мәнінің шекті ауытқуы ±5% - дан аспауы тиіс.

12-параграф. Резервуарларды пайдалану барысындағы сенімділікті қамтамасыз ету бойынша негізгі ережелері

136. Резервуарлардың сенімділігі дегеніміз белгіленген параметрлер бойынша олардың мұнай мен мұнай өнімдерін қабылдауын, сақтауын және алу функцияларын орындауын (толу деңгейі, тығыздығы және тұтқырлығы, температурасы, айдау және өнімді шығару жылдамдығы, резервуарлардың айналымы және қар жамылғысының массасы, жел күші, есептік температура және сейсмикалық әсер) білдіреді.

137. Резервуардың және оның элементтерінің сенімділік деңгейін бағалау техникалық құжаттамамен анықталған белгіленген құрылыс параметрлеріне сәйкес жүргізіледі.

138. Резервуарларды пайдаланудың сенімділігін сипаттайтын критерийлер:

1) резервуардың жұмыс қабілеті - оның өз функцияларын техникалық құжаттама талаптарында белгіленген параметрлерден ауытқымай орындай алатын күйі. Резервуардың жұмысқа қабілеттілігін сақтау үшін ағымдағы және күрделі жөндеуді уақтылы жүргізу қажет, сонымен қатар ақаулардың алдын-алу және оларға ерте диагностика жүргізу қажет.

2) резервуардың ақаусыз жұмыс істеуі - резервуардың және оның элементтерінің пайдалану кезінде мәжбүрлі үзіліс жасамастан жұмыс қабілетін сақтау қасиеті. Ақаусыз жұмыс істеу ықтималы сенімділіктің сандық индикаторы ретінде қызмет етеді (беріктік, тұрақтылық және төзімділік критерийі);

3) резервуардың және оның элементтерінің ұзаққа жарамдылығы - конструкцияның техникалық қызмет көрсету мен жөндеуге қажет үзілістер жасауын қоса алғанда, шекті күйге дейін жұмыс қабілетін сақтау қасиеті. Ұзаққа жарамдылықтың көрсеткіші ретінде ресурс немесе қызмет ету мерзімі қарастырылады;

4) резервуар элементтерінің жөндеуге жарамдылығы олардың ақауларды болдырмауға және анықтауға және оларды істен шыққанға дейін техникалық қызмет көрсету кезеңінде жөндеуге бейімделуінде жатыр. Жөндеу жұмыстарына жұмсалатын еңбек, уақыт және қаржы жөндеуге жарамдылықты анықтайды.

139. Резервуарлардың сенімділігі мен ұзаққа жарамдылығын қамтамасыз ететін негізгі факторлар:

1) іргетастар мен негіздердің сапалы салынуы;

2) болат конструкциялардың зауытта жоғары сапалы дайындалуы және оларды дұрыс тасымалдау;

3) резервуарлар мен олардың элементтерінің геометриялық пішінінің сақталуы;

4) құрылыс және монтаж жұмыстарының сапасын бақылау;

5) ағымдағы және күрделі жөндеу графиктерінің сақталуы.

140. Техникалық жағдайды уақтылы және сапалы бағалау және анықталған ақауларды жою жұмыс кезінде олардың сенімділігін арттырады. Мұндай бағалауды тек дәнекерленген байланыстарға дефектоскопия жүргізу, метал сапасын тексеру, жекелеген элементтердің қабырғаларының қалыңдығын және геометриялық пішінін бақылауды қамтитын кешенді тексеру негізінде алуға болады.

13-параграф. Резервуар паркінің аумағына қойылатын талаптар

141. Мұнай және мұнай өнімдері қоймаларының резервуарлық парктері көршілес елді мекендер, кәсіпорындар, жалпы желінің теміржолдары аумағына қатысты төменірек орналастырылады.

142. Жер үстіндегі резервуарлар тобының жалпы сыйымдылығы 2-кестеге сәйкес алынады.

2-кесте

Жер үсті резервуарлар тобының жалпы сыйымдылығы

Резервуарлар	Топта орнатылатын резервуарлардың жеке номиналды көлемі, м3	Сақталатын мұнай және мұнай өнімдерінің түрі	Топтың рұқсат етілген жалпы номиналды сыйымдылығы, м3	Бір топта орналасқан резервуарлар арасындағы минималды арақашықтық
1. Жылжымалы қақпағы бар	50 000 және одан да көп	сұйықтықтың түріне қарамастан	200 000	30 м
	50 000-нан кем	дәл солай	120 000	0,5Д, бірақ 30 м-ден артық емес
2. Понтоны бар	50 000	-"-	200 000	30 м
	50 000-нан кем	-"-	120 000	0,65Д, бірақ 30 м-ден артық емес
3. Стационарлы қақпағы бар	50 000 және одан аз	тұтану температурасы 45°С-ден жоғары мұнай және мұнай өнімдері	120 000	0,75Д, бірақ 30 м-ден артық емес
		дәл солай, тұтану температурасы 45°C және одан төмен.	80 000	0,75Д, бірақ 30 м-ден артық емес
Ескертпелер: 1. Қолданылған типтік тік және көлденең резервуарлардың номиналды көлемі және олардың негізгі өлшемдері осы Қағидалардың 5-қосымшасына сәйкес келтірілген. 2. Типі, өлшемі және көлемі әртүрлі резервуарлар арасындағы қашықтық осы резервуарлар үшін белгіленген шамалардың ең үлкені деп қабылданады.

143. Жер үсті резервуарының әр тобының периметрі бойынша төгілген сұйықтықтың гидростатикалық қысымына есептелген жанбайтын материалдардан жасалған жоғарғы ені кемінде 0,5м болатын жабық жер үймеленуін немесе қоршайтын қабырғаны қарастыру қажет.

Үйілген ішкі еңіс немесе қоршау қабырғалары арасында қалыптасқан, құрылыс салынбаған, топырақпен үйілген жер төгілген сұйықтықтың есептік көлемімен анықталады, ал бұл топтағы ең үлкен резервуардың немесе бөлек тұрған резервуардың номиналды көлеміне тең.

Резервуарлардың әр тобының іргесіндегі үймелеу немесе қоршау қабырғасының биіктігі төгілген сұйықтықтың болжамды көлемінің деңгейінен 0,2м жоғары болуы керек, бірақ номиналды көлемі 10000 м3-қа дейін және көлемі 10000м3 және одан жоғары резервуарлар үшін 1,5м-ден кем болмауы керек.

Резервуарлардың қабырғаларынан ішкі үйінді беткейлерінің түбіне дейінгі немесе қоршау қабырғаларына дейінгі арақашықтықты көлемі 10000 м3 дейін болатын резервуарлардан кемінде 3м, ал көлемі 10000 м3 және одан да көп болатын резервуарлардан 6м болуы керек.

Көлемі 400 м3 және одан аз, жалпы сыйымдылығы 4000 м3 дейінгі жалпы резервуарлар тобынан бөлек (оның сыртқы жағалауларынан тыс) тұрған резервуарлар тобы тұтас топырақ үйіндісімен немесе тік резервуарлар үшін биіктігі 0,8м, ал көлденең резервуарлар үшін биіктігі 0,5 м қабырғамен қоршалады. Бұл резервуарлардың қабырғаларынан үйіндінің ішкі беткейлерінің түбіне дейінгі арақашықтық қандай да бір нормамен реттелмейді.

144. Жер асты резервуарларының айналасына үйінді жасау тек осы резервуарларда мұнай мен мазутты сақтаған кезде қарастырылады.Үйіндінің ішкі беткейлері арасында қалыптасқан көлемді төгілген сұйықтықтың топтағы ең үлкен жерасты резервуарының көлемінің 10% -на тең мөлшерде ұстау шарттарынан анықталады.

Егер осы резервуарлар тобының айналасындағы автомобиль жолдарының жол төсемінің беткейлері арасында қалыптасқан көлем көрсетілген шартқа сәйкес келсе, мұнай мен мазутты сақтайтын жерасты резервуарлары тобын топырақ үйіндісімен қоршау қарастырылмауы мүмкін.

145. Жерүсті резервуарлардың бір тобының аясында ішкі топырақ үйінділері немесе қоршау қабырғалары барларын бір-бірінен ажыратылады:

көлемі 20000м³ немесе одан көп немесе жалпы сыйымдылығы 20000м³ болатын бірнеше кішігірім резервуарлар;

басқа мұнай өнімдері бар резервуарларды май мен мазуты бар резервуарларды ажырату.

Ішкі топырақ үйіндісінің немесе қабырғаның биіктігі:

көлемі 10000м³ және одан да көп резервуарлар үшін -1,3 м;

басқа резервуарлар үшін - 0,8 м.

Ескерту. 145-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

146. Топтағы резервуарлар төмендегідей етіп жіктеледі:

номиналды көлемі 1000 м3-тан кем - төрт қатардан аспайтын;

көлемі 1000 м3-тан 10000 м3-қа дейін - үш қатардан аспайтын;

көлемі 10 000 м3 және одан да көп - екі қатардан аспайтын.

147. Екі немесе одан да көп қатарда орналасқан жер үсті резервуарларының әр тобында, егер қоймалардың ішкі жолдары мен өткелдерінен резервуарларға өрт сөндіру құралдарын жіберу мүмкіндігі болмаса, жылжымалы өртке қарсы құрал-жабдықтарының үйінді ішінде жүруіне рұқсат беріледі. Бұл ретте жолдың жүріс бөлігінің жоспарлау белгісі төгілетін сұйықтықтың болжамды көлемінің деңгейінен 0,2м жоғары болуы керек.

148. Үйіндіден немесе қоршау қабырғасынан өту және резервуардың толтырғышына көтерілу үшін үйіндінің немесе қоршаудың қарама-қарсы екі жағынан резервуарлар тобына ені 0,7 м кем болмайтын, кемінде төрт баспалдақ, ал бөлек тұрған екі резервуар үшін кемінде екі баспалдақ қарастырылады.

Үйінділерден өтетін өткелдер мен резервуарлардағы стационарлы баспалдақтар арасында ені 0,75 м-ден кем болмайтын жаяу жүргіншілерге арналған жол (тротуарлар) қарастырылады.

Үйінділер ішіне салынған құбыр желілерінің қосылыстары дәнекерленеді. Арматураларды қосу үшін жанбайтын төсемелері бар фланецті қосылыстарды қолдануға рұқсат етіледі.

Қызметкерлерді 0,75 м биіктікке көтеруі қажет объектілер баспалдақтармен, ал 0,75 м-ден жоғары биікке шығу қажет болғанда, таяныштары бар баспалдақтармен қамтамасыз етіледі.

Адамдардың құбырлардың үстінен өтуі керек жерлерде құбырлардың үстінен аяқтың таюына жол бермейтіндей жабыны бар, ені кемінде 0,65м, биіктігі кемінде 1,0 м болатын таяныштары бар көпірлер орнатылады. Басқа жерлердегі үймелер арқылы өтуге тыйым салынады.

149. Резервуарлардың үйінділері әрдайым еш ақаусыз, жұмыс күйінде болуы керек.

150. Резервуарлық парктерді қайта құру кезінде резервуарға тікелей орнатылған және тек осы резервуарға қызмет көрсетуге арналған негізгі тиекті сырғытпаларды қоспағанда, сырғытпаларды үйіндінің ішіне орналастыруға жол берілмейді. Будың жану температурасы 45°C (318K) және одан төмен мұнай өнімдеріне арналған резервуарлардың жеткізу құбырларына орнатылған сырғытпалар ортаның температурасы мен қысымына қарамастан болаттан жасалуы керек.

Мұнай өнімдерін булану температурасы 45°С-ден жоғары резервуарларда сақтау кезінде қоршаған ортаның температурасы минус 30°C-ден төмен емес, ал құбырдағы жұмыс қысымы 1,6МПа-дан аспайтын жағдайда кокстық шойыннан жасалған арматураны орнатуға рұқсат етіледі.

151. Құдықтар мен сырғытпаларды басқару камералары үйіндінің сыртында орналасады.

152. Жөндеу жұмыстары кезінде ауыр техниканы немесе материалдарды резервуарларға тасымалдау үшін топырақ төге отырып, үйінділер арқылы тасымалдауды ұйымдастыру қажет.

Резервуарлық парктердегі үйінділер арқылы кіретін жолды ұйымдастыру үшін кәсіпорын басшылығымен келістіріледі.

153. Резервуар паркінің аумағынан мынадай ағынды сулар өндірістік жаңбыр кәрізіне жіберіледі:

1) тұндыру процесінде мұнай өнімдерінің сулануының салдарынан және конденсация процесінде ауадан ылғал алу нәтижесінде пайда болған тауар астындағы су (магистральдық мұнай құбырлары арқылы жеткізілетін мұнай өнімдерінің резервуарлық парктерінен басқа);

2) атмосфералық, яғни жаңбыр мен қардың еруі кезеңінде пайда болатын;

3) өрт кезінде резервуарларды салқындатуға жұмсалатын.

Осы мақсатта жаңбыр суын алатын құдықтарға бағытталған тиісті жоспарлау қажет.

154. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

155. Резервуарларды тазарту кезінде пайда болған ағынды суларды өнеркәсіптік жаңбыр суларын ағызу жүйесіне жіберуге болмайды. Олар жиналмалы құбырлар арқылы қалдық жинағыштарға шығарылады және тұндырылғаннан кейін өндірістік немесе өндірістік-жаңбырлы кәріздер жүйесі арқылы тазарту құрылғыларына жіберіледі.

156. Өнеркәсіптік жаңбыр суларын ағызу желісіне мұнай мен мұнай өнімдерінің түсуіне тіпті авариялық жағдайларда да жол берілмейді. Резервуар паркінің аумағында орнатылған жаңбыр құдықтары қоршау үйіндісінен немесе үйіндіден тыс жерлерде жұмыс істейтін тығыздаушы құрылғылармен (сақпандармен) жабдықталады. Сақпанның қалыпты жағдайы болып "жабық" күйіндегісі есептеледі. Резервуар парктерінде орналасқан кәріз желілерінің нөмірлері тазарту құрылғылары құбырларының технологиялық схемасына қатаң сәйкестікте болуы керек.

157. Резервуар паркінің кәріз желілерінің өткізу қабілетін сақтау үшін олар жылына кемінде екі рет профилактикалық мақсатта тазартылады.

158. Кәсіпорын аумағында резервуар түбінің шөгуін өлшеу үшін топырақтың қату тереңдігінен төменге тереңдік репері орнатылады. Көлденең жерасты резервуарлар үшін олардың көлбеуін жыл сайын анықтау үшін шығаруға арналған реперлік нүктелер болуы қажет.

159. Тәуліктің қараңғы уақытында резервуар паркінің аумағы жарықтандырылады.

160. Резервуар парктерін жарықтандыру үшін резервуар паркінің сыртқы қоршауынан (үйіндіден) тыс орналасқан және қызмет көрсетуге арналған платформалармен және баспалдақтармен жабдықталған мачталарға орнатылған прожекторларды прожекторлар пайдаланылады.

14-параграф. Өндірістік операциялар

161. Құю және мұнай айдау станцияларының құбырлары үшін технологиялық схемалар жасалады.

Әр құбырдың белгілі бір белгісі бар, ал ілмекті арматура нөмірленуі керек. Техникалық қызмет көрсетуші персонал құбырлардың, сырғытпалардың орналасуын және оларды пайдалану мақсатын білуі керек.

Қауіпті өндірістік объектінің басшысымен бекітілген технологиялық схема арнайы бөлінген жерде (диспетчерлік пункт, оператор бөлмесі, техникалық жетекшіде) орналастырылады.

162. Резервуар парктерінде, сорғы қондырғыларында, құбыр желісінің коммуникациясында және арматураның орналасуында жасалған барлық өзгерістер технологиялық схемаға, технологиялық регламентке енгізіледі, қызмет көрсетуші персонал хабарландырылады. Жобалық құжаттамаға өзгерістер енгізбестен кәсіпорындарда технологиялық схемалар мен технологиялық регламенттерді өзгертуге жол берілмейді.

163. Мұнай және мұнай өнімдерінің бірнеше түрін резервуарлардың бір тобында сақтау кезінде мұнай мен мұнай өнімдерінің әр түрін қабылдау және айдау үшін бөлек коллекторлар қарастырылады.

164. Резервуарлардағы мұнай мен мұнай өнімдерінің қызу температурасы 90°C (363K)-ден аспауы керек және мұнай мен мұнай өнімдері буының жану температурасынан кемінде 15°C-ге төмен болуы керек.

165. Мұнай немесе мұнай өнімдерінің қызу температурасын бақылау керек және өлшеу деректерін мұнай немесе мұнай өнімдерін бумен жылыту жөніндегі журналға жазу керек.

166. Тұтқыр мұнай мен мұнай өнімдері жылытуға және соруға арналған максималды шығындар қамтамасыз етілетін температураға жеткенге дейін қыздырылады. Оңтайлы қыздыру температурасын анықтауға арналған бастапқы деректерді таңдау төгудің (құюдың) нақты шарттарына, мұнайдың немесе мұнай өнімінің және қоршаған ортаның температурасына, мұнай мен мұнай өнімнің қасиеттеріне және өзге шарттарға байланысты.

167. Жылытудың оңтайлы температурасы мен ұзақтығы технологиялық процестердің талаптары негізінде таңдалады.

168. Металл понтоны бар резервуарлардағы мұнай немесе мұнай өнімдерінің максималды температурасы резервуарлардың жұмыс параметрлері шегінде қабылданады.

169. Бу жылытқыштарға бу жібермес бұрын гидравликалық соққыны болдырмау үшін олар судан (конденсаттан) босатылады. Буды жіберу бу өткізу шұрасын біртіндеп және бірқалыпты ашу арқылы іске қосылады.

Резервуардың ирек түтігіне бу айдау кезінде конденсатты ағызатын барлық құбырлар ашылады.

Бу жылытқыштарының герметикалығын бақылау және мұнай мен мұнай өнімдерінің суға толуының алдын алу үшін ағатын конденсаттың тазалығын үнемі қадағалап отыру қажет.

170. Резервуардың арматурасы қатып қалса, оны отпен қыздыруға болмайды. Ол үшін су буын немесе ыстық суды қолдануға болады.

171. Мұнай мен мұнай өнімдерін резервуарларда сақтау кезінде олардың шығынын азайту үшін:

1) резервуарлардың жұмысқа толықтай техникалық жағынан жарамды болуын және герметикалығын сақтап отыру;

2) резервуардың барлық жабдықтарын (мысалы, сырғытпалар, сақпандар, көтергіш құбырлар, сифон крандары, стационарлы сынама алушылар, деңгей өлшегіштер, люктер) жарамды күйде ұстау;

3) клапандардың, тығыздамалардың, фланецтік және муфталық байланыстырушылардың герметикалығын жүйелі бақылап, мұнай мен мұнай өнімдерінің ағуы анықталса, саңылауларын дереу бітеу;

4) резервуарлардан тауар астындағы суды ағызу кезінде мұнай мен мұнай өнімдерінің ағып кетуіне жол бермеу;

5) жаппаның толықтай герметикалығын қамтамасыз ету;

6) резервуардан тез буланатын мұнай мен мұнай өнімдерін резервуарға тек қана өте қажет болған жағдайда айдау;

7) жеңіл буланатын мұнай өнімдерін сақтау кезінде резервуарды мүмкіндігінше толтыру;

8) резервуардың сыртқы бетін жарық шағылыстыратын эмальдармен және бояулармен бояу қажет.

172. Газ теңестіру жүйесінің тиімді жұмысын қамтамасыз ету үшін:

1) жүйенің толықтай герметикалығын қамтамасыз ету;

2) фланец байланыстарын үнемі тексеріп, қатайтып отыру, резервуарлардың тыныс алу арматурасының жұмысқа жарамдылығын тексеру;

3) конденсатты газ байламдарынан жүйелі түрде сұйықтық жинақтағышқа ағызып, оны одан әрі резервуарға айдау;

4) дренаждық құрылғыларды оқшаулау және оларды қыста қардың басуынан сақтау керек.

173. Резервуарды толтыру (босату) жылдамдығы резервуарға орнатылған тыныс алу клапандарының және сақтандыру клапандарының немесе желдеткіш келте құбырларының жалпы өткізу қабілетінен аспауы керек.

Резервуарларды толтыру (босату) жылдамдығын арттыру кезінде тыныс алу арматурасын осы жаңа мәндерге сәйкес реттеу қажет. Көлденең резервуарларды қолданған кезде резервуарлардың ауа қалталары пайда болмай тұрғанда, оларды толығымен толтыру және толығымен босату қамтамасыз етіледі.

174. Понтондары немесе жылжымалы қақпақтары бар резервуарларды толтыру (босату) кезінде понтонды (жылжымалы қақпақты) көтеру (түсіру) жылдамдығы 6м/сағ-тан аспауы керек. Синтетикалық материалдардан жасалған понтондарды көтерудің рұқсат етілген жылдамдығы понтонға арналған техникалық құжаттамада көрсетіледі.

175. Мұнай мен мұнай өнімдерін айдауды ұйымның ішкі қағидаларында белгіленген нысанда ұйым басшысы тағайындайтын тауар тасымалдау операцияларын жүргізуге жауапты адамның нұсқауы бойынша ғана бастауға рұқсат етіледі.

176. Қызмет көрсететін персонал осы сорғымен байланысты сырғытпалардың дұрыс ашылғанына сенімді болғаннан кейін ғана айдауға рұқсат беріледі (резервуарларды толтыру немесе босату кезінде). Резервуар сырғытпалары иін мен күшейткіштерді пайдаланбастан біртіндеп ашып, жабу жабылады.

Жергілікті немесе қашықтан басқарылатын электр жетегі бар сырғытпалар болған жағдайда, сырғытпаның тығыздаушы құрылғысының орналасуын көрсететін сигнал беру қарастырылады. Мұнайды айдау туралы мәлімет осы Қағидалардың 6-қосымшасындағы нысанға сәйкес мұнай және мұнай өнімдерін дайындау мен айдау бойынша тапсырыстардың (нұсқаулықтардың) журналына енгізіледі.

177. Егер резервуардағы өнімнің деңгейін өлшеу арқылы немесе өзге мәліметтер бойынша резервуардың қалыпты жағдайда толуы немесе босатылу шарттарының бұзылғаны анықталса, онда ақаулардың себептерін анықтау және оларды жою бойынша шаралар тез арада қабылданады. Қажет болса, мұнай айдау тоқтатылады.

178. Айдау кезінде резервуарларды ауыстырғанда алдымен бос резервуарлардың сырғытпаларын ашып, содан кейін толтырылған резервуарды жауып, мұнайдың немесе мұнай өнімінің қосулы тұрған резервуарға келетініне көз жеткізу керек.

Резервуар паркінде сырғытпаларды бір уақытта автоматты түрде ауыстыруға тек қана сырғытпалар дұрыс ауыстырылмаған жағдайда құбырлар қысымның жоғарылауынан қорғалған кезде жол беріледі.

179. Резервуар сақпан бос күйінде түсірілгенде толтырылады. Айдау аяқталғаннан кейін сақпанды да түсіру керек.

180. Егер резервуарда көтергіш құбыр болса, қабылдаушы келте құбырлар немесе резервуар сырғытпалары зақымдалған жағдайда өнімнің ағып кетуіне жол бермеу үшін әр операцияның соңында (резервуарды толтыру немесе босату) оның шеттері резервуардағы сұйықтық деңгейінен жоғары деңгейге көтеріліп қойылады.

181. Резервуардан тұрып қалған су мен лайды ағызу кезінде мұнайдың немесе мұнай өнімінің ағуына жол бермеу керек.

182. Резервуарларды толтыру кезіндегі мұнай мен мұнай өнімдерінің деңгейі жобаға сәйкес генераторлардың, көбік, көбік камераларының орналасуын және қыздыру кезінде сұйықтықтың температуралық кеңеюін ескере отырып белгіленеді.

183. Понтоны бар резервуарда понтонның жоғарғы орналасуының рұқсат етілген биіктігі көрсетіледі. Понтонмен жабдықталған резервуарда максималды толып кетуді шектейтін құрылғы болады. Шектейтін құрылғы болмаған кезде, соңғы метрді максималды деңгейге дейін толтыру кезінде понтонды су басудан және бүлінуден сақтаудың алдын алу үшін мұнай мен мұнай өнімдерінің деңгейін жедел қарап-тексеру немесе өлшеу оқтын-оқтын жүргізіледі. Понтонды сырғытпасыз пайдалануға жол берілмейді.

184. Артық қысыммен жұмыс жасайтын резервуарлардағы мұнай мен мұнай өнімдерінің массасын, деңгейін және сынамаларын өлшеу өлшем құралдары жүйелерімен, қысқартылған сынама алушылар және жобалармен қарастырылған құрылғылармен газ кеңістігінің герметикалығын бұзбай жүргізіледі. Газ кеңістігінде 2кПа-ға дейінгі артық қысымы бар резервуарларда қауіпсіздік талаптарын сақтай отырып, өлшеуіш люк арқылы қолмен деңгейді өлшеуге және сынамаларды алуға рұқсат етіледі.

185. Газ байламдары бар резервуарларда мұнай және мұнай өнімдерінің деңгейін өлшеу және сынамаларын алу жобада қарастырылған аспаптардың (деңгей өлшеуіштер, сынама алушылар) көмегімен жүзеге асырылуы қажет.

186. Қолмен деңгейді өлшеуге және сынама алуға рұқсат етіледі. Бұл ретте төмендегідей реттілік сақталады:

1) резервуар газ теңестіру жүйесінен газ байламдарындағы сырғытпаларды жабу арқылы ажыратылады;

2) сынама алынады немесе деңгей өлшенеді, өлшеу люгі тығыз жабылады және тартылады;

3) газ байламдарындағы сырғытпа ашылады.

187. Резервуардағы мұнай және мұнай өнімдерінің деңгейін қолмен өлшеу кезінде жүктемесі бар рулетканы белгіленген тұрақты нүктеге төмендетіп, оны базалық биіктік (биіктіктік трафареті) бойынша батырудың дұрыстығын тексеру керек.

188. Резервуардың базалық биіктігі (биіктік трафареті) жыл сайын жазғы кезеңде өлшенеді, резервуар жөнделгеннен кейін өлшеу нәтижесі хаттамамен ресімделеді, оны техникалық жетекші бекітеді және сатыланған кестелерге қосады.

189. Резервуардан мұнай және мұнай өнімдерінің сынамаларын іріктеу қысқартылған сынама алушы арқылы жүргізілуі керек. Резервуардың қақпағындағы өлшеу люгі арқылы қолмен сынама алуға ерекше жағдай ретінде рұқсат етіледі. Сынама алушы соққы кезінде ұшқын шығармайтын материалдан жасалуы керек. Резервуардың қақпағында резервуардың өлшеу люгі арқылы сынама алу кезінде тоқ өткізгіш кабельдерге арналған жерге тұйықтаушы клеммамен стационарлы түрде жабдықтау керек.

190. Резервуардан сынама алу кезінде мұнай мен мұнай өнімдерінің төгілуіне жол бермеңіз. Мұнай мен мұнай өнімдері кездейсоқ төгіп алсаңыз, оны тез арада тазалау қажет. Жаппада тозығы жеткен нәрселерді, шүберекті, түрлі заттарды қалдыруға тыйым салынады.

191. Әрбір резервуар үшін пайдаланушы ұйымының басшысы бекіткен технологиялық карта жасалады. Осы Қағидалардың 7-қосымшасында резервуарларды пайдалануға арналған технологиялық кестенің нысаны және оны толтыру жөніндегі түсініктемелер берілген.

192. Технологиялық картаға сәйкес деңгей өлшегіштің жанындағы резервуардың қабырғасына және өлшеу люгінің жанындағы қақпағына өшірілмейтін бояумен базалық биіктік пен максималды толтыру деңгейі, ал понтоны бар резервуар қабырғасына "понтоны бар" деген жазу, ал деңгей өлшегіштің тұсына базалық биіктіктің мәні жазылады.

193. Резервуар парктерін қысқы уақыт және 0°C-тан төмен температурада жұмыс істеуге дайындау кезінде ластанған суды ағызу қажет; тыныс алу және сақтандыру арматураларын, өрт сақтандырғыштарды, деңгей өлшегіштер мен төмендетілген сынама алғыштарды тексеру және дайындау; газ теңестіру жүйесінің дренаждық құрылғыларын оқшаулау және оларды қардың жауып қалуынан қорғау керек.

Резервуарлардың сифонды крандарын сақталатын мұнай немесе мұнай өнімімен шайып, бір бүйіріне қарай бұру керек.

194. Су тасқыны кезеңінде ықтимал су басу аймағында орналасқан резервуарлық парктер мен бос тұрған резервуарларды алдын-ала дайындап қою керек; үйінді мен қоршаулар қалпына келтіріліп, қажет болған жағдайда оларды көбейту керек.

195. Су тасқыны кезінде резервуарларды қалқып кетуден қорғау үшін оларды мұнаймен немесе мұнай өнімдерімен толтыру мүмкін болмаса, шартты биіктікке дейін сумен толтырылады.

196. Тасқын сулармен күресу үшін құралдар мен жабдықтардың (күректер, құм салынған қаптар мен қайықтар) қорын дайындау қажет. Көктемгі су тасқыны кезеңі туралы мәлімет жергілікті гидрометеорологиялық қызмет бөлімшелерінен алынады.

4-тарау. Техникалық қызмет көрсету

1-параграф. Резервуарларға қызмет көрсету

197. ҚӨН басшылығы жобалар талаптарын ескере отырып, болат резервуарлардың жұмысын, жиілігін, құрылымын және жергілікті жағдайларға байланысты тексеру әдістерін бақылауға қойылатын негізгі техникалық талаптарды белгілейтін резервуарларды техникалық бақылау жөніндегі нұсқаулықты әзірлейді және бекітіледі. Резервуарлардың жұмысына қадағалауды уақытында техникалық қызмет көрсету, резервуарлардың негізгі жабдықтары мен арматураларын қарап-тексеру журналын жүргізу, анықталған ақауларды жою осы Қағидалардың 8-қосымшасындағы нысанға сәйкес жауапты адамға жүктеледі.

198. Кезекшілікті бастаған кезде ауысымдағы жауапты адам резервуарларды қарап шығады. Байқалған кемшіліктер туралы басшылыққа дереу хабарлап, онымен қатар дәл сол мезетте тиісті шараларды қабылдауы және осының барлығын резервуарлардың негізгі жабдықтары мен арматураларын қарап-тексеру журналына міндетті түрде енгізуі керек.

199. Резервуарларды профилактикалық қарап-тексеруден өткізу кәсіпорын басшысы бекіткен кестеге сәйкес жүргізіледі.

Әр резервуар негізінің шөгуіне жүйелі түрде бақылау жүргізіледі. Резервуарларды пайдаланудың алғашқы төрт жылында (шөгу тұрақталғанға дейін) жыл сайын төменгі белдеудің түбінде немесе жоғарғы жағында кем дегенде сегіз нүктеде 6 ай сайын абсолютті биіктікке нивелирі жүйелі түрде жүргізіледі (бес жылда кемінде бір рет). Келесі жылдары шөгінді тұрақталғаннан кейін бақылау нивелирін жүйелі түрде жүргізу керек (бес жылда кемінде бір рет).

200. Резервуар түбінің шөгуін өлшеу үшін кәсіпорын аумағында қату тереңдігінен төмен салынатын тереңдік репері орнатылады.

201. Дәнекерленген резервуарларды қарап-тексергенде корпустың төменгі белдеуінің дәнекерленген тік тігістеріне, төменгі белдеудің табанға дәнекерленген тігістеріне (кертік бұрышының тігістері), төменгі шеттерінің тігістеріне және негізгі металдың іргелес аймақтарына ерекше назар аударылады. Тігістерді қарап-тексеру нәтижелері негізгі жабдықты және резервуар арматурасын қарап-тексеру журналына жазылады.

202. Тігістерде немесе табанның кертік бұрышының негізгі металында жарықтар пайда болған кезде, қолданыстағы резервуар тез арада босатылады және тазаланады. Қабырғаның негізгі металындағы тігістерде жарықтар пайда болған кезде, жөндеу әдісіне қарай қолданыстағы резеруар толығымен немесе ішінара босатылады.

203. Дәнекерленген қосылыстардың анықталған ақаулы аймақтары жөнделеді.

204. Ашық бөлімшелері бар болат понтондарға және синтетикалық понтондарға техникалық қызмет көрсету және жөндеу понтонды жобалау ұйымдары ұсынған техникалық және пайдалану құжаттамасына сәйкес жүзеге асырылады.

205. Пайдалану кезінде понтон кәсіпорын басшысы бекіткен кестеге сәйкес тексеріледі. Жоғары орналасқан понтонды люк-терезе арқылы, төменде орналасқанын резервуардың үшінші белдеуіндегі ішке енетін люк арқылы тексереді. Қарап-тексеру кезінде бөлімдерде және понтонның орталық бөлігінде мұнай немесе мұнай өнімдерінің болмауы, жерге тұйықтау жүйесі кабельдерінің үзіліп-үзілмегені және бағыттаушы тіректердің элементінің тұтастығы және понтон мен резервуар қабырғасы арасындағы сақиналы саңылаудың болуы тексеріледі. Понтонды қарап-тексеру негізгі жабдықтың резервуарын тексеруге арналған стандартты мерзімде жүргізу керек. Профилактикалық қарап-тексерулер кезінде (кемінде екі жылда бір рет) осы Қағидалардың 9-қосымшасына сәйкес понтонның техникалық жағдайын негізгі тексерулер тізіміне сәйкес тексеріледі және ақаулары жойылады.

206. Егер понтоннан мұнай және мұнай өнімдері табылса, оның жұмысындағы ақаудың себептерін анықтау қажет. Понтон немесе қораптардың герметикалығы бұзылған жағдайда, понтоны бар резервуар газсыздандыру жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес осы Қағидалардың 10-қосымшасы бойынша мұнай өнімдерінен босатылады.

207. Понтондарды қарап-тексеру кезіндегі тексеру және ақауларды жою нәтижелері негізгі жабдық пен резервуар арматурасын қарап-тексеру журналына жазылады.

208. Коррозиялық бұзылуға ұшырайтын понтон элементтерінің беттері коррозияға қарсы жабынмен жобаның және осы Қағидалардың талаптарына сәйкес қорғалады.

209. Күкірті мұнайы бар резервуарлардың понтондарында пайда болған пирофорлық шөгінділер кәсіпорын басшысы бекіткен арнайы кесте бойынша жойылуы керек. Пирофорлық шөгінділерді жою осы Қағидаларда көрсетілген қауіпсіздік талаптарын қатаң сақтай отырып жүргізіледі.

210. Понтонның жермен электрлік байланысын тексеру жылына кемінде бір рет, жерге тұйықтағыш құрылғысының омдық кедергісін өлшеу арқылы резервуардың жерге тұйықталуын тексерумен қатар жүргізіледі. Понтонды тек статикалық электр тогынан қорғауға арналған жерге тұйықтағыш құрылғысының омдық кедергісі 100 Ом-нан аспауы керек.

211. Понтонның дәнекерленген байланысының герметикалығын тексеру осы Қағидалардың 11-қосымшасына сәйкес жүргізіледі.

212. Батып кеткен понтонның қалқу қабілетін (жұмысқа қабілетін) қалпына келтіру осы Қағидалардың 12-қосымшасына сәйкес жүргізіледі. (әрі қарай - Батып кеткен понтонның понтонның қалқу қабілетін (жұмысқа қабілетін) қалпына келтіру нұсқаулығы).

213. Жұмыс істеп тұрған резервуарлар олардың нақты техникалық күйін және оларды әрі қарай қауіпсіз пайдаланудың ықтимал мерзімдерін анықтау үшін мерзімді қарап тексеруден және дефектоскопиядан өтеді. Қарап-тексеру нәтижелері бойынша резервуарларды кейін тексерудің уақытын белгілеу қажет.

214. Қарап-тексеру:

1) тік болат резервуарлар үшін:

ұзақ қауіпсіз пайдалануталаптарына сәйкес келетін КС-3б, КС-2а, КС-2б сыныбының резервуарларына тексеріс жүргізу мерзімдері 3-кестеде көрсетілген;

қалған резервуарларға:

ішінара тексеріс – 5 жылда кемінде бір рет,

толық тексеріс – 10 жылда кемінде бір рет.

3-кесте

Резервуарларға тексеріс жүргізу мерзімдері

Резервуардың түрі	Пайдалану мерзімі	Ішінара тексеріс	Толық тексеріс
РВС, РВСП, РВСПК	20 жылға дейін	Пайдалануға берілгеннен, техникалық диагностикалаудан кейін немесе жөндеуден кейін 10 жылда бір рет	пайдалануға берілгеннен* кейін және соңғы жөндеуден кейін 20 жылда бір рет немесе ішінара техникалық диагоностикалаудан кейін 10 жылда бір рет
РВС РВСП, РВСПК	20 жылдан артық	соңғы техникалық диагностикалау немесе жөндеуден кейін 5 жылда бір рет	соңғы жөндеуден кейін 10 жылда бір рет немесе ішінара техникалық диагностикалаудан кейін 5 жылдан кейін
Қысқартулар: РВС – понтоны жоқ стационарлы қақпағы бар резервуарлар, РВСП – понтоны бар стационарлы қақпағы бар резервуарлар, РВСПК – жылжымалы қақпағы бар резервуар.

Ескертпе: Резервуарсыныбы – бұл адамдардың өмірі мен денсаулығына, жеке немесе заңды тұлғалардың мүлкіне, қоршаған ортаға зиян келтіруге жол берілмейтін тәуекелдер туғызатын резервуардың шекті жай-күйіне жеткен кезде туындайтын жауапкершілік дәрежесі.

Номиналды көлеміне қарай резервуарлар келесі сыныптарға бөлінеді:

КС-3б сыныбы – көлемі 20 000 м3бастап 50 000 м3дейін қоса алғанда резервуарлар;

КС-2а сыныбы - көлемі 1 000 м3 бастап 20 000м3кем резервуарлар;

КС-2б сыныбы - көлемі 1 000 м3 кем резервуарлар.

Резервуарсыныбы мыналардыбелгілегенде ескеріледі:

материалдар, әзірлеу әдістері, сапаны бақылау көлемдеріне арнайы талаптар;

жауапкершілік бойынша сенімділік коэффициенті;

2) көлденең болат резервуарлар үшін толық және ішінара техникалық тексерулердің жиілігі резервуардың қызмет ету мерзіміне байланысты:

пайдалану мерзімі жиырма жылға дейін болған кезде толық тексеру он жылда бір рет, ал ішінара - бес жылда бір рет жүргізіледі;

пайдалану мерзімі жиырма жылдан асқан кезде толық тексеру сегіз жылда бір рет, ал ішінара – төрт жылда бір рет жүргізіледі.

215. Резервуарларды қарап тексеруді бұзбайтын бақылау түрлері бойынша белгілі бір жұмыстар кешенін жүргізуге дайындалған және қажетті аспаптар мен құралдармен жабдықталған мамандар жүргізеді. Егер қауіпті өндірістік объектіде және аккредиттелген зертханаларда жұмыс істеу құқығына қатысты тиісті сертификаты болса, ұйымдар резервуарларға тексеріс пен дефектоскопияны өз бетінше жүзеге асыра алады.

216. Қарап-тексеру нәтижелері бойынша мұнай өнімдерін қабылдау, сақтау және өткізу бойынша резервуар паркінің үзіліссіз жұмысын ескере отырып, күрделі жөндеу кестесі жасалады.

217. Күрделі жөндеуге жоспарланған резервуарлар белгіленген мерзімде алдағы жылға арналған кәсіпорында күрделі жөндеуге жататын жабдықтар тізіміне енгізілуі керек. Бұл жағдайда жөндеуге дайындықты алдын-ала жүргізген жөн; жөндеу жұмыстары барлық қажетті материалдармен, жабдықтармен және жұмыс күшімен қамтамасыз етілуі керек.

218. Әзірленген жөндеу жоспарынан басқа, жөндеу жұмыстарының сипатын, көлемін және құнын алдын-ала анықтау үшін резервуарларға алдын ала ақаулық ведомості және қажетті жобалық-сметалық құжаттама жасалуы керек.

219. Резервуарларды жөндеу мерзімділігі нақты жай-күйі мен тексеру нәтижелерін ескере отырып, кәсіпорынның кестесімен белгіленеді.

220. Жөндеу алдында резервуарды кәсіпорын басшысының бұйрығымен арнайы тағайындалған комиссия тексеруі керек.

2-параграф. Резервуар парктерінің технологиялық құбырларына техникалық қызмет көрсету

221. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
222. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
223. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
224. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
225. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
226. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
227. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
228. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
229. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
230. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.
231. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

3-параграф. Резервуарларды тазалау бойынша жұмыстарды ұйымдастыру және жүргізу

232. Резервуарларды мезгіл-мезгіл тазалап отыру керек:

1) реактивті қозғалтқыштарға арналған отынға, авиациялық бензинге, авиациялық майларға және олардың компоненттеріне жылына кемінде екі рет;

2) майлаушы майларға арналған қоспалар және қоспалары бар майлар үшін жылына кемінде бір рет;

3) басқа майларға, автомобиль бензиндеріне, дизель отынына, парафиндерге және қасиеттері жағынан оларға ұқсас мұнай өнімдеріне кемінде екі жылда бір рет;

4) мұнайға, мазуттарға, мотор отындарына және физика-химиялық қасиеттері бойынша ұқсас мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды олардың сапасын сақтау, резервуарлар мен жабдықтарды сенімді пайдалану шарттарымен айқындалатын қажеттілігіне қарай қорғалады.

Резервуарларды пайдалану процесінің ерекшеліктеріне сәйкес мұнай өнімдері ұзақ уақыт сақталғанда, металл резервуарларды оларды босатқаннан кейін тазартуға рұқсат етіледі.

233. Резервуарлар қажет болған жағдайда да тазартылады:

1) мұнай өнімдерінің сұрпы өзгергенде;

2) пирофоралық шөгінділерден, минералды ластағыштары, тат пен суы бар тұтқырлығы жоғары шөгінділерден тазарту;

3) кезекті немесе кезектен тыс жөндеу, күрделі дефектоскопия жүргізу.

234. Резервуарларды тазалауды басқару инженерлік-техникалық персоналдың ішінен жауапты тұлғаға жүктеледі, ол кәсіпорын басшылығымен бірлесіп резервуарды тазарту технологиясын жергілікті жағдайлар мен жұмыстың ерекшеліктерін ескере отырып айқындалады.

235. Резервуарды тазарту бойынша жұмысты бастамас бұрын, жұмысшыларға қауіпсіз жұмыс жүргізу мен авария кезінде алғашқы медициналық көмек көрсету әдістері туралы нұсқаулар беріледі.

Бригаданың құрамы мен инструктаждан өту туралы жазбаны тазалау жұмыстарын жүргізуге жауапты адамдар рұқсат нарядына енгізеді. Рұқсат нарядын ресімдемегенше жұмысты бастауға жол берілмейді.

236. Тазалау бригадасы резервуардың ішіндегі жұмысын оны тазалауға жауапты адамның қатысуымен объект жетекшісі, қауіпсіздік және өрт қауіпсіздігі инженері кіретін комиссия қол қойған, ресімделген рұқсат алғаннан кейін ғана кірісе алады.

237. Ауаны бақылау анализі жұмыс басталар алдында және тазарту жұмыстарындағы үзіліс кезінде, резервуарға зиянды булардың келуі белгілері анықталғанда және метеорологиялық жағдай өзгерген кезде жүргізіледі. Зиянды булардың концентрациясы жоғарылаған жағдайда тазарту жұмыстары тоқтатылады, жұмысшылар қауіпті аймақтан шығарылады. Тазалауды бу концентрациясының жоғарылау себептерін анықтағаннан кейін, оны санитариялық нормаларға дейін төмендету бойынша шаралар қабылдағаннан кейін ғана жалғастыруға болады.

238. Ауа сынамаларын алу күні мен уақыты, нализ нәтижелері, аспаптардың көрсеткіштері "Ауа ортасын бақылау журналына" енгізіледі. Журнал ауа ортасын бақылайтын адамның қолында болады.

239. Тазартылған резервуар тазалауға жауапты адамнан қабылданады:

1) мұнай өнімдерімен толтыру үшін директордың орынбасары, тауар цехінің бастығы, сапа инспекторы, зертхана қызметкері немесе оларды алмастыратын адамдардан қабылдау керек. Қабылдау актімен ресімделеді;

2) жөндеу жұмыстарын жүргізу үшін жөндеу цехының бас инженері, басшысы (механик, мастер) немесе оларды алмастыратын адамдардан қабылданады. Қабылдау актімен ресімделеді.

240. Резервуарларды газдан тазарту мәжбүрлі желдетуді қолдана отырып жүргізіледі.

241. Әрбір резервуарды газдан тазарту үшін резервуарды жұмысқа дайындау және негізгі процесті қамтитын жұмысты ұйымдастыру жобасы (бұдан әрі - ЖҰЖ) жасалады. ЖҰЖ-да газдан тазарту процесінде қауіпсіздік шаралары нақтыланады.

Газдан тазалаудың нақты жағдайы үшін құбырлар схемасы мен жабдықты монтаждау (желдеткіш, ағынды бұруға және желдеткіштің ауа айдауын, ауа өткізгішті және газ шығатын құбырды реттеуге арналған құрылғы) жұмыс ұйымының жобасына бекітіледі. Схемада жабдықтың, қолданылатын құрылғылар мен материалдардың типі, жасалуы және маркасы, құрылғыны салыстырып тексеру деректері, ауа өткізгіштің (диаметрі мен ұзындығы) және газ шығатын құбырдың (ұзындығы мен диаметрі) өлшемдері, қажет болған жағдайда жабдық және оны орнату ерекшеліктеріне байланысты сұрақтар көрсетілуі керек.

242. Понтондары бар резервуарларда тазалау жұмыстарын орындау кезінде батып кеткен понтонның қалқу қабілетін (жұмысқа қабілетін) қалпына келтіру нұсқаулығын басшылыққа алу қажет.

4-параграф. Резервуарларды, жабдықтарды, резервуар паркінің объектілерін жылдың қысқы және жазғы кезеңдерінде пайдалануға дайындау

243. Резервуарларды қысқы және жазғы кезеңдеріндегі жұмысқа дайындау кезінде кәсіпорын басшысы бекітетін іс-шаралар әзірленеді.

244. Резервуарларды қысқы кезеңдегі жұмысқа дайындаған кезде төмендегілерді орындау қажет:

1) мұнай өнімдерімен ластанған суды шығарып тастау;

2) жылжымалы қақпақ бетінен суды дренаждау;

3) сифон крандарын мұнаймен шайып, қырынан қою;

4) тыныс алу және сақтандыру арматурасын, деңгей өлшегіштер мен төмендетілген сынама алғыштарды тексеріп, дайындау, өрттен сақтандырғыштардың кассеталарын бөлшектеу;

5) газ теңестіру жүйелерінің дренаждық құрылғыларын оқшаулау және оларды қардың жауып тастауынан қорғау, жер үсті газ құбырлары мен жабдықтарды оқшаулау, өрттен сақтандырғышты қарап-тексеру және тазарту;

6) мұнай деңгейін өлшеуіштің гидравликалық тығыздағыштарының қозғалмалы бөліктерін қайта қарау, гидравликалық тығыздағышты қатудан қорғайтын сұйықтықпен толтыру, гидравликалық тығыздауыш пен деңгей өлшеуішті оқшаулау.

245. Гидравликалық сақтандыру клапанына қыста қатудан қорғайтын сұйықтық құйылуы керек.

246. Тыныс алу клапандарының жұмысын, клапан дискісінің орынға жанасу тығыздығын тексеру қажет.

247. Баспалдақтардың, тұтқалардың, резервуар қақпағындағы алаңдардың беріктігі мен жұмысқа жарамдылығын тексеру қажет.

248. Канализация желісін қысқы кезеңге дайындағанда қалдық жинағыштарды, сырғытпаларды, төтенше жағдайларда қолданылатын жабдықты, арматураны, гидрантты, ұңғыманы қайта қарау қажет.

249. Жылжымалы қақпақта қар жиналғанда, ауып кетпес үшін және оның шамадан тыс батырылуын болдырмау үшін қардан жүйелі түрде тазарту немесе дренаж жүйесі не болмаса суасты сорғысы арқылы еріген суларды шығару қажет. Қардың еруі резервуарға температурасы 10°С-ден жоғары мұнайды айдау арқылы жүзеге асырылады.

250. Сақиналы сырғытпа жылжымалы қақпағы бар резервуардың қабырғасына жабысып, қатып қалғанда, қатып қалған аймақта қорғаныш қақпағының қалқанын алып тастағаннан кейін немесе қатып қалған аймақтарды сыртынан бумен қыздырып немесе резервуардағы жылы мұнайды айналдырып, ұшқын бермейтін металл пластина немесе ағаш тақтайшалардың көмегімен бөледі.

251. Резервуардың табанына тіректердің жабысып қалуын болдырмау үшін жүйелі түрде резервуардағы суды шығарып тастау немесе оның жиналуын болдырмау қажет.

252. Резервуар табанына немесе резервуар қабырғасындағы бір жақты қалың мұздың әсерінен жылжымалы қақпақтың қисаюын болдырмау керек, ол үшін мұз пайда болған жерде қабырғаны сыртынан бумен жылыту немесе қыздырылған мұнаймен ысыту қажет.

253. Қыста газ теңестіру жүйесін қолданған кезде, газ құбырындағы және ысыту жүйесі жабдығындағы мұз қабаттарын тек ыстық сумен немесе бумен қыздыру арқылы алып тастау керек.

254. Су тасқынымен күресу үшін құралдар мен жабдықтардың қоры (күректер, құм салынған қаптар) дайындалады.

255. Жаңбыр суларын ағызатын желі тасқын басталғанға дейін судың өтуіне дайындалады; жерасты суы деңгейінен төмен орналасқан кабельдер, құбырлар мен арналарға арналған өтпелер жабылады және пломбаланады, суды соруға арналған жабдық тексеріледі және жұмысқа дайындалады.

256. Резервуарларды көктемгі-жазғы жұмыс кезеңіне дайындау кезінде гидравликалық тығыздағыштың қозғалмалы бөліктерін қайта қарап, гидравликалық тығыздағыштың жылу оқшаулауын және деңгей өлшеуішін шешу керек.

5-тарау. Резервуарларға арналған техникалық құжаттама

1-параграф. Резервуарды дайындауға және монтаждауға арналған техникалық құжаттамалар жиынтығы

257. Орнатылған болат резервуарларды қабылдаған кезде ұсынылатын құжаттамада төмендегілерді қамтиды:

1) жеткізілетін болат конструкцияларға арналған зауыттық сертификаттар;

2) жасырын жұмыстарды қабылдау актілері (сусымалы жастықшаны дайындау және орналастыру бойынша жұмыс, резервуар астына оқшаулағыш қабатты орналастыру, ендірілген бөлшектерді салу) осы Қағидалардың 14-қосымшасындағы нысанға сәйкес тапсырыс берушінің, құрылыс-монтаж ұйымдарының жауапты өкілдері жасайды;

3) монтаждау кезінде қолданылатын және үй-жайлар құрамына енгізілген материалдардың, болаттардың, болат арқандардың, металл бұйымдардың, электродтардың, электрод сымдарының, дәнекерлеу материалдарының сапасын куәландыратын құжаттар (сапа сертификаттары, сынақ нәтижелері);

4) бөлшектеу осьтерін тексеру және конструкцияларды орнату кезіндегі геодезиялық өлшеулер нәтижелері туралы деректер;

5) жұмыс журналдары (монтаждау, дәнекерлеу жұмыстары, сырлауға беткейді дайындау жұмыстарына арналған аралық қабылдау журналдары) осы Қағидалардың 15-қосымшасындағы нысанға сәйкес өндірушінің техникалық бақылау бөлімі құрастырады, ал монтаждау кезінде инженерлік-техникалық персонал жасайды;

6) сынақ актілері осы Қағидалардың 16-қосымшасындағы нысанға сәйкес жасалады (әрі қарай - сынақ актілерінің Нысаны) және мыналарды көрсетеді: резервуар табанының, жаппасының, қабырғасының дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын тексеру нәтижесі; жобада көзделген биіктікке дейін су құйып, резервуар беріктігін сынау нәтижелері;

7) сынақтардың және дәнекерленген қосылыстардың сапасын бақылау нәтижелері осы Қағидалардың 17-қосымшасына сәйкес ресімделеді;

8) монтажда конструкцияларды дәнекерлейтін дәнекерлеушілердің берілген нөмірлері немесе белгілері көрсетілген біліктілігі туралы дипломдар, куәліктер тізімі;

9) сәуле түсіру орындарының орналасу схемалары бар, сәулелену арқылы өтетін монтаждау тігістерін сәуле түсіру арқылы тексеру туралы қорытынды;

10) монтаждалған жабдықты қабылдау актілері осы Қағидалардың 18-қосымшасына сәйкес ресімделеді;

11) резервуарды жерге тұйықтау сынағының схемасы мен актісі осы Қағидалардың 19-қосымшасына сәйкес ресімделеді;

12) резервуарды ниверлеу актісі осы Қағидалардың 20-қосымшасына сәйкес ресімделеді;

13) металл бетін лак-бояумен жабуға дайындау бойынша жасырын жұмыстар актісі осы Қағидалардың 21-қосымшасына сәйкес ресімделеді;

14) резервуарды пайдалануға қабылдау туралы акт осы Қағидалардың 22-қосымшасына сәйкес ресімделеді.

258. Пайдалануға берілетін болаттан жасалған тік резервуар үшін паспорт осы Қағидалардың 23-қосымшасындағы нысанға сәйкес жасалады. Көлденең резервуарға арналған паспорт, 7-11-тармақтарды қоспағанда, тік цилиндрлік резервуардың паспортына сәйкес жасалады.

259. Резервуардың көрінетін жеріне мынадай мәліметтер көрсетілген металл табақша бекітіледі:

1) дайындаушының аты;

2) резервуар түрі;

3) пайдаланушы ұйымның нөмірлеу жүйесіне сәйкес нөмірлер;

4) дайындалған жылы мен айы;

5) жұмыс қысымы;

6) номиналды көлемі;

7) резервуардың массасы;

8) резервуарды толтырудың ең жоғары деңгейінің белгілері мен мәні.

260. Понтоны немесе жылжымалы қақпағы бар резервуар үшін:

1) металл понтон табанының орталық бөлігінің немесе жылжымалы қақпақтың дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын сынау актісі;

2) понтонның немесе жылжымалы қақпақ қораптарының герметикалығы туралы зауыттық сынау актісі және оларды монтаждан кейін сынау актісі;

3) понтонның немесе жылжымалы қақпақтың жерге тұйықталуын тексеру актісі;

4) тығыздағыш сырғытпаны дайындау үшін пайдаланылған материалдардың сапасын куәландыратын құжаттар;

5) металл емес понтон төсемін жасау үшін қолданылатын резеңке-матаның немесе басқа синтетикалық материалдың сапасын куәландыратын құжаттар;

6) понтонның металл емес төсемін желімдеу кезінде пайдаланылған желімдердің сапасын куәландыратын құжаттар;

7) понтонды бағыттаушы және понтонның бағыттаушы келте құбырларының немесе өзгермелі қақпақтың және понтон бортының бүйір қорабының сыртқы цилиндрлік парағының вертикалынан ауытқуы туралы ведомость қоса әзірленеді:

261. Жоғары қысымды резервуарлар үшін осы Қағидалардың 273-тармағында көрсетілген құжаттардан басқа, қосымша төмендегі құжаттар әзірленеді:

1) анкерлік болттардың қарсы салмақ плиталарын орнатуға арналған шұңқырдың геодезиялық белгілерінің схемасы;

2) темірбетоннан жасалған қарсы салмақ плиталарының бетон маркасын растайтын құжаттар;

3) осы Қағидалардың 24-қосымшасындағы нысанға сәйкес анкерлік болттарды коррозиядан қорғайтын қабат туралы акт;

4) осы Қағидалардың 25-қосымшасындағы нысанға сәйкес қарсы салмақ плиталарының үстінен артық қабатпен нығыздауға арналған акт;

5) осы Қағидалардың 26-қосымшасындағы нысанға сәйкес бақыланатын деңгейде керілетін болттарға монтаждық қосылыстарды жүргізу журналы.

262. Жанармай станцияларының резервуарлары және жерге көмілген немесе металл резервуарлар үшін осы Қағидалардың 273-тармағында көрсетілген құжаттарды қоспағанда, қосымша төмендегі құжаттар әзірленеді:

1) корпусты оқшаулау бойынша жасырын жұмысқа арналған акт;

2) резервуарды темір негізге темір қапсырмалар арқылы бекіту бойынша жасырын жұмыстарға арналған акт;

3) қарсы салмақ көмегімен резервуар корпусының үстінен қабатты нығыздауға арналған акт;

4) резервуар негізінің бетон маркасын растайтын құжаттар.

2-параграф. Пайдалану құжаттамасы

263. Пайдалануға жататын әрбір резервуар үшін төмендегі эксплуатациялық құжаттар қалыптастырылады:

1) резервуардың белгіленген (есептік) пайдалану мерзімі көрсетілетін техникалық паспорт;

2) понтонға арналған техникалық паспорт;

3) резервуардың градуирлеу кестесі;

4) резервуардың технологиялық картасы;

5) ағымдағы қызмет көрсету журналы;

6) осы Қағидалардың 28-қосымшасындағы нысанға сәйкес найзағайдан қорғау, статикалық электр энергиясының пайда болуынан қорғау құрылғысын пайдалану журналы (әрі қарай - Найзағайдан қорғау құрылғыларын тексеру нәтижелерінің, жерге тұйықтау құрылғыларын тексеру сынақтарының журналы);

7) резервуардың негізін және геометриясын нивелирлеу схемасы;

8) резервуарды найзағайдан қорғайтын, статикалық электрдің пайда болуынан қорғайтын құрылғының схемасы;

9) резервуарлар жабдықтарын ауыстыруға қатысты өкімдер мен актілер;

10) резервуарлар жабдықтарын ауыстыруға арналған технологиялық карталар;

11) резервуар табанының, жаппасының, қабырғасының дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын сынау актілерінің нысанына сәйкес; резервуарды жобада көзделген биіктікке дейін су құйып, оның беріктігін сынау, резервуарды, орнатылған жабдықты жерге тұйықтау нәтижелері;

12) коррозиядан қорғау схемасы;

13) өрттен қорғау схемасы;

14) ілмекті арматураға, тыныс алу және сақтандыру клапандарына арналған (сертификаттары бар) паспорттар;

15) технологиялық регламент.

Ескерту. 263-тармаққа өзгеріс енгізілді - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

264. Егер құрылыс мерзіміне байланысты резервуарға арналған техникалық құжаттама болмаса, онда паспортты резервуарды пайдаланатын ұйым жасап, сол кәсіпорынның басшысы бекітеді.

Паспорт резервуардың барлық бөлшектері мен құрылымдарының толық техникалық инвентаризациясы негізінде жасалады.

6-тарау. Өнеркәсіптік қауіпсіздік бойынша талаптар

1-параграф. Өнеркәсіптік қауіпсіздік бойынша талаптар

265. Статикалық электр разрядтарының пайда болуын болдырмау үшін:

1) соққы кезінде ұшқын шығармайтын материалдардан дайындалған және сынама алушыларға дәнекерленген тоқ өткізетін арқандары бар сынама алғыштарды қолдану (арқандарды сынама алынғанға дейін резервуардың шатырында тұйықтау клеммаларына қосылады);

2) статикалық электр зарядын жинамайтын маталардан жасалған киім және ұшқынның пайда болуын болдырмайтын аяқ киім кию керек.

266. Деңгейді өлшеу және сынама алуды мүмкіндігінше күндіз орындау қажет. Түнгі уақытта сынама алу немесе деңгейді өлшеу кезінде жарық беру үшін жарылыс қаупі бар аймақтан тыс жерде ғана қосуға және ажыратуға рұқсат етілетін, кернеуі 12 вольт, жарылыс қаупі жоқ аккумулятор және батареямен жұмыс істейтін шамдарды ғана қолдану қажет. Қалта шамдарын қолдануға тыйым салынады.

267. Шамды тікелей резервуар ішінде жөндеуге немесе ауыстыруға болмайды.

268. Резервуар парктерінің топырақ үйілген жерінде кестеге сәйкес ауа ортасының жарылыс қаупін анықтайтын талдау жүргізу қажет.

269. Деңгейді өлшеу және резервуарлардан сынама алу үшін қызмет ететін люктердің герметикалық қақпақтары, ал өлшеу саңылауының ішкі жағынан – ұшқынның пайда болуын болдырмайтын материалдан жасалған сақина немесе қалып болуға тиіс.

270. Мұнайды ішке немесе сыртқа айдау кезінде тез тұтанатын мұнай өнімдерінен қолмен сынама алуға және олардың деңгейін қолмен өлшеуге болмайды.

271. Резервуардың шатырында басқыштардың бойымен жүруге рұқсат етіледі, алайда резервуардың жаппасында тікелей жүруге жол берілмейді. Резервуар шатырындағы жабдыққа қызмет көрсетуге арналған алаң белдеулі баспалдақтың жоғарғы алаңына жалғанады. Алаңдарда тақтай төсемдерін қолдануға болмайды.

272. Авария кезінде төгілген мұнайдың, мұнай өнімін тазалау үшін және топырақ үйілген жерлерден нөсер суларын ағызу үшін канализация жолдарында топырақ үйіндісі шегінен тыс жерде қолданысқа келтірілетін сақпан-клапандар түріндегі ілмекті құрылғылар орнатылады.

273. Тігістерінде, қабырғалары немесе табанының негізгі металында жарықтар пайда болған кезде қолданыстағы резервуар босатылып, жөндеуге дайындалады. Мұнай, мұнай өнімдері толтырылған резервуарлардағы жарықтарды дәнекерлеуге және өңдеуге тыйым салынады.

274. Дәнекерленген тігістер мен резервуар корпусында зақымдану мен деформациялар, ағу және булану анықталған кезде, БӨА және А жұмысында, ілмекті арматура мен сақтандыру құрылғыларында, сигнал беру құрылғылары, авариялық және өрттен қорғау жүйелерінде, қоршаулардың, баспалдақтар мен платформалардың газ теңестіру жүйесінде ақау анықталған кезде резервуарларды пайдалануға жол берілмейді.

275. Резервуар паркінде ұшқын сөндіргіштермен жабдықталмаған тракторлар мен автомобильдердің жүруіне рұқсат берілмейді. Мұнай және мұнай өнімінің газдары мен буларының жиналу мүмкіндігі бар учаскелерде автомобильдің, тракторлардың, мотоциклдердің және өзге де көліктің өтуіне тыйым салатын белгілер орнатылады.

276. Резервуар паркінің аумағында темекі шегуге үзілді-кесілді тыйым салынып, тек қана темекі шегу үшін арнайы бөлінген және жабдықталған орындарда ғана рұқсат етіледі.

277. Күкіртті мұнай өнімдері бар резервуарларға және уытты қасиеттері бар өнімдерге (бензол, толуол, ксилол және өзге өнімдер) қызмет көрсететін барлық қызметкерлер осы мұнай өнімдерімен жұмыс істеу кезінде туындауы мүмкін қауіп-қатермен таныстырылады.

Ескерту. 277-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

278. Сынама алу және мұнай өнімінің деңгейін өлшеу кезінде өлшеу люгінің үстінен еңкеюге немесе оған үңілуге болмайды.

Сынама алушы мен лотты болаттан жасалған өлшеуіш үнемі өлшеу люгінің бойымен бағыттаушы тірек бағытында сырғанап отыратындай етіп көтеріп, түсіру керек.

279. Қолмен сынама алу және деңгейін өлшеу, лай мен суды ағызу бойынша күкіртті мұнай өнімдерімен байланысты операцияларды жұмысшылар белгіленген маркасы, фильтрі бар газтұтқыш тағып және бақылаушының қатысуымен орындайды.

Ескерту. 279-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

280. Резервуарларды тазартумен байланысты жұмыстарды ұйымдастыру және орындау осы Қағидалардың талаптарын қатаң сақтай отырып, жүзеге асырады.

281. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.
282. Алып тасталды - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

283. Әр жағдайда жұмысшыларға арналған қорғаныс құралдарын таңдау белгілі бір процесске немесе жұмыс түріне қойылатын қауіпсіздік талаптарын ескере отырып жүргізіледі және оны физиологиялық-гигиеналық көрсеткіштер бойынша бағаланады. Тиісті техникалық құжаттары жоқ қорғаныс құралдарын пайдалануға тыйым салынады.

284. Инженерлік-техникалық қызметкерлер өнеркәсіптік қауіпсіздік нормалары мен нұсқаулары қатаң сақталады және өз қарамағындағылардан соларды орындауы бақыланады.

2-параграф. Баспалдақтар, платформалар, өтетін жерлер, қоршаулар

285. Резервуарға шығуға арналған баспалдақтарды өз іргетасына сүйене отырып, шығатындай бөлек немесе резервуар қабырғасына толықтай тірелетін, айналмалы етіп жасауға болады. Бос тұрған баспалдақтарды резервуарға бекіту тек жоғарғы қабырғаның жоғарғы деңгейінде немесе жоғарғы қатты элементтің жоғарғы деңгейінде жүргізіледі және іргетастың отыру ықтималы болғанда құрылымдардың ығысуын ескереді.

Іргелес резервуарлар топтарын өту жолдары арқылы қосуға болады. Резервуарлардың әр тобында кемінде төрт өтетін баспалдақ, ал бөлек тұрған резервуарда кемінде екі өтетін баспалдақ болуы керек (топтың қарама-қарсы жағына бір-бірден).

286. Баспалдақтар мына талаптарға сәйкес болуы керек:

1) тайып кетуден қорғау үшін баспалдақтарды тесілген немесе бұдыр металдан жасалады;

2) сатылар аяқтың сырғып кетуіне жол бермейтін және биіктігі кемінде 150 мм болатын баспалдақтың бүйір жолақтарына (көлбеу арқалық) бекітіледі;

3) баспалдақтың минималды ені – 600 мм;

4) көлденең беткейге қатысты ең жоғары бұрышы 50 градусқа тең;

5) сатының ең төмен ені – 200 мм;

6) сатылардың биіктігі баспалдақтың бүкіл биіктігі бойымен бірдей болып, 250мм-ден аспауы керек (дөңгелек баспалдақ үшін – 300 мм);

7) баспалдақтардың ішке қарай көлбеуі 2 - 5 градус болуы керек (белгілердің айырмашылығы 5 – 10 мм);

8) баспалдақтың тұтқасы өтетін жерлер мен платформалардың тұтқасымен ығыспастан қосылады, тұтқаның биіктігі саты деңгейінен 1,2 м-ді құрайды;

9) тұтқалардың құрылымы қоршаудың жоғарғы нүктесіне түсірілетін 0,9 кН жүктемеге, ал баспалдақ құрылымы 200200 мм аумаққа бөлінген 4,5кН шоғырланған жүктемеге төтеп беруі керек;

10) тұтқаның бойымен өлшенген қоршау тіреулерінің арасындағы ең үлкен қашықтық - 2,5 м;

11) егер резервуар қабырғасы мен баспалдақ арасындағы саңылау 200мм-ден асса, тұтқалар айналма баспалдақтың екі жағына орналастырылады, бұл ретте сатының аралық алаңының төсеніші мен резервуар қабырғасы арасындағы саңылау 150 мм-ден аспауы тиіс;

12) сақиналы сатылар резервуардың қабырғасына толық бекітіледі, ал төменгі марш жерге шамамен 100 – 25 мм жетпей тұруы тиіс;

13) сатының толық биіктігі 9 м-ден асқан кезде сатының конструкциясы тік белгілерінің айырмашылығы 6 м-ден аспайтын аралық алаңдарды қамтиды;

14) жерасты ыдыстарын люктен түбіне дейін стационарлы жиналмалы баспалдақпен жабдықталады.

287. Алаңдар, өткелдер мен қоршаулар төмендегідей талаптарды ескере отырып жасалады:

1) өткелдердің ашық жақтары таяныштармен жабдықталады;

2) стационарлы қақпағы бар резервуарларда жүйелі тексеруді немесе күтімді қажет ететін жабдық орналасқан жерлерге кіруге мүмкіндік беретін, таяныштары бар қызмет көрсету алаңдары орнатылады;

3) қоршауды шатырдың барлық периметрі бойынша және шатырдың ішінде орналасқан алаңдардың сыртқы (резервуардың ортасынан) жағына орнату керек;

4) қызмет көрсеті алаңдары шатырдың периметрі бойынша орналастырылады;

5) резервуардың кез-келген бөлігін көршілес резервуардың кез-келген бөлігімен немесе бөлек тұрған конструкциямен байланыстыратын өткелдердің жалғанатын конструкциялардың еркін қозғалуын қамтамасыз ететін тірек құрылғылары болуы керек;

6) алаңдар мен өткелдердің төсемі сырғанауға жол бермейтін тор, тесілген немесе кедір-бұдыр металдан жасалады, төсем элементтері арасындағы саңылаудың ең үлкен өлшемі 30 мм-ден аспауы керек;

7) алаңдар мен өткелдердің конструкциясы судың төсем бетінен еркін ағуын қамтамасыз етуі керек;

8) төсем деңгейі бойынша алаңдар мен өткелдердің ені – 600 мм;

9) қоршаудың жоғарғы тұтқасының еден деңгейінен биіктігі кемінде 1,25м құрауы тиіс;

10) қоршаудың борт (төменгі) жолағының минималды биіктігі – 150 мм, борты 0,15м кем емес және баспалдақ таяныштарына жанаса орналасады;

11) борт жолағы мен еден деңгейі арасындағы ең үлкен саңылау – 20мм;

12) төсем деңгейінен қоршаудың орта жолағына дейінгі биіктік шамамен 0,5м-ді құрайды;

13) қоршау тіреулерінің арасындағы ең үлкен қашықтық - 2,5 м;

14) резервуардың жоғарғы алаңының биіктігі кемінде 1,25 м болатын таянышы, ал борты бар резервуардыкі 0,15 м құрайды, олар баспалдақ таянышына жанаса орналасады;

15) резервуар баспалдағының ақаусыз екеніне, таяныштардың, шатырдағы қоршаулардың беріктігіне тұрақты бақылау жүргізіліп отырады;

16) баспалдақтың алаңдары мен сатылары таза ұсталады, оларды биіктікте жұмыс істеу үшін белгіленген қауіпсіздік Қағидаларын сақтай отырып, мұздан және қардан ағаш күректермен тазалауға болады;

17) баспалдақтар мен алаңдарда бөгде заттар мен жабдықтардың бөлшектерін қалдыруға және оларды тікелей резервуардың шатырында тасуға болмайды;

18) жұмыс істеп тұрған резервуарлардың беріктігіне зақым келтірмес үшін соғатын құралдарды (балғалар және зілбалғаларды) қолдана отырып жұмыс істеуге тыйым салынады.

3-параграф. Резервуарларды найзағайдан қорғау

288. Тез тұтанатын және жанғыш сұйықтықтарға арналған резервуарлар найзағайдан қорғау құрылғысы бойынша жіктеледі:

1) II санатқа (В-Іг сыныбындағы аймақтарға жататын резервуарлар);

2) III санатқа (ПII - П-III сыныбындағы аймақтарға жататын резервуарлар).

289. Найзағайдан қорғау құрылғысы бойынша II санатқа жатқызылған резервуарлар найзағайдың тікелей түсуінен, электростатикалық және электромагнитті өнімнен және құбырлар арқылы келетін жоғары әлеуетті күртіктерден қорғалуы тиіс.

Найзағайдан қорғау құрылғысы бойынша III санатқа жатқызылған резервуарлар найзағайдың тікелей түсуінен, электростатикалық индукциядан, құбырлар арқылы келетін жоғары әлеуетті күртіктерден қорғалуы тиіс. Электромагниттік индукциядан қорғау қажет емес.

290. Металл шатырының қалыңдығы 4мм-ден кем резервуарлар найзағайдың тікелей түсуінен жеке тұрған немесе резервуардың өзінде орнатылған жайтартқыштармен қорғалады.

291. Металл шатырының қалыңдығы 4мм және одан жоғары болған кезде резервуардың корпусы және металл шатырының қалыңдығына қарамастан сыйымдылығы 200м3 кем емес жеке резервуарларды жерге тұйықтағышқа қосу жеткілікті.

Резервуарлар паркінің жалпы сыйымдылығы 100мың м3 артық болған кезде, резервуарлар және найзағайдан қорғау құрылғысы бойынша II санаттағы резервуар топтары найзағайдың тікелей түсуінен жеке тұрған жайтартқыштармен қорғалуы тиіс. Экономикалық негізделген жағдайларда резервуарлардың өзінде орнатылған жайтартқыштармен қорғауға рұқсат беріледі.

Металл резервуарларды жеке тұрған жайтартқыштармен қорғау кезінде резервуардың корпустары жерге тұйықтағыштарға жалғанады, осы жерге тұйықтағыштарға жеке тұрған жайтартқыштардың тоқ бұрғыштарын қосуға рұқсат беріледі.

292. В-Іг сыныбына жататын резервуарлардың биіктігі 2,5м және радиусы 5м цилиндрмен шектелген тыныс алу клапандары мен олардың үстіндегі кеңістік те найзағайдың тікелей соққысынан қорғалады.

293. II санаттағы резервуарларды электромагниттік индукциядан қорғау әрбір 25-30 м сайын резервуарға жүргізілген құбырлары, металл корпусындағы кабельдер және бір-бірінен 10 см немесе одан аз қашықтықта орналасқан өзге кеңейтілген металл құрылымдар арасындағы металл қосқыштар түрінде жасалуы керек.

Металл құбырларының немесе өзге кеңейтілген құрылымдардың түйіскен жерлеріне (түйіспелеріне, тармақтарына) қосқыштарды орнату талап етілмейді.

294. Жерасты коммуникациялары арқылы келетін жоғары әлеуетті күртіктерден қорғау үшін оларды резервуарға енгізу кезінде жерге тұйықтағыштың кез келгенімен байланыстыру қажет.

295. Сыртқы құбырлар арқылы резервуарларға келетін жоғары әлеуеттердің енуінен қорғау үшін мыналар қажет:

1) резервуарға кірерде құбырларды II санаттағы резервуарлар үшін 10Ом аспайтын, III санаттағы резервуарлар үшін 20Ом аспайтын тоқтың таралуына импульстік кедергісі бар жерге тұйықтағышқа қосу;

2) резервуарға жақын тіректегі құбыр өткізгіштерді II санатты резервуарлар үшін 10Ом және III санатты резервуарлар үшін 20 Ом аспайтын импульсті кедергісі бар жерге тұйықтағышқа қосу;

3) эстакада жолының бойында әрбір 250 м – 300 м сайын будың тұтану температурасы 61°С (334 К) және одан төмен мұнай өнімдеріне арналған құбырларды импульстік кедергісі 50 Ом болатын жерге тұйықтағышқа қосу қажет.

296. Резервуардың жылжымалы қақпағы және электростатикалық индукциядан қорғауға арналған понтондар резервуар корпусымен кемінде екі жерде икемді металл қосқыштармен жалғанады. Қосқыштардың ең төменгі көлденең қимасының ауданы кемінде 6мм2 болуы керек.

297. Жайқабылдағыштар кез келген пішіндегі ұзындығы кемінде 200мм, қимасының ауданы кемінде 100 мм2 әртүрлі металдан және қимасының ауданы кемінде 35 мм2 (диаметрі шамамен 7 мм) көп сымды мырышталған тростан дайындалады.

Коррозиядан қорғау үшін жайқабылдағыштар мырышпен қапталып, қалайыланады немесе боялады.

Жайтартқыштар мен тоқ бұрғыштар дәнекерлеу арқылы қосылуы керек, ерекше жағдайларда (дәнекерлеу мүмкін болмаған кезде) бұрандамалармен қосуға рұқсат беріледі.

298. Тоқ бұрғыштар 4-кестеде көрсетілген өлшемдерге сәйкес келетін болаттан жасалады.

4-кесте

Тоқ бұрғыштардың өлшемдері

Тоқ бұрғыштардың түрлері	Сыртта, ауада	Жерде
Диаметрі 6мм дөңгелек тоқ бұрғыштар мен қосқыштар	6	-
Диаметрі 10мм дөңгелек тік электродтар	-	10
Тік бұрышты тоқ бұрғыштар:
Қима ауданы, мм2	48	160
қалыңдығы, мм	4	4
Бұрыштық болат:
Қима ауданы, мм2	-	160
сөренің ұзындығы, мм	2,5	4
Болат құбырлар қабырғасының қалыңдығы, мм	2,5	рұқсат етілмейді

299. Тоқ бұрғыштардың байланыстары дәнекерленген болуы керек. Бұрандалар арқылы қосуға найзағайдан қорғау құрылғысы бойынша III санатқа жататын резервуарлар үшін ерекше жағдай ретінде рұқсат етіледі. Жерге тұйықтағыштардың қарсы тұру шамасын тексеру үшін алмалы-салмалы қосылғыштарды тек жекелеген жерге тұйықтағыштардың қосылатын және өзара металл арқылы байланатын тоқ бұрғыштарда (мысалы, металл жаппа немесе жайтартқыш тіреуде) қарастырылады. Мұндай алмалы-салмалы қосылғыштарды жерден 1-1,5м биіктікте үй-жайлардың сыртында жасалады.

Тоқ бұрғыштардың жердегі бөлігі, жанасатын бетін қоспағанда, қара түске боялады.

300. Жердегі орналасуы мен электродтар пішіні бойынша жерге қосылғыштар мынадай болады:

1) тік - дөңгелек болаттан, тігінен бұралатын болаттан немесе бұрыштық болаттан және болат құбырлардан жасалады.

Бұрандалы электродтардың ұзындығы 4,5 м – 5 м, ал бітелген электродтар - 2,5 м болады.

Тік жерге тұйықтағыштардың жоғарғы кесілген шеті жер бетінен 0,5м - 0,6м қашықтықта орналасады;

2) көлденең - жер бетінен 0,6-0,8 м тереңдікте тоқ бұрғыш қосылатын бір нүктеден бөлінетін бір немесе бірнеше сәулемен көлденеңінен салынған жолақты немесе дөңгелек болаттан жасалған;

3) аралас - тік және көлденең, ортақ жүйеге біріктіріледі.

301. Жерге тұйықтағыштардың қимасындағы ең кіші өлшемдер осы Қағидалардың 314-тармағында көрсетілгеннен кем болмауы тиіс.

Барлық жерге тұйықтағыштар бір-бірімен және тоқ бұрғыштармен дәнекерлеу арқылы қосылуы тиіс. Дәнекерленген тігістің ұзындығы дәнекерленетін жолақтардың енінен кемінде екі есе және дәнекерленген дөңгелек өткізгіштерден кем дегенде алты диаметр болуы керек.

Уақытша жерге тұйықтағыштарды орнату кезінде бұрандамалар арқылы қосуға рұқсат етіледі.

Алмалы-салмалы жалғау орындары мырышталған болуы тиіс.

302. Жаңа жайтартқышты орнату кезінде алдымен жерге тұйықтағышды және тоқ бұрғыштарды жасап, сосын жайқабылдағышты орнатып, оны дереу тоқ бұрғыштарға қосу керек.

303. Найзағай кезінде жайтартқыштарға 4м-ден жақын жақындауға рұқсат берілмейді, бұл туралы резервуардың немесе жеке тұрған жайтартқыштың жанында ілінген ескертулер хабарландырады.

304. Найзағайдан қорғау құрылғыларын пайдалану кезінде олардың жай-күйін жүйелі бақылау жүзеге асырылады, жоспарлы-алдын алу жұмыстарының кестесіне ағымдағы қызмет көрсету (ревизиялар), осы құрылғылардың ағымдағы және күрделі жөндеулері кіруі тиіс.

305. Жыл сайын, найзағай маусымы басталмас бұрын, найзағайдан қорғаудың жерүсті элементтерінің (жайқабылдағыштар, тоқ бұрғыштар) жай-күйін тексеріп, тоқ өткізгіш элементтердің қосылу орындарына ерекше назар аудару қажет.

Найзағай маусымында жайқабылдағыштарын тоқ бұрғышымен және жерге тұйықтағышпен сенімді түрде қоспай қалдыруға болмайды.

306. Әрбір найзағайдан немесе қатты желден кейін найзағайдан қорғайтын барлық құрылғылар тексеріліп, зақымданған жерлері тез арада қалпына келтірілуі керек.

307. Техникалық қызмет көрсету кезінде тоқ өткізгіш элементтердің жай-күйіне назар аудару қажет және олардың қимасы (коррозия, сынықтар, балқулар салдарынан) 30%-дан артық азайған кезде оларды толығымен ауыстыру қажет.

308. Тоқтың ағуына кедергіні өлшеуді қоса алғанда, жерге тұйықтағыш құрылғыларын тексеру жылына кемінде бір рет (жазда және құрғақ топырақта) жүргізілуі тиіс.

Егер жерге тұйықтағыш тоқтарының ағуына кедергі нормативтік мәннен 20%-ға асып кетсе, онда электродтарды қосымша орнату немесе жерге тұйықтағыш құрылғысын жөндеу қажет.

309. Найзағайдан қорғау құрылғыларын ағымдағы жөндеу найзағай кезеңінде, күрделі жөндеу - тек жылдың найзағай кезеңінде жүргізілуі мүмкін.

310. Найзағайдан қорғау құрылғыларын тексеру, жерге тұйықтағыш құрылғыларын тексеру сынақтарының, жүргізілген жөндеулердің нәтижелері Найзағайдан қорғау құрылғыларын тексеру, жерге тұйықтағыш құрылғыларын тексеру сынақтарының, жүргізілген жөндеу нәтижелерінің журналына енгізіледі. Техникалық қызмет көрсету бойынша электронды журналдар жүргізу рұқсат етіледі.

311. Найзағайдан қорғау бойынша тексеру жүргізетін адамдар анықталған ақауларды көрсете отырып, бақылау және қарап-тексеру актісін жасайды.

4-параграф. Резервуарларды статикалық электрден қорғау

312. Жабдықтың, мұнай мен мұнай өнімдерінің бетінен және адам денесінен ұшқын разрядтарының пайда болуының алдын алу үшін өндіріс ерекшеліктерін ескере отырып, статикалық электр зарядының ағуын қамтамасыз ететін мына шараларды қамтамасыз ету қажет:

1) статикалық электр зарядының пайда болу қарқындылығын төмендету;

2) резервуарлар мен коммуникацияларды жерге тұйықтағышқа қосу және адам денесінің жерге тұйықтағышпен тұрақты байланысын қамтамасыз ету;

3) үлесті көлемі мен үстінің электр кедергісін азайту;

4) радиоизотопты, индукциялық және өзге бейтараптандырғыштарды қолдану.

313. Статикалық электрден қорғауға арналған жерге тұйықтағыш құрылғылары, электр жабдығына арналған жерге тұйықтағыш құрылғыларымен бірігеді. Тек қана статикалық электрден қорғауға арналған жерге тұйықтағыш құрылғысының кедергісі 100 Ом - нан аспауы тиіс.

Резервуарлар жабдықтарының барлық металл және электр өткізгіш металл емес бөліктері статикалық электрден қорғаудың өзге шаралары қолданылатынына қарамастан жерге тұйықтағышқа қосылады.

Жерге тұйықталған металл жабдыққа, резервуарлардың ішкі және сыртқы қабырғаларына жағылған лак бояу жабыны, егер жерге тұйықтағыш жабдыққа қатысты жабынның сыртқы бетінің кедергісі 10 Ом аспаса, электрстатикалық тұрғыдан жерге тұйықталған деп саналады.

314. Сыйымдылығы 50м3-ден асатын резервуарлар (2,5м-ге дейінгі тік диаметрден басқа) диаметрлі қарама-қарсы нүктеден кемінде екі жерге тұйықтағыштың көмегімен жерге тұйықтағышқа жалғануы тиіс.

315. Мұнай мен мұнай өнімдері резервуарларға шашырамай, шашыратпай немесе қатты араластырылмай толтырылады. Мұнай мен мұнай өнімдерін ееркін құламалы ағыспен құюға рұқсат берілмейді.

Құю құбырының соңынан резервуардың түбіне дейінгі арақашықтық 200 мм-ден аспауы керек, ал ағын мүмкіндігінше қабырға бойымен бағытталады. Бұл жағдайда құбыр ұшының пішіні және мұнай мен мұнай өнімдерін жеткізу жылдамдығы шашырамайтындай етіп таңдалады.

316. Мұнай және мұнай өнімдерінің құбырлар арқылы қозғалу жылдамдығын мұнай өнімі ағыны бар резервуарға жеткізілетін заряд оның үстіңгі қабат энергиясы қоршаған ортаны тұтату үшін жеткілікті ұшқын разрядын тудырмайтындай етіп шектеу қажет. Құбырлар арқылы сұйықтықтың рұқсат етілген жылдамдығы және олардың резервуарларға ағу жылдамдығы зарядтардың релаксациясына әсер ететін мына жағдайларға байланысты: құю түрі, мұнай өнімінің қасиеттері, ерімейтін қоспалардың құрамы мен мөлшері, құбыр қабырғалары, резервуар материалының қасиеттері.

317. Меншікті көлемдік электр кедергісі 109 Ом/м аспайтын мұнай және мұнай өнімдері үшін қозғалыс жылдамдығы мен ағу жылдамдығы 5м/с дейін рұқсат етіледі.

Меншікті көлемдік электр кедергісі 10 Ом/м-ден асатын мұнай және мұнай өнімдері үшін тасымалдаудың және ағудың рұқсат етілген жылдамдығы әрбір мұнай өнімі үшін жеке белгіленеді.

10 Ом/м-ден астам меншікті көлемді электр кедергісі бар сұйықтық ағынындағы заряд тығыздығының қауіпсіз мәніне дейін төмендету үшін оларды қауіпсіз жылдамдықтан асатын құбыр жолдары арқылы тасымалдау қажет болған кезде зарядтарды бұру үшін арнайы құрылғыларды құрылғылар қолданылады.

Сұйық өнімнен зарядтарды алып тастауға арналған құрылғы құю құбырында тікелей толтырылатын резервуарға кіре берісте, пайдаланылатын тасымалдау жылдамдығы ең жоғары болған кезде құрылғыдан шыққаннан бастап аппаратқа ағуға дейін құю қелтеқұбыры бойынша өнімнің қозғалыс уақыты сұйықтықтағы зарядтың релаксация уақытының 0,1-ден аспайтындай етіп орнатылуы тиіс.

Егер бұл шартты тиісті түрде орындау мүмкін болмаса, онда құю келтеқұбырында пайда болатын зарядтың бұрылуы зарядталған ағын резервуарындағы сұйықтықтың бетіне шыққанға дейін толтырылатын резервуардың ішінде қамтамасыз етіледі.

318. Мұнай және мұнай өнімдері резервуарға ондағы қалған мұнай өнімі деңгейінен төмен түсуі керек.

Бос резервуарды толтыру кезінде мұнай және мұнай өнімдері оған қабылдау-тарату келтеқұбырының ұшына мұнай жеткенге дейін 1 м/с аспайтын жылдамдықпен беріледі.

319. Мұнай мен мұнай өнімдерінің бетінде ұшқын разрядтарының пайда болу қаупін болдырмау үшін жерге тұйықталмаған электр өткізгіш заттар болмауға тиіс.

320. Мұнай, мұнай өнімдерінің буланудан туындайтын шығынын азайтуға арналған электр өткізгіш материалдардан жасалған понтондар көлденең қимасының ауданы кемінде 6мм2, диаметрі қарама-қарсы нүктелерде понтонға қосылған кем дегенде екі икемді жерге тұйықтағыш өткізгіштердің көмегімен жерге тұйықтағышқа қосылуы керек.

321. Электр өткізбейтін материалдардан жасалған понтондардың электрстатикалық қорғанысының болуы тиіс.

322. Резервуарлардан мұнай өнімдерінің сынамаларын қолмен іріктеп алуға мұнай өнімінің қозғалысы тоқтатылғаннан кейін кемінде 10 минут өткен соң рұқсат беріледі.

Сынама алғыштың тоқ өткізетін мыс тросы бар, оның бір ұшы сынама алғыштың корпусына дәнекерленеді, ал екінші жағында М10 бұранда ұшы болады. Құлақты сомыны бар М10 бұранда жерге тұйықталған резервуардың периметрлік қоршауына дәнекерленеді. Сынамаларды іріктеу алдында сынама алғыш жерге тұйықталады. Сынама алғышты әрбір пайдалану алдында міндетті түрде мыс тоқ өткізгіш арқансымның бүтіндігі тексеріледі.

Сынама алатын жұмысшылар ұшқын шығармайтын материалдардан жасалған немесе электр тогын өткізбейтін резеңке табандармен нығайтылған табаны былғары аяқ киіммен қамтамасыз етіледі.

Іш киімнен басқа синтетикалық маталардан жасалған киіммен резервуардан сынама алуға тыйым салынады.

323. Жерге тұйықтағыш құрылғыларын қарап-тексеру және ағымдағы жөндеу жұмыстары барлық технологиялық жабдықтарды қарап-тексерумен және ағымдағы жөндеумен бір мезгілде жүргізіледі.

Жерге тұйықтағыш құрылғыларының электр кедергісін өлшеу жылына кемінде бір рет жүргізілуі тиіс. Өлшеу және жөндеу нәтижелері статикалық электрдің пайда болуынан қорғауды пайдалану туралы журналға енгізіледі. Журналдың беттері нөмірленеді, тігіледі және мөрмен бекітіледі. Техникалық қызмет көрсету бойынша электронды журналдар жүргізу рұқсат етіледі.

324. Статикалық электрден қорғау құрылғылары технологиялық және энергетикалық жабдықты қабылдаумен бір мезгілде қабылданады.

7-тарау. Металл резервуарларды тексеру және кешенді дефектоскопия

1-параграф. Жалпы қағидалар

325. Техникалық тексеру және дефектоскопия резервуар конструкциялары элементтерінің (қабырғаларының, жаппасының, түбінің, жабындардың көтергіш конструкцияларының) тозуын анықтауды; резервуар конструкциялары материалдарының механикалық сипаттамаларын және геометриялық пішінін белгілеуді; дәнекерленген қосылыстарды рентгенографиялық және ультрадыбыстық бақылауды қарастырады.

326. Резервуардың жалпы күйіне жеткілікті толық бағаны қалыпты жұмысқа теріс әсер ететін барлық тәуекел факторларын ескере отырып, бүкіл жұмыс кезеңіндегі жұмыс жағдайларын сипаттайтын мәліметтер болған кезде беруге болады. Тексерістер арасындағы кезеңдерде тәуекел факторларын бағалауды ескере отырып, жабдықтың сенімділігі мен механикалық тұтастығын қамтамасыз етуге бағытталған резервуарлар жай-күйінің мониторингі жүзеге асырылады.

327. Бірінші кезекті тексеруге авариялық жағдайда немесе авариядан кейін жөндеу жағдайында тұрған резервуарлар; қайнаған болаттан жасалған және бор жабыны бар электродтармен дәнекерленген резервуарлар; 20 жыл және одан да көп пайдалануда болған резервуарлар және металдың коррозиясын күшейтетін өнімдер сақталатын резервуарлар жатады.

2-параграф. Тексеру және дефектоскопия кезінде бақылау жүргізу тәртібі мен көлемі

328. Тексеру және дефектоскопия кезіндегі бақылау көлемі резервуардың техникалық жағдайына және пайдалану ұзақтығына байланысты айқындалады.

329. Резервуардың техникалық жай-күйін бағалау толық немесе ішінара тексеру нәтижелері бойынша жүргізілуі тиіс. Ішінара тексеру резервуарларды технологиялық процестен шығармай (ажыратпай), олардың техникалық жай-күйін алдын ала бағалау мақсатында оларды босатпай және тазартпай орындалады. Резервуарларды толық тексеру оларды пайдаланудан шығарғаннан, босатқаннан, газсыздандырғаннан және тазартқаннан кейін жүргізіледі.

330. Ішінара тексеру мыналарды қамтиды:

1) техникалық құжаттамамен танысу;

2) резервуардың сыртқы қарап-тексеру;

3) резервуардың қабырға белдіктерінің қалыңдығын өлшеу;

4) қабырғалардың геометриялық пішінін өлшеу және түбін нивелирлеу;

5) негіздің және төсеніштің жай-күйін тексеру;

6) зерттеп қарау нәтижелері бойынша техникалық қорытынды жасау.

331. Толық қарап-тексеру мына жұмыстарды қамтиды:

1) техникалық құжаттамамен танысу;

2) ішкі және сыртқы жағынан резервуарға сыртқы қарап-тексеру, понтон мен жылжымалы қақпаққа сыртқы тексеру жүргізу;

3) резервуар түбінің, понтонының (жылжымалы қақпақтың) жаппасының қабырғасының белдіктерінің қалыңдығын өлшеу;

4) дәнекерленген қосылыстарды бұзбайтын әдістермен бақылау;

5) осы Қағидалардың 388 және 398-тармақтарында көрсетілген жағдайларда металл мен дәнекерленген қосылыстарды механикалық сынау және металлографиялық зерттеу;

6) қажет болған жағдайда осы Қағидалардың 404-тармағына сәйкес металды химиялық талдау;

7) понтон (жылжымалы қақпақ) мен резервуар қабырғасы арасындағы қашықтықты өлшеу;

8) қабырғалардың геометриялық пішінін өлшеу және түбін нивелирлеу;

9) понтон (жылжымалы қақпақ) мен резервуар қабырғасы арасындағы тығыздықтың жай-күйін тексеру;

10) негіздің және төсеніштің жай-күйін тексеру;

11) техникалық қорытынды жасау.

Ескерту. 331-тармаққа өзгеріс енгізілді - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

332. Техникалық құжаттаманы қарау кезінде осы Қағидаларға сәйкес оның толықтығын анықтап, мына ақпаратты жинау қажет:

1) резервуарды жасау және монтаждау туралы мәліметтер, өндірушінің атауы, жобаның нөмірі, жасалған және орнатылған күн;

2) резервуардың техникалық сипаттамасы (түрі, биіктігі, диаметрі, сыйымдылығы, қабырға белдеулерінің саны, жоғарғы және төменгі белдеу қабырғасының қалыңдығы, орталық бөліктің қалыңдығы және түбінің шеті, шатырдың қалыңдығы);

3) металл туралы мәліметтер (химиялық құрамы, механикалық қасиеттері, сапа сертификаты бойынша парақтардың қалыңдығы);

4) жүргізілген жөндеулердің сипаттамасы (қашан, қандай себеппен, қандай ақаулар және қалай жойылды);

5) резервуарды пайдалану режимі және онда сақталатын мұнай өнімдерінің түрі туралы деректер.

333. Сыртқы қарап-тексеру кезінде мыналар міндетті тексеруге жатады:

1) коррозиялық зақымданулардың, сызаттардың, қажаманың, жарықтардың, күйіктердің, балқымалардың, жырықтардың, қатпарланулардың, металл емес қосындылардың бар жоғын анықтай отырып, қабырғаның, жаппаның, түбінің, жаппаның, понтонның (жылжымалы қақпақтың) негізгі металының жай-күйі;

2) тұрақты деформациялар, майысулар, адырақтар;

3) тік және көлденең дәнекерленген қосылыстарға қатысты резервуар қабырғасына келте құбырларды орналастыру;

4) понтон (жылжымалы қақпақ) мен резервуар қабырғасы арасындағы тығыздықтың жай-күйі;

334. Резервуардың жекелеген элементтері металының қалыңдығын өлшеу тиісті аспаптармен жүргізіледі.

335. Дәнекерленген қосылыстар мен негізгі металдың сапасын бұзбай бақылау және бұзатын әдістермен жүзеге асырылады.

336. Бұзбайтын бақылау кезінде тігістердің конфигурациясы мен орналасқан жеріне байланысты мынадай әдістер қолданылады:

1) гамма немесе рентгенография;

2) ультрадыбыстық бақылау;

3) геометриялық өлшемдерді өлшеу;

4) әртүрлі ерітінділермен өңдеу;

5) магнитті ұнтақты немесе түсті (кей жағдайларда).

337. Бұзылуға байланысты бақылау кезінде механикалық сынақтар, металлографиялық зерттеулер және металдың химиялық талдаулары жасалады.

338. Механикалық сынақтар, химиялық талдау және металлографиялық зерттеулер жүргізу үшін резервуардан бақылау үлгілері алынады.

339. Резервуардың геометриялық пішінін өлшеу кезінде қабырғаның тік бағыттан ауытқуы және тұрақты деформациялардың өлшемдері анықталады. Түбінің көлденеңдігі нивелирлеу арқылы тексеріледі. Бұл ретте резервуардың түбінің тұрақты деформациясы (шартылдақтар, майысулар) және шөгіндісі өлшенеді.

340. Төсенішті қарау кезінде түбінің негізге тығыз жанасуы, негіздің шөгуі, жай-күйі, атмосфералық жауын-шашынның болуы мен шығарылуы анықталады.

341. Бақылау нәтижелері эскиздерде ақау белгісі бар резервуардың паспортына енгізіледі.

342. Бақылау нәтижелері бойынша резервуардың жай-күйі туралы техникалық қорытынды жасалады және оны жөндеу жөнінде ұсынымдар беріледі.

3-параграф. Техникалық диагностикаға резервуарды дайындау

343. Толық техникалық тексеру кезінде резервуар пайдаланудан шығарылады, босатылады, тазартылады және газсыздандырылады.

344. Тексеруге кіретін резервуардың барлық құрылымдық элементтеріне оңай қол жеткізу қамтамасыз етілуі тиіс.

345. Резервуарды тексеру бойынша жұмыстар басталғанға дейін мыналарды орындау қажет:

резервуардағы газ-ауа қоспасына талдау жүргізу;

резервуардың иесінің, резервуарды дайындаған ұйымның және диагностика жасайтын ұйымның өкілдері қол қойған техникалық диагностиканы жүргізуге резервуардың дайындығы туралы акт жасау;

резервуарлық парк аумағында және резервуар ішінде газға қауіпті жұмыстарды жүргізуге наряд-рұқсат қағазын алу;

құрылғылардың, жабдықтардың және аспаптардың жұмысқа жарамдылығын тексеру;

жаппаның, түбінің және қабырға қашауының эскиздерін дайындау;

ақаулы жерлерді белгілеу үшін ашық түсті бояу мен қылқаларды дайындау;

нөмірі болмаған жағдайда резервуар қабырғасының сыртқы бетіне өшпейтін бояумен немесе сәйкес тәсілдермен төменгі белдеу парақтарының тік жіктерінің нөмірлерін (оларды схемаға жаза отырып) жазу керек. Түйіспелерді қабылдау-тарату келте құбырларынан немесе шахта баспалдақтарынан сағат тілі бойынша нөмірлеу;

қабылдау-тарату келте құбырларының іргетастарында (Қ реттік нөмірі бар (құбырлар)), баспалдақ іргетасында (С реттік нөмірі бар (сатылар)) және газ теңдестіру жүйесінде (Г реттік нөмірі бар (газ теңдестіру жүйесі) нивелирлеу нүктелерін (оларды схемаға жаза отырып) жазу қажет.

346. Резервуар қабырғасының ішкі бетін түбінен 1600 мм биіктікке дейін құммен, бытырамен, кварц құмының суспензиясын сумен немесе тек құммен, гидротазартумен өңдеуді пайдалана отырып, металл бетіне дейін тазалау керек. Бұрын қолданылған қорғаныс ішкі қабаты жоқ резервуарларда май қабығы толығымен жойылғанша механикалық кернеусіз тазалауға рұқсат етіледі. Коррозиялық каверналардың қуыстарын коррозия өнімдері толық жойылғанша тазалайды.

347. Резервуар құрылымының, шахталық баспалдақтың және құбырлардың сыртқы және ішкі беттерін қардан, судан, кірден, қалдықтардан және сақталатын мұнайдың қалдық өнімдерінен тазарту қажет. Сыртқы коррозияға қарсы жабынның зақымдалған жерлерін алып тастау. Түбінің сыртқы контурын топырақтан, мұздан және өзге ластаушы заттардан тазарту. Дәнекерлеу тігістерін және оларға іргелес аумақты ені кемінде 20мм ластанудан металл қылқамен мұқият тазалау.

348. Техникалық жай-күйін бақылауға кедергі келтіретін жылу оқшаулағыш ішінара немесе толық (қажет болған жағдайда) алынып тасталынады.

349. Техникалық диагностика жасау кезінде кемінде 50лк болған кезде резервуардың ішіндегі жұмыс орнын жарықтандыруды қамтамасыз ету.

350. 220В кернеуді қолданатын шамдарды оқшаулау трансформаторларынан (автотрансформаторлардан басқа), типті өшіруді қорғаушы құрылғылардан, жерге тұйықтағыш шинамен қос резеңке оқшаулағыштағы электр сымдарынан қуат алған жағдайда пайдалануға рұқсат етілуі мүмкін.

4-параграф. Негізгі металдың сыртқы бетін қарап-тексеру

351. Резервуардың бетін сыртқы жағынан, содан кейін ішкі жағынан мынадай ретпен қарап-тексереді:

1) түбінің шеті және бірінші белдіктің төменгі бөлігі;

2) бірінші және екінші белдіктердің сыртқы бөлігін, содан кейін үшінші, төртінші белдіктерді (жылжымалы сатыны қолдана отырып қарау);

3) жоғарғы төрт белдікті (аспалы люльканы пайдалана отырып қарап тексеру, ал ол болмаған кезде бинокль түріндегі оптикалық аспаптарды немесе телескопты пайдалану қажет);

4) мұнай өнімдерінің ауыспалы деңгейдегі орындары;

5) жаппа және жабын.

352. Резервуардың ішкі жағынан жаппа мен жабынды қарап-тексеру шатырдың қиылған саңылауы арқылы ферма төсеніштерін қолдану арқылы мүмкін болады.

353. Тексерілетін беткі жағы кірден және мұнай өнімдерінен тазартылады.

354. Түбі, қабырғалары мен жаппасы сыртқы жағынан да, ішкі жағынан да қолжетімді жерлерде бүкіл беті бойынша тексеріледі. Резервуарды тазалағаннан кейін оны пайдаланудан шығарған кезде ақаулар анықталады (сызаттардың болуы, түк тәрізді жарықтар, сызаттар, шөгу раковиналары, бетақау, жыртылу, металл балқуы, коррозиялық зақымданулар және өзге ақаулар).

355. Барлық анықталған ақаулар жайғасу тереңдігі, ұзындығы бойынша өлшеуге жатады және нобайға түсіріледі.

356. Коррозиялық зақымданулар түрлері бойынша мынадай болып бөлінеді:

1) біркелкі коррозия (металдың бүкіл бетінде тұтас коррозия пайда болғанда);

2) жергілікті (жер бетінің жекелеген учаскелерін қамту кезінде);

3) нүктелі, дақты, ойық жаралы, жекелеген нүктелі және дақты зақымданулар түрінде, өтпелі, қабаттық.

357. Коррозиядан пайда болған раковиналардың тереңдігі калиппермен немесе сағат түріндегі индикаторы бар арнайы құрылғымен өлшенеді.

358. Қарап-тексеру нәтижелері бойынша бетінің коррозиялық зақымдану учаскелері белгіленеді және қалыңдығы ультрадыбыстық қалыңдық өлшеуішпен өлшенеді.

359. Келте құбырларды бірінші белдіктің немесе резервуардың табақтарына орналастыру жобалық деректерге сәйкес болуы тиіс.

5-параграф. Сыртқы қосылыстарды қарап-тексеру

360. Төменгі төрт белдіктің барлық дәнекерленген қосылыстары және негізгі металдың оларға жапсарлас аймақтары 20 мм-ден кем емес қашықтықта сыртқы қарап-тексеруге және дәнекерленген жіктердің геометриялық өлшемдерін өлшеуге жатады, олар қарап-тексеру алдында бояудан, кірден және мұнай өнімдерінен тазартылады.

361. Сыртқы қарап-тексеру, геометриялық өлшемдерді өлшеу мынадай сыртқы ақауларды анықтау мақсатында жеткілікті жарықтандыру жағдайларында шаблондармен жүргізіледі: тігіс өлшемдерінің жоба мен дайындаушы зауыт құжаттамасының талаптарына сәйкес келмеуі; барлық түрдегі және бағыттағы жарықтар; қатпарлар, кесінділер, күйіктер, аяқталмаған кратерлер, өткізгіштер, кеуектілік және өзге техникалық ақаулар; бір қимадан екіншісіне бірқалыпты өтудің болмауы; дәнекерленген тораптың жалпы геометриялық өлшемдерінің жоба талаптарына сәйкес келмеуі.

362. Жапсарлы, қабаттасқан және бұрыштық тігістердің геометриялық өлшемдері олардың өлшемдерінің 3-тен 100 м3-ке дейінгі резервуарлар үшін МЕМСТ 17032-2010 және 100-ден 120 000 м3-ке дейінгі резервуарлар үшін МЕМСТ 31385-2016 мемлекетаралық стандарттар талаптарына және резервуарды дайындау жобасының өлшемдеріне сәйкестігін анықтау мақсатымен шаблондар көмегімен өлшенеді.

363. Түптің шет жағының дәнекерлеу жіктерін қарап-тексеру кезінде бүкіл периметр бойынша түйісетін жиектердің дәнекерлеу сапасын белгілеу және түп шетінің дәнекерлеу жіктері мен бірінші белдіктің тік дәнекерлеу жіктері арасындағы қашықтықты өлшеу қажет.

364. Резервуарлар қабырғасының төменгі белдігінің және түп табақтарының түйіспелері, қабырғаның жоғарғы белдігі мен жоғарғы байлау бұрышының түйіспелері бір-бірімен сәйкес келмеуі тиіс. Шектес элементтердің жапсарлары арасындағы қашықтық кемінде 200мм, ал монтаждау жапсарлары арасындағы қашықтық кемінде 500мм болуы тиіс.

365. Бірінші, екінші және үшінші белдіктерде орналасқан келте құбырлардың дәнекерленген тігістерінің және резервуар қабырғасының тік және көлденең тігістерінің арасындағы қашықтық өлшенеді.

Жабдықтың жекелеген элементтерін дәнекерлеу тігістері бір-бірінен 500мм жақын және қабырғаның тік қосылыстарынан және қабырғаның көлденең қосылыстарынан 200мм жақын орналаспауы тиіс. Резервуар қабырғасының бірінші белдігінің тік дәнекерленген тігістері қабылдау-тарату келте құбырларының арасында орналаспауы тиіс.

366. Дәнекерленген қосылыстарды сыртқы қарап-тексеру және өлшеу бақыланатын жерді жеткілікті жарықтандыру жағдайында жүргізіледі.

6-параграф. Резервуар элементтерінің металл қалыңдығын өлшеу

367. Металдың қалыңдығын анықтау үшін қоршаған ауаның температурасы минус 10°С-ден плюс 40°С-ге дейін болғанда 0,1мм дәлдігімен 0,2мм – 50мм аралықтағы қалыңдығын өлшеуге мүмкіндік беретін аспаптарды пайдаланады.

368. Қалыңдығын өлшеу бойынша жұмыс көлемі резервуарды сырттай қарап-тексеру нәтижелері негізінде және пайдалану ұзақтығына және сақталатын өнімнің агрессивтілігіне байланысты белгіленеді. Барлық жағдайларда өлшеулер коррозиядан зардап шеккен жерлерде жүргізіледі.

369. Төртіншіден бастап жоғарғы белдіктердің парақтарының қалыңдығы белдіктің биіктігі бойынша үш нүктеде (төменгі, ортаңғы, жоғарғы) шахта баспалдағының бойымен тексеріледі.

Төменгі үш белдіктің қалыңдығы төрт диаметрлі қарама-қарсы құрағышпен тексеріледі. Бірінші белдіктің парақтарына орналастырылған келте құбырлардың қалыңдығы төменгі бөлігінде кемінде екі нүкте бойынша өлшенеді.

370. Түптің табақтары өзара перпендикуляр екі бағыт бойынша өлшенеді; әрбір табақта кемінде екі өлшеу жүргізіледі.

371. Жаппа табақтарының қалыңдығы екі өзара перпендикуляр диаметрлік бағыт бойынша өлшенеді, әр табақта кемінде екі өлшеу жүргізіледі.

372. Жаппаның едәуір коррозиялық бұзылуы бар жерлерде 500х500 мм өлшемді тесіктер кесіліп, тірек құрылымдарының элементтерінің қималары өлшенеді.

373. Табақтың қалыңдығын бірнеше нүктеде (кемінде үш) өлшеу кезінде оның нақты қалыңдығы ретінде барлық өлшеулер сомасынан орташа арифметикалық шама алынады. Бұл ретте орташа арифметикалық шамадан 10% - дан аз жағына қарай ерекшеленетін өлшеу деректерінің бар екенін көрсету қажет.

374. Бір белдеу немесе резервуардың кез келген өзге элементі шегінде бірнеше табақтың қалыңдығын өлшеу кезінде осы элементтің (белдіктің, түбінің немесе орталық бөлігінің, жаппаның, понтонның орталық бөлігінің) нақты қалыңдығына жеке табақтың ең аз қалыңдығы қабылданады.

375. Резервуар элементтерінің қалыңдығын өлшеу орындары қорытындыға қоса берілген эскиздерде көрсетіледі.

376. Понтон табақтарының және жылжымалы қақпақтың қалыңдығын өлшеу кілемде, қораптар мен қаттылық қырларында жүргізіледі.

377. Жаңа резервуарларды тексеру кезінде резервуар элементтері қабырғалары табақтарының нақты қалыңдығы өлшеу орнының координаталары көрсетіле отырып, паспортқа енгізіледі және қайта тексеру кезінде қалыңдығын өлшеу сол нүктелерде орындалады.

7-параграф. Дәнекерленген байланыстарды бұзбай бақылау әдістері

378. Дәнекерленген қосылыстарды тексермес бұрын, резервуар өнімнен босатылады, тазаланады, өртке қауіпті жұмысқа дайындалады.

379. Қабырға мен түптің төменгі төрт белдігінің дәнекерлеу жіктері қабыршақтан, қождан және өзге ластанулардан тазартылады.

380. Дәнекерлеу жіктері алдын ала сыртқы қарап-тексеруден өтеді. Кесіктер, тесіктер, дәнекерленбеген кратерлер және өзге көрінетін ақаулар анықталған жағдайда, оларды сәулелену болғанға дейін жою керек.

381. Сыртқы қарап-тексеру бойынша жарықтар анықталған кезде рентген және гамма-сәулелер арқылы микроскопиялық жарықтар анықталмауы мүмкін екенін ескере отырып, олардың шекараларын міндетті түрде сәулелену немесе кез келген өзге қол жетімді тәсілмен (бұрғылау, тегістеу, өңдеу және ультрадыбысты қолдану) анықтау шараларын қолдану қажет.

382. Гамма-рентгенография үшін қолданылатын жабдықтар мен материалдарды көрсете отырып, дәнекерлеу жіктерін бақылау әдістемесі, суретке түсіруге қойылатын талаптар, оны фото өңдеу және таратып жазу, суреттердің ақаулары және оларды жою тәсілдері, суреттердің есебін жүргізу және тіркеу және дәнекерлеу қосылыстарының сапасын бақылау және бағалау нормалары.

383. Ультрадыбыстық дефектоскопия әдісі көміртекті және төмен қоспаланған конструкциялық болаттардың негізгі металының дәнекерлеу жіктері мен тігіс маңы аймағындағы ішкі және үстіңгі ақауларын анықталған ақаулардың сипатын типі бойынша (мысалы, шлак қосындылары, жарықтар, газ саңылаулары) ашып жазбай-ақ анықтауды қамтамасыз етеді.

384. Ультрадыбыстық бақылау кезінде ақаудың шартты ұзындығы, тереңдігі және орналасу координаттары анықталады.

385. Ультрадыбыстық дефектоскопия 5°С-ден 55°С-ге дейінгі оң температуралар кезінде ғана жүргізіледі.

386. Егер ультрадыбыстық және радиографиялық бақылау нәтижесінде алынған деректерге күмән келтірілсе, онда түпкілікті бақылау металлографиялық зерттеулер арқылы жүргізіледі.

8-параграф. Металл мен дәнекерленген байланыстарды механикалық сынау

387. Резервуардың нақты жүк көтергіштігі мен одан әрі жұмыс істеуге жарамдылығын анықтау үшін негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстардың механикалық қасиеттерін білу өте маңызды.

388. Механикалық сынақтарды негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстардың бастапқы механикалық қасиеттері туралы деректер болмаған кезде, айтарлықтай коррозиялық зақымданулар, корпустың әртүрлі жерлерінде жарықтар пайда болған кезде және механикалық қасиеттердің нашарлауы, ауыспалы және айныма таңбалы жүктемелердің әсері кезінде тозығу, қызып кету, шамадан тыс жоғары жүктемелердің әсері күтілетін барлық өзге жағдайларда жүргізу қажет.

389. Негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстарға механикалық сынақтар жүргізу үшін резервуар корпусының төменгі екі белдеуінің бірінде диаметрі 400 мм тігісі бар табақтың учаскесін осы орынды дәнекерлеу арқылы оңай және сенімді жөндеуге болатындай етіп кесу қажет.

390. Кесілген жердің ортасы тік тігісте және көлденең тігістерден кемінде 700 мм қашықтықта болады.

391. Кесілген бақылау дайындамасына таңбаны (резервуардың, белдіктің және табақтың нөмірі) жазуу; кейіннен механикалық өңдеу кезінде таңбаны үлгіге ауыстыру.

392. Механикалық қасиеттерін анықтау үшін кесілген әрбір дайындамада (немесе партияда) ұйымның атауы, резервуардың нөмірі және кесу орны, кесу күні, кесуге жауапты адамның тегі және оның лауазымы белгіленетін ілеспе құжат болуы тиіс.

393. Негізгі металдың механикалық қасиеттерін анықтау үшін әр бақылау дайындамасынан төмендегілерді кесіп алу қажет:

1) беріктік шегін, аққыштық шегін және салыстырмалы созылуын анықтауға арналған үш үлгі;

2) соққы тұтқырлығын сынау үшін үш үлгі;

3) статикалық иілу үшін екі үлгі.

394. Негізгі металдың беріктік және пластикалық сипаттамаларын кесіп алу және сынау жолымен, жекелеген үлгілерді тексеру кезінде механикалық қасиеттері бойынша көрсеткіштерін үлгілердің (сынақтардың әрбір түрі бойынша) берілген санынан алынған нәтижелердің орташа арифметикалық мәні ретінде айқындайды.

Егер металды сынау кезінде сипаттамалардың бірі қойылатын талаптарды қанағаттандырмаса, онда сол белдіктен кесілген үлгілердің екі еселенген санына қайта сынақ жүргізу қажет.

395. Дәнекерленген қосылыстардың механикалық қасиеттерін анықтау үшін әр бақылау дайындамасынан мыналарды кесіп алу керек:

1) беріктік шегін анықтау үшін статикалық созуға арналған үш үлгі (жалпақ үлгілердің мөлшері 300х30мм);

2) статикалық иілгіштігін сынау үшін екі үлгі;

2) соққы тұтқырлығын сынау үшін үш үлгі;

396. Механикалық сынақтардың нәтижелері бойынша, егер уақытша кедергі негізгі металдың уақытша кедергісі үшін ең аз рұқсат етілген шектен төмен болса (көміртекті болаттар үшін төмен дәнекерленген қосылыстарды сынау кезінде иілу бұрышы – 120° ; қалыңдығы 20 мм және одан аз төмен қоспаланған болаттар үшін – 80°; қалыңдығы 20 мм - ден астам төмен қоспаланған болаттар үшін – 60°) дәнекерленген қосылыстар жарамсыз болады.

397. Негізгі металды және дәнекерленген қосылыстарды механикалық сынау нәтижелері осы Қағидалардың 29-қосымшасындағы нысанға сәйкес акт түрінде ұсынылады (әрі қарай - металды механикалық сынау және химиялық талдау жүргізу актісі) және резервуардың паспортына қоса беріледі.

9-параграф. Металлографиялық зерттеулер

398. Металлографиялық зерттеулер негізгі металдың және дәнекерленген қосылыстардың механикалық қасиеттерінің төмендеу себептерін, резервуардың әртүрлі элементтерінде жарықтардың пайда болуын, металл қимасы бойынша коррозиялық зақымданулардың сипаты мен мөлшерін анықтау қажет болған жағдайларда жүргізіледі.

399. Металлографиялық зерттеулерге арналған үлгілер металл мен дәнекерленген қосылыстардың механикалық қасиеттерін анықтауға арналған бақылау тілімдерінен кесіледі.

400. Негізгі металды металлографиялық зерттеу кезінде фазалық құрамын, түйіршік мөлшерін, термиялық өңдеу сипатын, металл емес қосындылардың бар-жоғын және коррозиялық бұзылу сипатын (кристалл аралық коррозияның бар-жоғын) анықтау қажет.

401. Дәнекерленген қосылыстарды металлографиялық зерттеу үшін екі үлгі (біреуі макро зерттеуге, біреуі микро зерттеуге) тігіс осіне перпендикуляр кесіледі.

402. Барлық дәнекерленген қосылыстарды макрозерттеу үшін және дәнекерленген қосылыстарды микрозерттеу үшін үлгілер жіктің барлық қималарын, дәнекерлеудің термиялық әсер ету аймағын, телескопиялық құрастыру және қолмен дәнекерлеу резервуарларына арналған негізгі металл мен төсемдердің іргелес бөліктерін қамтиды.

403. Металлографиялық зерттеулердің нәтижелері бойынша техникалық қорытындылар жасалады және олар резервуардың паспортына қоса беріледі.

10-параграф. Металды химиялық талдау

404. Металды химиялық талдау резервуарды дайындауға арналған жобаның талаптарына пайдаланылған материалдардың тиісті маркасын белгілеу мақсатында жүргізіледі.

405. Металдың химиялық құрамын анықтау үшін механикалық сынақ үшін кесілген үлгілерді пайдалану қажет.

406. Механикалық сынақтарға арналған үлгілер кесілмейтін, бірақ химиялық құрамын анықтау қажет болған жағдайларда, әрбір зерттелетін элемент үшін салмағы 2г болатын жоңқа алынады.

407. Металдың химиялық құрамы резервуарға арналған жобаның техникалық талаптарына сай болуы тиіс.

408. Зертхананың химиялық талдау нәтижелері металды механикалық сынау және химиялық талдау жүргізу актісіне сәйкес ұсынылады және резервуардың паспортына қоса беріледі.

11-параграф. Қабырғаның геометриялық пішінін өлшеу және резервуардың түбін нивелирлеу

409. Резервуардың нақты геометриялық пішінін және жобалық талаптардан ауытқу шамасын анықтау кезінде бірінші белдіктің төменгі нүктесінен жүргізілген тік сызық бойынша әрбір белдіктің ортасы мен үстіңгі деңгейінде қабырғаларды құрайтын ауытқу шамасын өлшеу қажет.

410. Ауытқулар өлшенетін тік сызықтың санын резервуардың периметрі бойынша кем дегенде әр 6м сайын төменгі белдік буындарының санына тең келетіндей етіп алу ыңғайлы болады.

411. Құраушы корпустың тік сызықтан ауытқуын тікелей өлшеу жолымен немесе теодолиттің көмегімен жүргізеді.

412. Ең қауіпті деформациялардың орналасқан жерін анықтау үшін толтырылған және бос резервуарларда өлшеу жүргізген жөн. Бұл жағдайда сынықтар мен майысуларға ерекше назар аудару керек және егер ақаулар өлшеу сызығына түспесе, осы жерлерде қосымша өлшеулер жүргізу керек.

413. Түп жиегінің сыртқы контурының біркелкі емес шөгуінің шамалары корпустың тігінен ауытқуы өлшенетін орындарда нивелирлеу жолымен анықталады.

12-параграф. Негіз бен төсеніштің жай-күйін тексеру;

414. Негіз бен төсеніштің жағдайын бақылау кезінде мыналарға назар аудару керек:

1) резервуар түбінің негізге тығыз тірелмеуі;

2) негіздің атмосфералық жауын-шашынмен шайылуы салдарынан немесе өзге себептер бойынша қуыстардың бар-жоғы;

3) резервуар түбінің жерге батуы және резервуар контуры бойында жаңбыр суының жиналуы;

4) резервуарға тікелей жанасатын төсеніште өсімдіктердің бар-жоғы;

5) төсеніш пен сақиналы науадағы жарықтар мен ойықтар;

6) айналма науаға қарай суды бұруды қамтамасыз ететін төсеніштің қажетті еңісінің бар-жоғы. Төсеніштің көлбеуі нивелирдің көмегімен анықталады. Бұл ретте кері санау резервуарға іргелес төсеніштің шетіне және айналма науаға іргелес төсеніштің шетіне орнатылған төрткілдештен алынады. Санау айырмашылығы мыналарды анықтау үшін қолданылады:

i = (h1-h2)/l,

мұндағы h1 - төсеніштің шетінде, сақиналы науаға жақын орналасқан санақ;

h2 - төсеніштің шетінде, резервуарға жақын орналасқан санақ;

l - - төсеніштің ені.

Төсеніштің көлбеуі i = 1:10.

7) шөге бастаған, герметикаланбаған, жабдығы ақаулы резервуарларды пайдалануға рұқсат берілмейді.

13-параграф. Понтон мен жылжымалы қақпақтың жағдайын тексеру

415. Понтонды, жылжымалы қақпақты қарап-тексеру кезінде мыналарға назар аудару керек:

1) бетінің көлденеңдігі (бір жаққа қисаюы қораптардың герметикаланбағанын және оларда өнімнің бар-жоғын куәландырады);

2) сырғытпаның резервуар қабырғасына, орталық тірекке және сынама алғыштың қаптамасына жанасу тығыздығы;

3) түптің дәнекерлеу жіктерінің және қораптардың бұрыштық дәнекерлеу жіктерінің жай-күйі;

4) түптің орталық бөлігінде сақпандар мен майысудың бар-жоғы;

5) құбырлы тірек тағандарының, қораптардың тік борттық табағының, құбырлы бағыттағыштардың тік сызықтан ауытқуы;

6) сырғытпаның техникалық жай-күйі.

416. Понтон мен жылжымалы қақпақтың бағыты бойынша резервуар корпусының ішкі бетінде монтаждау тілімшелерді алып тастағаннан кейін қандай да бір тақтайшалар, балқымалар, жырулар, дәнекерлеу жіктерінің қалдықтары болмауы тиіс.

417. Понтонның (жылжымалы қақпақтың) геометриялық өлшемдері мен пішінін бақылау төмендегілерді өлшеу жолымен жүргізіледі:

1) орталықтан тік борттық табақтың сыртқы бетіне дейін өлшенген жылжымалы ақапақтың және понтонның радиусы;

2) понтон (жылжымалы қақпақ) оларға тірелген кезде құбырлы тіректердің төменгі ұштарының тігінен ауытқуы;

3) тік құбырлы бағыттағыштардан ауытқу (толық биіктікке);

4) сақиналы табақтың сыртқы беті мен резервуар қабырғасының арасындағы саңылау;

5) қораптың тік борттық табағының тігінен ауытқуы.

14-параграф. Тексеру нәтижелері бойынша техникалық қорытындыларды ресімдеу

418. Тексеру және кешенді дефектоскопия нәтижелері бойынша орындаушылар техникалық қорытынды жасайды және ол мынадай деректерді қамтиды:

1) резервуардың орналасқан жері, инвентарлық нөмірі және тексеру күні;

2) тексеруді орындайтын ұйымның атауы, орындаушылардың тегі, лауазымы;

3) жаппа табақтарының, қабырғаларының, понтонның және резервуар түбінің құрылымы мен нақты қалыңдығы;

4) аварияның түрлері, жүргізілген жөндеулердің саны және олардың қысқаша сипаттамасы;

5) сыртқы қарап-тексеру мен өлшеу нәтижелері;

6) корпус табақтарының нақты қалыңдығына қарай сақиналы кернеулерді есептеу;

7) дәнекерленген қосылыстарды бақылаудың бұзбайтын әдістерінің нәтижелері;

8) қабырғаның геометриялық пішінін өлшеу және резервуар мен төсеніштің негізін нивелирлеу нәтижелері;

9) негізгі металды және дәнекерленген қосылыстарды механикалық сынау, химиялық және металлографиялық талдау нәтижелері (егер олар өткізілсе);

10) жекелеген элементтердің немесе тұтастай резервуардың жай-күйін сипаттайтын негізгі деректерді қамтитын тексеру және кешенді дефектоскопия нәтижелері бойынша қорытындылар;

11) резервуардың жай-күйі туралы қорытынды және оны сенімді пайдалануды қамтамасыз ету жөніндегі ұсынымдар;

12) тексеру мен диагностикалауды жүргізген кезде қолданылған жабдықтар туралы ақпарат.

419. Ресімделген қорытындыға орындаушылар қол қояды, дефектоскопия қызметінің басшысы тексереді және қол қояды, содан кейін қарауында дефектоскопия қызметі бар кәсіпорынның басшысы бекітеді.

420. Қорытындыда резервуардың жөндеуге жарамдылығын бағалау нәтижелері көрсетіледі, оны одан әрі пайдалану шарттары және жөндеу жұмыстарын орындау жөніндегі ұсынымдар айқындалады.

Бағалау нәтижесінде мына шешімдердің біреуі қабылданады:

орнатылған параметрлермен пайдалануды жалғастыру;

жөндеу-қалпына келтіру жұмыстары жүргізілгеннен кейін параметрлерін шектей отырып, пайдалануды жалғастыру;

жөндеу жүргізілгеннен кейін пайдалануды жалғастыру;

жаңартудан кейін пайдалануды жалғастыру;

реконструкциялаудан кейін пайдалануды жалғастыру;

пайдаланудан шығару.

8-тарау. Резервуарлардың техникалық жай-күйін бағалау жөніндегі нұсқаулар

1-параграф. Резервуарлардың негізгі элементтерінің жай-күйін бағалау

421. Резервуарлардың техникалық жай-күйін бағалау мынадай деректер болған кезде ғана жүргізіледі:

1) тексерілетін резервуар қабырғаларының қалыңдығын өлшеу нәтижелері бойынша орындалған морт оымырылымды ескере отырып, беріктікке тексеру есебі;

2) нормативтік шамалар шегінде болуы тиіс қабырға белдіктері табақтарының нақты қалыңдығы;

3) негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстарға жүргізілген дефектоскопия нәтижелері;

4) негізгі металдың және дәнекерленген қосылыстардың сапасын тексеру нәтижелері;

5) резервуар негіздерінің жай-күйін бақылау нәтижелері.

422. Резервуардың жаппасы мен түбі табақтарының барынша тозған бөліктерін өлшеу бойынша шекті жол берілетін тозуы жобалық шаманың 50%-нан аспауы тиіс.

423. Төсемнің көтергіш конструкцияларының (фермалардың, аралықтардың, арқалықтардың, байланыстардың), түп жиектерінің шекті жол берілетін тозуы жобалық шаманың 30% -нан аспауы тиіс.

424. Неғұрлым тозған жерлерді өлшеу бойынша понтон табақтарының және жылжымалы қақпақтың шекті жол берілетін тозуы орталық бөлік үшін жобалық шаманың 50% -нан, ал қорап үшін 30% -дан аспауға тиіс.

2-параграф. Резервуарды немесе оның жекелеген элементтерін ақауға шығару шарттары

425. Резервуарды және оның элементтерін техникалық тексеру және дефектоскопия деректері оны одан әрі пайдалану мүмкіндігін анықтау үшін негіз болады.

426. Резервуардың жекелеген элементтерін (қабырғалар, жаппалар, түптер, фермалар, байланыстар, арқалықтар) немесе барлық резервуарды ақауға шығару техникалық тексеру нәтижелерін егжей-тегжейлі қарау, пайдалану кезінде оның сенімділігін төмендететін барлық факторларды ескере отырып, толық дефектоскопия негізінде жүргізіледі.

427. Техникалық тексеру және дефектоскопия кезінде анықталған негізгі металдың, дәнекерленген жіктердің жай-күйін, деформацияны, тоттануды, тік сызықты, корпустың еңісін және басқаларды сипаттайтын барлық деректер жобалық шешімдерге және осы Қағидаларға сәйкес рұқсат етілген көрсеткіштермен салыстырылады.

428. Осы Қағидалардың және дайындаушының техникалық құжаттамасының талаптарынан (резервуардың дәнекерленген жіктері мен үстіндегі зақымдану және деформация, ағу және терлеу, БӨАжА, бекіту арматурасының, сақтандыру құрылғыларының, сигнал беру құралдарының, аварияға қарсы және өртке қарсы қорғау жүйелерінің, газ теңестіретін жүйенің, қоршаулардың, сатылардың, алаңдардың) жол берілмейтін ауытқулары анықталған жағдайда резервуарды пайдаланудан шығаруға болады.

429. Жөндеуге болатын резервуардың барлық ақаулы элементтері кейіннен сынақ және тексеру арқылы жөнделуі тиіс.

430. Қабырғаның, түбінің, жаппаның, көтергіш жабындардың табақтарын ауыстыруды, қабырғаның бірнеше белдіктерін дәнекерлеуді және өзге жұмыстар талап ететін металл конструкциялардың тозуына байланысты жұмыстардың үлкен көлемі кезінде қалпына келтіру жөндеуінің орындылығы экономикалық есеппен айқындалады.

431. Резервуарларды толық бра деп табу туралы мәселені шешу кезіндегі негіздеме – металдың механикалық қасиеттері бойынша да, химиялық құрамы бойынша да қанағаттанарлықсыз сапасы болып саналады.

9-тарау. Металл резервуарларды жөндеу

1-параграф. Жалпы нұсқаулар

432. Талаптар негіздер мен іргетастарды түзету, қысымсыз, 2кПа дейінгі төмен қысымда және 70кПа дейінгі жоғары қысымда дәнекерленген және тойтарылған тік цилиндрлік резервуарлардың түбін, қабырғаларын, жабындарын, металл понтондарын және жылжымалы қақпақтарын және 40кПа дейінгі қысымда жұмыс істейтін дәнекерленген және тойтарылған көлденең цилиндрлік резервуарларды жөндеуге жөніндегі жұмыстарға қолданылады.

Талаптар жоғары қысымды резервуарларға және сұйытылған газдарды төмен температурада сақтауға арналған резервуарларға қолданылмайды.

Металл емес материалдардан жасалған понтондарды жөндеу дайындаушының нұсқауларына сәйкес жүзеге асырылады.

433. Басшылық жөндеу кезінде мынадай орындалатын жұмыстарды қарастырады:

1) ағымдағы жұмыстар резервуарды мұнай мен мұнай өнімдерінен босатпай жүзеге асырылады (мысалы, эпоксидті қосылыстарды қолдана отырып, қабырғаның жаппасын, жоғарғы белдіктерін жөндеу; резервуардың сыртқы жағында орналасқан жабдықты жөндеу);

2) орташа жұмыстар өнеркәсіптік қауіпсіздік қағидаларын сақтай отырып, резервуарды тазалауға, газсыздандыруға байланысты (дәнекерлеу жұмыстарын қолдана отырып, жекелеген металл жапсырмаларды орнату; жарықтар мен тігістерді жөндеу, жабдықты жөндеу немесе ауыстыру);

3) күрделі жөндеу – орташа жөндеуде көзделген жұмыстар және қабырғаның, түптің, жабынның, қалқыма қақпақтың (понтонның) ақаулы бөліктерін және жабдықтарды ішінара немесе толық ауыстыру жөніндегі жұмыстар.

434. Жөндеулер кестелер бойынша жүргізіледі. Жөндеудің әрбір түрінің кезеңділігін резервуарларды техникалық тексеру нәтижелеріне сәйкес пайдалану ерекшеліктерін ескере отырып, конструкция элементтерінің нақты тозу жылдамдығына байланысты белгіленеді.

435. Резервуарларды күрделі жөндеу кезінде мынадай жұмыстар көзделеді (типтік схема):

1) жөндеу жұмыстарын материалдармен, жабдықтармен, құрал-саймандармен, құрылғылармен және өзге қажетті заттармен қамтамасыз ету;

2) резервуарды мұнай мен мұнай өнімдерінен босату және тазарту;

3) газсыздандыру (жуу, булау, желдету);

4) резервуардың жай-күйі туралы техникалық қорытынды бере отырып, тексеру және дефектоскопия жасау;

5) ақаулық ведомостін жасау;

6) жұмыс өндірісінің жобасын әзірлеу;

7) тұнбаларды (қисаюларды) түзету, негіздерді, іргетастарды нығайту;

8) тозған элементтерді (қабырға, түп, жабын, понтон және өзге элементтер) ауыстыру;

9) от жұмыстарын қолдана отырып және оларды қолданбай ақауларды жою;

10) осы Қағидалардың талаптарына сәйкес беріктік және герметикалық бойынша сынау;

11) коррозияға қарсы қорғаныш жабындарды қолдану бойынша жұмыс;

12) резервуарды жөндеуге және сынауға арналған құжаттаманы жасау және ресімдеу.

2-параграф. Жөндеуге дайындық жұмыстары

436. От жұмыстары бар резервуарларды жөндеуді резервуарды мұнай, мұнай өнімдерінің қалдықтарынан толық тазартқаннан кейін, оны газсыздандырғаннан кейін, жақын орналасқан резервуарлардың қауіпсіздігін қамтамасыз ету кезінде (көрші резервуарларды мұнай және мұнай өнімдерінен сенімді герметизациялай отырып босату, төгілген өнімді майланған жерлерге құм себе отырып жинау, кәрізді сенімді герметизациялау және барлық коммуникацияларды өшіру) және кәсіпорын басшылығының жазбаша рұқсаты болған кезде жүргізуге рұқсат етіледі.

437. Резервуарларды мұнай, мұнай өнімдері қалдықтарынан тазарту инженерлік-техникалық қызметкерлердің басшылығымен орындалуы тиіс. Дайындыққа жауапты адам басшылық бекіткен резервуарды тазарту және газсыздандыру бойынша әзірленген нұсқаулықтарды басшылыққа алады.

438. Сұйық өнімнен босатылған резервуар ішіндегі көмірсутек буларының концентрациясын табиғи және міндетті желдету жүйесін қолдана отырып, жарылғыштықтың төменгі шегінен кем мәнге дейін азайтады.

439. Табиғи желдету жасау үшін шатырдың люктері және қабырғаның төменгі белдеулері ашылады. Бұл жағдайда ауаға қатысты ауыр көмірсутектер резервуардан төменгі люктер арқылы шығады, ал атмосфералық ауа резервуарға жоғарғы люктер арқылы кіреді. Табиғи желдету жоғары тік резервуарларда нәтижелі болады.

440. Міндетті желдету үшін ағынды немесе сорғыш желдеткіштер қолданылады. Ұшқын пайда болмас үшін, жарылыстан қауіпсіз желдеткіштер мен қозғалтқыштарды қолдану керек. Желдеткіш сағатына кемінде 10 есе ауа алмасуды қамтамасыз етеді. Резервуарда көмірсутектер буларының болуы аспаптарға қоса берілетін әдістемелер бойынша газ талдағыштармен және басқалармен анықталады. Көмірсутектердің рұқсат етілген концентрациясы 0,3 мг/л, ал бензин резервуарларында 0,1 мг/л аспауы керек.

441. Жеңіл көмірсутектердің көп мөлшері қамтылған және жарылыс пен өрттің нақты қаупін тудыратын үлкен көлемді резервуарларды ауыр шөгінділерден тазартудың тәсілі – оларды 0,8-1,2 кПа қысыммен арнайы жуғыш машиналар беретін жуу ерітінділерімен жуу. Резервуарды ауыр қалдықтардан тазартумен қатар, оны газсыздандыру да жасалады.

Жуу машинасы сенімді жерге тұйықталады, ал соққы мен бүрку күшін азайту үшін тазартқыш сұйықтықтың ағындары бетіне бұрыш жағынан бағытталады.

442. Егер резервуардың түбінде өнімнің бір бөлігі қалса, онда резервуарды клапан деңгейінен жоғары сумен толтыру керек және жылжымалы өнімді сорып алу керек.

443. Шағын көлемді резервуарларды булауды ашық жоғарғы люкте жүргізеді. Булау кезінде резервуардың ішінде 60-70°C температура сақталады.

Буды төменгі люк арқылы құбыршекпен жіберіліп, оның шығу тесігі резервуардың диаметрінің 1/4 қашықтықта соңғысының ортасына қарай орналасуы тиіс. Резеңке құбыршектердің металл ұштықтары мен бу құбырлары статикалық электр зарядтарын бұру үшін жерге тұйықталады. Құбыршектердің ұштары түсті металдан жасалады.

444. Жылжымалы металл понтон болған кезде оның астындағы және үстіндегі жоғарғы және төменгі кеңістіктер бөлек буланады. Синтетикалық материалдардан жасалған понтоны бар резервуар мұнай мен мұнай өнімдерінің буларынан босатылып, сумен толтырылады.

Талдау үшін жылжымалы қақпағы (понтоны) бар резервуардан ауа үлгілері резервуардың төменгі бөлігінен шатырдың (понтонның) астынан және шатырдың (понтонның) жоғарғы бөлігінен алынады.

445. Тазалау, қарап-тексеру және жөндеу бойынша жұмыстарды бастар алдында жұмысшылар нұсқаулықпен танысады.

Бригада құрамы және нұсқаулықпен танысқаны туралы белгі дайындық және жөндеу жұмыстарын жүргізуге жауапты адамдар рұқсат беру нарядына енгізіледі. Нұсқаулықпен таныспаған жұмысшылар жұмысқа жіберілмейді. Жұмыстарды жүргізу бойынша ресімделген наряд-рұқсатынсыз және цех бастығының рұқсатынсыз тазалауға, қарап-тексеруге және жөндеу жұмыстарына кірісуге рұқсат етілмейді.

446. Резервуардың ішінде жұмыс істейтін жұмысшылар металл шегесіз және тағасыз арнайы киіммен және аяқ киіммен қамтамасыз етілуі тиіс. Тазалау жұмыстары кезінде жұмысшылар құбыршекті газтұтқышпен қамтамасыз етіледі. 10 м-ден ұзын құбыршектері бар газтұтқыштарды пайдалану қажет болған кезде ауаны еріксіз беретін газтұтқыштарды қолдану талап етіледі.

Жұмысшының құбыршекті газтұтқышта бір мезгілде болу мерзімін резервуарда тазарту және жөндеу жұмыстарын жүргізуге жауапты адам анықтайды және Қазақстан Республикасы Еңбек және халықты әлеуметтік қорғау министрінің 2020 жылғы 28 тамыздағы № 344 бұйрығымен бекітілген Қауіпі жоғары жағдайларда жұмыс жүргізу кезінде наряд-рұқсаттарды ресімдеу және оларды қолдану қағидаларындағы (нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 21151 тіркелген) нысанға сәйкес рұқсат нарядына жазылады. Бұл мерзім 30 минуттан аспауы керек, содан кейін кем дегенде 15 минут демалады. Газтұтқыштың ауа құбыршегінің ашық ұшы алдын ала таңдалған жерде таза ауа аймағында бекітілуі тиіс.

Ескерту. 446-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

447. Арнайы киімнің үстіне айқастырма тәрізді баулары бар және оған белгі беру арқанымен бекітілген құтқару белдігі тағылады. Люктен шығарылған ұзындығы кемінде 5 м сигналдық арқанның ұшы бақылаушы жұмысшының қолында болады, ол оны бұрай отырып және дауыс бере отырып, ішіндегі жұмысшының хал-ахуалы туралы мезгіл-мезгіл хабар алады. Қажет болған жағдайда бақылаушы зардап шеккен кісіні сыртқа шығарады.

448. Бақылаушы жұмысшы резервуар ішінде жұмыс істейтін кісі сияқты арнайы киіммен және қорғаныс құралдарымен қамтамасыз етіледі. Бақылаушы жұмысшы болмаған кезде резервуар ішіндегі жұмыстарды жүргізуге болмайды.

449. Резервуарда оны толық газсыздандырғанға дейін ұшқынның пайда болуын болдырмау үшін тек мысталған құралды, ағаш күректерді, қатты шөп қылқаларын және басқа қажетті аспаптар қолдануға рұқсат етіледі, кернеуі 12В-тан аспайтын жарылысқа қауіпсіз аккумуляторлық шамдарды резервуарға кіргенге дейін қосу және одан шыққаннан кейін сөндіру қажет.

450. Тазартылған резервуар мынадай орындалатын резервуарды тазалауға тиісті актіні ресімдей отырып, кейіннен жөндеу жұмыстарын орындау үшін арнайы тағайындалған комиссияға тапсырылуға тиіс.

451. Жөндеу осы Қағидалардың талаптарын ескере отырып орындалады. Әрбір нақты жағдайда ақаулы орынды жөндеу әдісін таңдау және нақтылау қажет.

452. Жөндеудің таңдалған әдісі резервуарларды пайдаланатын кәсіпорынның басшылығымен бекітіледі.

3-параграф. Негіз мен іргетасты жөндеу

453. Резервуарлардың негіздерін жөндеу кезінде мынадай жұмыстар орындалады:

1) құмды жастықтың шеттерін гидрооқшаулағыш топырақты қағу арқылы түзету;

2) негіздің кеуіп қалған жерлерін түзету;

3) соққы болған түбінің астындағы бос жерлерді толтыру;

4) негізді толық жөндеу (түбі істен шыққан жағдайда);

5) төсенішті түзету.

454. Құм жастығын қағу, түзету және түптің астындағы бос жерлерді толтыру үшін негіздерді жөндеу кезінде құмдақ топырақ пен тұтқыр заттан тұратын гидрооқшаулағыш топырақ қолданылады.

455. Гидрооқшаулағыш қабатты дайындауға арналған топырақ құрғақ болуы (ылғалдылығы шамамен 3%) және құрамы мынадай болуы керек (көлемі бойынша):

1) құмның ірілігі 0,1-2 мм – 80%-дан 85%-ға дейін;

2) құм, шаң және саз бөлшектердің ірілігі 0,1 мм кем емес – 40%-дан 15%-ға дейін.

Ескертпелер:

1) Мөлшері 0,005 мм-ден кем бөлшектері бар саз барлық топырақ көлемінің 1,5% -5% мөлшерінде ғана рұқсат етіледі;

2) Құмдағы ірілігі 2мм-ден 20мм-ге дейінгі қиыршық тасты барлық топырақ көлемінің 25% - ынан аспайтын мөлшерде ғана рұқсат беріледі.

456. Тұтқыр затта қышқылдар мен бос күкірттің болуына рұқсат берілмейді. Тұтқыр заттың мөлшері қоспаның көлемі бойынша 8% - дан 10% - ға дейінгі шекте қабы лданады.

457. Егер жөндеу жұмыстары сыртқы ауаның оң температурасында жүргізілсе, онда дайындалған қоспаны жылытусыз пневматикалық тығыздағыштармен немесе қол тығыздағыштармен тығыздайды.

Егер негізді жөндеу қыста жүргізілсе, онда топырақты 50-60°C дейін жылытып, төсейді.

458. Егер топырақ жеткіліксіз болса, резервуардың негізін қатты бетон немесе бутобетон сақинасын орнату арқылы нығайтады. Бұл жағдайда негіздің еңістерін үймелеу жүргізілмейді. Бірінші белдіктің шетін, кертігін, төменгі бөлігін бетонмен майлауға рұқсат берілмейді.

459. Негіз біркелкі орналаспаған жағдайда резервуар домкраттармен көтеріліп, қабырға шеңбері бойымен трапеция тәрізді құрастырмалы темірбетон плиталарын астына кіргізеді және оларға гидрооқшаулағыш қабат төселеді.

460. Резервуардың негізі біркелкі шөгіп, рұқсат етілген мәндерден асып кеткен жағдайда, жөндеу гидрооқшаулағыш топырақтың түбінің астына домкраттың көмегімен резервуарды (шөккен жерін) көтеру және гидрооқшаулағыш топырақтың түбінің астына қағу арқылы жүзеге асырылады.

461. Көлемі 10 000 м3 және одан жоғары резервуарлардағы негіздің темірбетон сақинасы мен түбінің арасындағы саңылауларды М100 төмен емес маркалы бетонның түбінің астына қағу жолымен жояды.

462. Пайдалану кезінде шөгінді алған көлденең резервуарлардың іргетастары (тіректері) бетон маркасы М100 тіреуішінің ернеуіне төсеу (таптау) арқылы жөнделеді. Бетон қабатының биіктігі резервуардың жобалық көлбеуімен анықталады.

4-параграф. Ақаулы жерлерді жою

463. Дәнекерлеу қосылыстарының немесе жарықтары, қатпарлары, қабыршақтары, коррозиядан зақымдануы және түбі, қабырғасы, жаппасы немесе жылжымалы қақпағы (понтоны) конструкцияларының өзге де ақаулары бар негізгі металдың ақаулы учаскелері ішінара немесе толық алып тастауға және жөндеуге жатады.

464. Жойылуға жататын ақаулы аймақтардың өлшемі ақаудың нақты өлшемдеріне және таңдалған жөндеу әдісіне байланысты анықталады.

465. Қабырғаның тұтас парақтарындағы, тығындалған бұрыштағы, түптегі, жаппадағы немесе понтондағы ақаулы жерлерді механикалық немесе газбен кесу арқылы алып тастайды, одан кейін жиегін қождан және балқытылған металдың ағынынан кескішпен, егеулермен, механикалық немесе қол болат қылшақпен немесе қырнау машиналарымен тазалайды.

466. Дәнекерленген қосылыстардың ақаулы бөліктері былайша алынып тасталады:

1) пневматикалық (қол) кескішпен шабу;

2) абразивті дөңгелекпен кесу;

3) газ кескіш арқылы кесу;

4) ауа-доғалы кескіш арқылы кесу.

Егер резервуарларды жөндеу қоршаған ауаның оң температурасы кезінде жүргізілсе, ақаулы учаскені кескішпен кесуге болады.

467. Дәнекерленген қосылыстың немесе негізгі металдың ақаулы жерлерін кесу кескішті кесу сызығы бойынша жылжыту арқылы жүзеге асырылады. Бұл ретте алынып тасталған ақаулы учаскенің жиектерінде одан әрі тазалау мен механикалық өңдеуді қажет етпейтін дөңгелек жиектері және таза беті бар ойық пайда болады.

468. Тігіс түбірін кесу, тойтармаларды алып тастау, жарықтарды бөлу, табақтың ақаулы учаскелерін балқыту, табақтардың жиектерін дәнекерлеуге V-тәрізді дайындау, төмен көміртекті, төмен қосындыланған және тот баспайтын болатты бөліп кесу ауа-доғалы кескішпен жүргізіледі.

469. Бөлшектердің жиектерінде оттегі немесе доғалы (ауа және оттегі) кесуден кейін 1мм-ден артық тегіссіздік, шорлар және кедір-бұдырлар болмауға тиіс.

470. Металдың қалыңдығы 5мм-ден жоғары болған, онда жарықшақ анықталған кезде, жарықтардың шеттері V-тәрізді дайындықпен дәнекерлеуге бөлінеді (ашылу бұрышы 60°-70°). Элементтердің қалыңдығы 5мм-ден аз болған кезде жарықтардың шеттері бөлінбейді.

471. Жиектерді кесу қолмен және пневматикалық қашаулармен, жиек кескіштермен (электр), тегістеу дөңгелектерімен және оттегімен кесу арқылы жүзеге асырылады.

5-параграф. Дәнекерлеу жұмыстарын қолдана отырып ақауларды жою

472. Резервуарларды жөндеуге арналған болат тоттан, майдан, ылғалдан, қардан, мұздан және өзге ластанулардан алдын ала тазартылады.

473. Металл мен шаблондарды белгілеу сызғыштар, кернерлер және өзге құрылғылар, жоғары дәлдікті қамтамасыз ететін өлшем құралдары арқылы жүзеге асырылады.

474. Июді, жаныштауды және құрастыруды бақылауға арналған шаблондар жұқа болат табақтан, ағаштан және аралас (ағаштан және жұқа болат табақтан) жасалуы мүмкін; дайындамаларды кесуге арналған шаблондар - картон мен ағаштан болады.

Шаблондарды белгілеу кезінде жобалық өлшемдерден рұқсат етілген ауытқуларды (шаблонның ұзындығы 4,5 м-ге дейін 1,5 мм) және өңдеуге арналған рұқсаттарды (металл қалыңдығы 16 мм-ге дейін әрбір дәнекерленген тігіске қосу 1 мм) ескере отырып дайындайды.

475. Шаблондарға арналған сүрек қылқан жапырақтылардан кептірілген; картон - тығыз қалыңдығы 1,5 мм – 3 мм түрінде қолданылады.

476. Табақ металл дайындамаларын кесу, жиектерін дәнекерлеуге өңдеу механикалық тәсілмен немесе газбен кесу арқылы орындалуға тиіс. Табақты электр доғалы кесуге жол берілмейді. Газбен кескеннен кейін металдың шеттері қылтанақтан, шорлардан, қабыршақтан, қаспақтан металл жылтырына дейін тазалануға тиіс және 1мм-ден асатын тегіссіздік, ойықтар және кедір-бұдырлар болмауға тиіс.

477. Жөнделетін табақтар мен резервуардың конструкциясына байланысты басқа да конструктивтік элементтерді дәнекерленетін жиектерді құрастыру, қиыстыру және бөлу стандарттарға сәйкес орындалады. Дәнекерлеу қосылыстары, қолмен электр доғалы дәнекерлеу, негізгі типтері және құрылымдық элементтері мынадай:

1) табақтар мен басқа элементтерді жинау 5мм-ге дейінгі қалыңдығы кезінде қабаттастыра, 5мм-ден артық қалыңдығы кезінде - түйістіре орындалады; қабаттастыру өлшемі 30 мм – 40 мм кем емес, парақтар арасындағы саңылау 1мм-ден аспауға тиіс;

2) қабаттастырылып дәнекерленетін элементтер (жапсырмалар) қабырғаның жоғарғы белдіктерінде резервуардың ішкі жағынан орнатылады;

3) жапсарлас қосылыстардағы табақтардың түйісетін жиектерінің арасындағы саңылауды кемінде 1мм және 2мм артық емес қабылданады;

4) төсеммен жапсарлас бір жақты қосылыстарда жиектер арасындағы саңылау 4мм артық болған кезде төсемнің қалыңдығы дәнекерленетін табақтардың қалыңдығына тең ретінде қабылданады;

5) қолмен доғалық дәнекерлеу арқылы түйіспеге қосылатын элементтер 27° ± 3° бұрышпен қиғаш кесілген болуға тиіс;

6) таңбалық қосылыстар элементтерінде (қолмен дәнекерлеу кезінде) тік және көлденең табақтар арасында 2 мм-ге дейін саңылау болуға тиіс.

478. Резервуар қабырғасындағы ендірмелер мен жапсырмалардың элементтері оларды орнына келтіргенге дейін резервуар қабырғасының диаметріне байланысты 1 м -2,5 м резервуар радиусынан кіші радиусқа дейін алдын ала (суық күйінде) біліктеледі.

Парақтардың (түйіспелердің) ұштары шаблон бойынша біліктеледі. Шаблондар (доға бойынша ұзындығы 1,5 м және 3 м) мен қалыңдығы 6мм және одан да артық табақтар арасындағы саңылау біліктегеннен кейін тиісінше 2мм және 4мм аспауға тиіс.

Парақтың қисаюына (конустылығына) жол берілмейді. Түйіспелер мен төсемелердің элементтерінің бұрыштары доғалданады.

479. Резервуардың түбі мен жаппасындағы ендірмелер мен жапсырмалар элементтерінің қиылысатын дәнекерлеу жіктерінің арасындағы қашықтық 200 мм кем болмауға, резервуардың қабырғасында 500 мм кем болмауға тиіс.

480. Конструкция элементтерін дәнекерлеу үшін құрастыру кезінде бөліктер ілмектер арқылы немесе тартқыш құрылғылардың көмегімен қосылады.

481. Жиналатын бөлшектерді қосу үшін салынатын ілмектер дәнекерлеу жіктері орналасқан жерлерге орналастырылады. Ілмектердің өлшемдері минималды болуға және тұрақты тігістер салынған кезде оңай балқуға тиіс.

482. Ілмектің дәнекерлеу жігінің катеті 6 мм-ден аспауға, ұзындығы 50мм – 60мм болуға тиіс. Ілмектер арасындағы қашықтық 400 мм – 500 мм.

483. Ілмектер жобалық жіктерді дәнекерлеу үшін қолданылатын дәнекерлеу материалдарымен жасалады. Ілмектерді дәнекерлеу жұмыстарына жіберілген және тиісті куәліктері бар дәнекерлеушілер орындайды.

484. Флюспен, ұнтақ сыммен немесе қорғаныс газымен дәнекерленген конструкция элементтерін жинау кезінде, ілмектер элементтер жасалған болаттарды қолмен дәнекерлеу үшін көзделген электродтармен орындалады.

485. Жол берілмейтін вакуум немесе артық қысым нәтижесінде туындайтын қабырғаның жоғарғы белдіктерінің жиектерінде едәуір майысулар немесе дөңестер болған кезде майысуларды (дөңестерді) түзетуден басқа жабынның конструкцияларын (қалқандар, фермалар, аралықтар және өзге жабындар) мұқият тексеру және зақымданулар болған жағдайда оларды жою қажет.

486. Қабырға элементтерінің, понтонның орталық бөлігінің және жабынның ақауланған жерлерін түзету тойтарманың түзілуін және металл сынғыштығының пайда болуын болдырмау үшін газ оттықтарымен жергілікті қыздыру жолымен ыстық күйінде орындалады.

Қыздыру дөңес жағынан алдын ала таңбалау бойынша жолақтармен немесе үшбұрыштармен жүзеге асырылады.

Қыздырылған жерлер балғамен немесе зілбалғамен түзетіледі. Көміртекті болат үшін қыздыру температурасы 700°C – 850°C кем болмауға тиіс.

Резервуар элементтерін түзеткеннен кейін салқындату жылдамдығы шынығуды, бүлінуді, жарықтарды, жырықтарды болдырмауға тиіс.

487. Резервуар элементтерінің ақауланған жерлерін суық күйінде түзету сыртқы ауаның оң температурасы кезінде төсеме табақ арқылы керу және соғу құрылғыларымен орындалады.

488. Соқпалы аспаптармен минус 25°С төмен температурада дайындамаларды (ендірмелерді, жапсырмаларды) түзетуге және жинауға тыйым салынады.

489. Резервуарларды жөндеу кезінде флюспен, қорғаныс газдарында және ұнтақ сыммен механикаландырылған дәнекерлеуді, қажет болған жағдайда, қолмен доғалы дәнекерлеу қолданылады.

Резервуарлардың жауапты элементтерін жөндеу үшін газбен дәнекерлеуді қолдануға жол берілмейді.

490. Резервуарларды жөндеу кезінде дәнекерлеу жұмыстарын жүргізуге өздерінің біліктілігін және олар жіберілген жұмыс сипатын растайтын куәлігі бар білікті электр дәнекерлеушілерге рұқсат етіледі.

Механикаландырылған дәнекерлеуді көрсетілген аппаратураны басқару бойынша оқытудан өткен және ол туралы тиісті куәлік алған дәнекерлеушілер орындайды.

Дәнекерлеушілер жұмыс орнында конструкцияларды дәнекерлеу жүргізілетін жағдайларға ұқсас технологиялық сынақтан өтеді.

491. Резервуарлардың ақаулы жерлерін жөндеу және түзету мақсатында дәнекерлеу жұмыстарын орындау кезінде мынадай талаптар сақталуға тиіс:

1) түптің шетіндегі жапсарлы жіктерді дәнекерлеу тігіс түбірінің толық пісірілуін қамтамасыз ете отырып, тиісті төсемде екі және одан да көп қабатта орындалады; астар ілмектерге орнатылады; астарды контур бойынша түбіне дәнекерлеуге жол берілмейді; жапсарлы жіктің ұшы шетінен сыртына ұзындығы кемінде 30 мм төсемнің қалған ұшына шығарылады, оны дәнекерлеу аяқталғаннан кейін оттегімен кесу арқылы алып тастайды; төсемдерді кесу орындарын мұқият тазаланады; төсем мен жиектер арасындағы саңылау 1 мм-ден аспайды;

2) түп жиектерін дәнекерлеуге арналған технологиялық төсемдердің өлшемдері былай болуға тиіс: қалыңдығы 4мм – 6мм, ақаулы жердің ұзындығынан 100мм – 150мм артық ұзындығы және ені 100 мм кем емес;

3) резервуарлар қабырғасының тік жапсарлы тігістері екі жағынан дәнекерленуге тиіс, алдымен негізгі жікті, содан кейін пісіру жігін дәнекерлейді. Пісіру жігін дәнекерлеу алдында негізгі жіктің түбі қождан тазартылып, металл жылтырына дейін тазаланады.

Қабырғаның барлық биіктігінде тік жікті алып тастау қажет болған жағдайда (рулондалатын резервуарлар) оны кесуді және жөндеуді белдіктің биіктігінен аспайтын учаскелермен жүргізу керек;

4) қалыңдығы 5 мм-ге дейінгі табақтардан жасалған қабырға белдіктерінің тік жапсарларын резервуардың сыртқы және ішкі жағынан дәнекерлей отырып, қабаттастырып жинауға рұқсат етіледі;

5) резервуардың жаппасы мен түбінің табақтарын қосу сыртқы жағынан (төменгі жағдайда) дәнекерлеу жігін салып, қабаттастыра орындалады.

492. Резервуарларды жөндеу кезінде түйіспе жіктерді қолмен дәнекерлеу кері сатылы тәсілмен орындалады.

Әр қабатты дәнекерлегеннен кейін жіктің беті қождан және металл шашырандысынан мұқият тазартылады. Қуыстары, бақалшықтары және жарықтары бар жік қабаттарының бөліктері алынып, қайтадан пісіріп бекітілуге тиіс.

493. Айқаспа жіктерді дәнекерлеу кері сатылы тәсілмен жүргізіледі. Саты ұзындығы 300 мм – 500 мм-ден аспауға тиіс.

494. Қабырғаларды түбіне дәнекерлеудің көп қабатты бұрыштық жіктерін қолмен дәнекерлеуді кері сатылы тәсіл арқылы секциялармен жүргізіледі. Әр секция шегінде жіктер ұзындығы 300 м дейінгі учаскелермен кері сатылы тәсілмен дәнекерленеді. Секцияның әрбір қабатының бір уақытта дәнекерленетін жігінің ұзындығы 900 мм-ге дейін қабылданады.

Төмен легирленген болатты дәнекерлеу кезінде әрбір секцияның ұзындығы 350 мм аспауға тиіс.

Алдымен ішкі жікті, содан кейін сыртқы жікті дәнекерлеп бекітеді.

495. Төмен легирленген болаттан жасалған түйіспелерді көп қабатты дәнекерлеу (кезінде қалыңдығы 6мм артық кезде) мына жікті суымаған қабатқа салу үшін қысқа учаскелермен орындалады. Температурасы шамамен 200°C болатын соңғы қабаттарда, олардың түйіскен сызығы бойымен жасыту білігі салынады, оның шеттері жақын еріту шекараларынан 2 мм – 3 мм қашықтықта тұруға тиіс.

496. Түйіспелерді флюспен (жартылай автоматтармен) механикаландырылған дәнекерлеуді қалыңдығы 12 мм дейінгі металл жиектерін алдын ала кеспей және қалыңдығы 12 мм асатын жиектерді кесіп орындайды.

497. Көмірқышқыл газындағы буындарды дәнекерлеуді қалыңдығы 10мм-ге дейінгі металл жиектерін алдын ала кеспей және қалыңдығы 10мм-ден асатын жиектерді кеспей орындайды.

498. Механикалық дәнекерлеуді орындау процесінде жұмыста кездейсоқ үзіліс болған кезде дәнекерлеуді ұзындығы 50мм жіктің соңғы учаскесін және кратерді қождан тазартқаннан кейін қайта бастауға рұқсат етіледі; осы учаске мен кратерді жік толығымен жабады.

499. Ілмектердің үстіне тігіс салуға оларды қождан және негізгі металдың жиектерін шашырандыдан тазартқаннан кейін ғана жол беріледі. Бұл ретте сапасыз орындалған ілмектер алынып тасталады және қажет болған жағдайда қайтадан орындалады.

500. Қолмен және механикаландырылған доғалық дәнекерлеу кезінде (жартылай автоматты) жіктің шекарасынан тыс негізгі металдағы доғаны тұтатуға және кратерді негізгі металға шығаруға тыйым салынады.

501. Дәнекерлеуші өзіне берілген нөмірді немесе өзі жасаған жіктердің жанына белгі қояды.

502. Дәнекерлеушінің жұмыс орны, резервуар құрылымының дәнекерленетін беті жаңбырдан, қардан және қатты желден қорғалуға тиіс.

503. Егер дәнекерлеу процесінде дәнекерлеу қосылысында немесе табақта жаңа жарық пайда болса, табақты алып тастап, жаңасына ауыстырады.

504. Дәнекерленген қосылыстардағы ақаулар мынадай тәсілдермен жойылады:

1) тігістер мен кратерлердің үзілістері дәнекерленген;

2) жарықтары бар, пісірілмеген және өзге де жол берілмейтін ақаулары бар дәнекерленген қосылыстар ақаулы жердің ұзындығына әрі әрбір жағынан 15 мм-ден алынып, қайтадан дәнекерлеп бекітіледі;

3) рұқсат етілгеннен асатын негізгі металдың кесінділері жұқа біліктерді диаметрі 3мм электродпен балқыту жолымен тазартылып, қайнатылып, кейіннен балқытылған металдан негізгіге бірқалыпты өтуді қамтамасыз ететін тазартумен жүргізіледі.

505. Бұрын орындалған ақаулы тігісті алдын ала алып тастамай, жіктердің ақаулы учаскелерін білікшені балқытып жабуға, дәнекерлеу жіктеріндегі герметикасыздықты нақыштау жолымен түзетуге тыйым салынады.

506. Жіктердің алыстағы ақаулы учаскелерін пісіріп дәнекерлеу кезінде негізгі жіктің іргелес ұштарын жабу қамтамасыз етілуге тиіс.

507. Түзетілген дәнекерленген жіктер қайта бақылаудан өтеді.

508. Резервуардың ақаулы жерлерін жөндеу және жою кезінде орындалған дәнекерлеу жұмыстары аяқталғаннан кейін барлық қосалқы құрастыру құрылғылары мен оларды бекітетін жіктердің қалдықтары алынып тасталады, дәнекерленген қосылыстар мен дәнекерлеу орны қождан, шашырандылардан, металл сынықтарынан тазартылады және қажет болған жағдайда боялады.

509. Резервуарлардың герметикасыз шегенделген қосылыстарын жөндеуді қораптық элементтердің ақаулы орындарына (кейіннен контур бойынша пісіре отырып) салу арқылы орындауға жол беріледі.

6-параграф. Жөндеу жұмыстарының сапасын бақылау, резервуарларды сынау, жөндеуден кейін резервуарларды қабылдау

510. Орындалған жұмыстарды бақылау мынадай жолдармен жүзеге асырылады:

1) дәнекерлеу жіктерін өлшей отырып, резервуарларды құрастыру, дәнекерлеу процесінде түзету орындары мен элементтерін сыртқы қарап-тексеру;

2) жіктерді герметикалығына сынау;

3) дәнекерленген қосылыстарды рентген- және гамма-жарқырату немесе өзге физикалық әдістермен тексеру;

4) резервуардың беріктігін, орнықтылығын және герметикалығын түпкілікті сынау.

511. Жөндеу жұмыстары кезінде орындалған барлық дәнекерленген қосылыстардың 100%-ы сыртқы қарап-тексеруге жатады.

512. Сыртқы жағынан тұтас жікпен және ішкі жағынан үзік-үзік дәнекерленген қабырғаның түйіскен және айқасқан дәнекерлеу қосылыстары оларды керосинмен молынан ылғалдау жолымен герметикалығына тексеріледі. Жіктің бақыланатын жағы кір мен тоттан тазартылып, бордың су суспензиясымен боялады. Боялған беті кептірілуге тиіс.

Жікті керосинмен бряупультінен, керосин-кескіш бөшкесінен немесе дәнекерлеу шамынан болатын қысыммен кем дегенде екі рет ағынды бүрку арқылы сулайды. Жіктерді керосинмен суланған шүберекпен 2-3 рет сүртуге жол беріледі.

Түбі бар қабырғаның түбі бар дәнекерленген қосылыстары вакуум камерамен немесе керосинмен герметикалығына тексеріледі. Соңғы жағдайда резервуардың ішкі жағынан дәнекерленген қосылыс бордың немесе каолиннің сулы суспензиясымен сырланады және оны кептіргеннен кейін сыртқы жағынан дәнекерленген қосылыстарға керосин шашыратылады. Жік 10 минуттық үзіліспен кем дегенде екі рет керосинмен өңделеді.

Қалған төсемде дәнекерленген екі жақты айқасқан дәнекерленген қосылыстар мен түйіскен жіктердің герметикалығын сынау 0,1 МПа - 0,2 МПа қысыммен керосинді табақтардың немесе планкамен төсемнің арасындағы саңылауға арнайы бұрғыланған тесіктерден енгізу арқылы жүзеге асырылады. Сынақ жүргізілгеннен кейін саңылаулар пісіріп дәнекерленеді. Саңылауды пісіріп дәнекерлемес бұрын, табақтар арасындағы кеңістік сығылған ауамен үрленуге тиіс.

Бор ерітіндісімен боялған бетте керосинмен ылғалдағаннан кейін 12 сағат ішінде, ал 0°C-тан төмен температурада 24 сағат ішінде дақтар пайда болмауға тиіс.

Қысқы жағдайларда бақылау процесін жеделдету үшін дәнекерленген қосылыстарды бұрын 60°С – 70°С температураға дейін қыздырылған керосинмен ылғалдандыруға рұқсат етіледі, бұл жағдайда герметикалықты бақылау процесі 1 сағатқа дейін қысқарады.

513. Резервуарлардың дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын сынау (керосинмен, вакууммен, қысыммен) жүргізіледі.

514. Түптердің, жылжымалы қақпақтың орталық бөлігінің және понтонның дәнекерленген қосылыстары (айқасатын және бұрыштық қосылыстар) вакуум әдісімен бақыланады. Дәнекерленген қосылыстың және ені 150мм-ге дейінгі негізгі металдың бақыланатын учаскесін жіктің екі жағынан қождан, майдан, кірден және шаңнан тазартады, индикаторлық сабын ерітіндісімен (оң температурада) немесе мия тамыры ерітіндісімен (теріс температурада) сулайды. Жікке салынатын индикаторлық ерітінді ауа көпіршіктерінен бос болуға тиіс. Сабынның сулы ерітіндісі минус 20°С-ден төмен емес температурада ғана қолданылады. Мия тамырының су сығындысы жазда да, қыста да әмбебап көбік түзетін индикатор болып табылады. Оған натрий хлоридінің немесе кальций хлоридінің тұздарын енгізу сыртқы ауа температурасы минус 35°С-ге дейін герметикалығын сынау бойынша жұмыстарды жүргізуге мүмкіндік береді.

Вакуум-сорғыға қосылатын вакуум-камера бақыланатын аймаққа тығыз орнатылады.

Камерада сирету қалыңдығы 4мм табақтардың дәнекерленген қосылыстары үшін кемінде 66,5кПа және қалыңдығы үлкен табақтардың қосылыстары үшін кемінде 80,0кПа құрауға тиіс. Қысым алмасымы вакуум-манометр көмегімен бақыланады.

Дәнекерленген қосылыстардың герметикалығын тексеру кезінде индикатор ерітіндісімен жабылған жіктің бетінде көпіршіктер пайда болмауға тиіс.

Өтпе ақаулар жерлерінде лүпілдейтін (жарылатын, қайта пайда болатын және қайтадан жарылатын) көпіршіктер пайда болады.

Ең кішкентай ақаулардың орындарында жарылмайтын ұсақ көпіршіктердің жинақтары анықталады.

515. Понтонның жабық қораптары мен жылжымалы қақпақтардың дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын сынау барлық сыртқы жіктерді сабынды ерітіндімен немесе өзге көбік индикаторымен бір мезгілде майлай отырып, компрессормен 1кПа артық қысымға дейін ауаны айдау жолымен жүргізіледі.

Пневматикалық сынақтар басталғанға дейін дәнекерленген қосылыстарды қождан және ластанудан тазарту, қосылыстарды жік аумағында металды түрту арқылы тексеру, оларды мұқият қарап тексеру және анықталған ақауларды жою қажет.

Понтонның ашық қораптарының дәнекерленген қосылыстарының герметикалығы вакуум-камерамен немесе керосинмен тексеріледі.

516. Жаппаның және байлау бұрышының дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын сынау мынадай тәсілдердің бірімен: вакуум-камерамен, керосинмен немесе ауаның ішкі артық қысымымен жүргізіледі. Дәнекерленген қосылыстарды керосинмен сынау кезінде оны резервуардың ішінен жаппаның төменгі жағынан барлық айқасқан қосылыстарға қысыммен шашыратады. Бұл жағдайда жаппаның сыртқы жағынан дәнекерленген қосылыстары бордың немесе каолиннің сулы суспензиясымен боялады.

517. Жаппаның дәнекерленген қосылыстарын сығылған ауамен сынау герметикалық жабық резервуарды кемінде 1м деңгейге дейін сумен толтырған кезде ішкі артық қысым жасау арқылы немесе екі жағдайда да пайдалану қысымынан 10% көлемінде жоғарылайтын артық қысым алғанға дейін, ал жоғары қысымды резервуарлар үшін 25%-ға компрессормен кемінде 1м биіктікке су құйылған резервуарға айдау арқылы жүргізіледі.

Артық қысымды реттеу үшін резервуардың жаппасын арнайы құбырлар дәнекерленіп бекітіледі. Резервуардағы артық қысымды су (немесе ауа) келіп түскен және су (ауа) беру тоқтатылған барлық жағдайларда су манометрінің көрсеткіштері бойынша бақыланады, өйткені резервуардағы қысым сыртқы ауа температурасының жоғарылауы нәтижесінде немесе күн сәулесінің әсерінен жоғарылауы мүмкін.

Сығылған ауамен сынау кезінде жаппаның дәнекерленген қосылыстары сыртынан сабын ерітіндісімен немесе өзге көбік индикаторымен ылғалданады.

Ескертпелер:

1) қысқы жағдайларда жаппа жіктерін бақылауды керосин тығынмен жасайды;

2) конструкциялардың жоғары қысымды резервуарларында жаппаның герметикалығын артық қысымға сынау процесінде пайдалану қысымына жеткен кезде шеткі бөліктің орнықтылығын жоғалтуды болдырмау үшін сақтық көрсету (қысымды баяу арттыру) қажет.

518. Герметикалығын сынау процесінде анықталған ақаулар дәнекерлеу қосылыстарында бормен немесе бояумен белгіленеді, ақаулы жердің ұзындығына әрбір ұшынан плюс 15мм алып тастайды және қайтадан пісіріп дәнекерлейді.

Дәнекерленген қосылыстардағы түзетілген ақаулар қайтадан герметикалыққа қайта бақылауға алынуға тиіс. Бір ақаулы орынды екі реттен артық түзетуге рұқсат етілмейді.

519. Герметикасыз дәнекерлеу қосылыстарын нақыштап түзетуге тыйым салынады.

Резервуар жаппасының дәнекерленген қосылыстарындағы анықталған ақаулар (көтерілмеген қысым) ақаулы учаскелерді жоймай, қайта дәнекерлеу арқылы жойылады.

520. Егер жарық түсірген кезінде жол берілмейтін ақаулар табылса, онда анықталған ақаулары бар орындардың жанында қосымша бақылау арқылы ақаулы учаскенің шекарасын анықтау қажет. Егер қосымша бақылау кезінде жол берілмейтін ақаулар табылса, онда барлық дәнекерленген қосылыстар бақылауға алынады.

Анықталған ақаулы дәнекерленген қосылыстар немесе олардың учаскелері түзетіледі және қайта пісіріп дәнекерленеді.

521. Резервуардың беріктігін, орнықтылығын және герметикалығын түпкілікті сынау негізді, түбін, шеттерін, қабырғаларды, жабындарды және анкерлік құрылғыларды орташа немесе күрделі жөндеу жағдайында (жабынның жекелеген жерлерінің, түбінің және қабырғаның жоғарғы белдіктерінің ұсақ ақауларын герметикалау және жою жөніндегі жұмыстарды қоспағанда) резервуарды толық биіктікке сумен толтыру және тиісті артық қысым мен вакуум жасау арқылы жүргізіледі.

522. Сынау процесінде жөнделген жерлерде (қабырғаның түйіскен қосылыстарында, қабырғаның түппен түйісуінде және өзге де жауапты қосылыстарда) ықтимал ақаулардың пайда болуына бақылау жүргізіледі.

Егер сынау процесінде 24 сағат өткеннен кейін резервуар қабырғасының бетінде немесе түп жиектерінде ағу пайда болмаса және егер деңгей төмендемесе, онда резервуар гидравликалық сынақтан өтті деп есептеледі.

523. Резервуарды гидравликалық сынау аяқталғаннан кейін және суды түсіргеннен кейін жөнделген негіздің сапасын (жауын-шашынның біркелкілігін) тексеру үшін резервуардың периметрі бойынша кемінде сегіз нүктеде және кемінде 6 м сайын нивелирлік түсіру жүргізіледі.

524. Қабырғаның геометриялық пішінін бақылау едәуір бұдырлар мен майысуларды түзегеннен кейін түзету орындарында бірінші белдіктің төменгі нүктесінен жүргізілген вертикальға қатысты әрбір белдіктің ортасы мен үстіңгі жағының ауытқуын өлшеу жолымен жүзеге асырылады. Резервуар қабырғасының вертикальдан ауытқуын оны есептік деңгейге дейін толтыру кезінде өлшеу тіктеуіш бойынша, геодезиялық және өзге тәсілдермен жүргізіледі.

525. Металл понтонды (жылжымалы қақпақты) және тығыздағыш бекітпені жөндеу сапасы резервуарды сумен толтырған кезде понтонды көтеру және түсіру жолымен тексеріледі.

Понтонды (жылжымалы қақпақты) көтеру және түсіру кезінде ықтимал сыналануын, тығыз жанаспауын, қисаюын және оның қалқымайтын жүрісін анықтау мақсатында тығыздаушы сырғытпаның жұмысына бақылау жүргізіледі.

Ақаулар орындары бекітіліп, жойылады.

526. Соңғы сынақтар кешенін орындағаннан кейін және қуыстар, жарықтар, майысулар немесе елеулі деформациялар түрінде ақаулар болмаған кезде сынақ аяқталды деп есептеледі және резервуарды пайдалануға тапсыру туралы акт жасалады.

527. Резервуарды орташа және күрделі жөндеуден кейін (мердігер ұйым жұмысты орындаған кезде) резервуарды пайдаланатын және жөндеуді жүзеге асыратын ұйымдардың өкілдерінің қатысуымен комиссия пайдалануға қабылдайды.

Жұмысты кәсіпорын күшімен орындаған кезде комиссияны осы кәсіпорынның басшылығы тағайындайды.

528. Жөндеу жұмыстарынан кейін резервуар ақаулық ведомості және жобалау-сметалық құжаттама негізінде жөндеу кезінде орындалған жұмыстарға актілер қоса беріле отырып қабылданады.

529. Жөндеуден кейін резервуарлар өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы заңнаманың және талаптарына сәйкес салыстырып тексеруге жатады.

530. Жөндеу жұмыстарының типіне байланысты мынадай құжаттама қоса беріледі:

1) ақаулық ведомості (бірнеше ақаулар кезінде);

2) жөндеу кезінде қажетті схемалар;

3) резервуарды жөндеу бойынша жұмыс жүргізу жобасы (бұдан әрі - ЖАЖ) немесе жекелеген орындарды немесе тораптарды жөндеудің технологиялық картасы;

4) жөндеу кезінде қолданылған металдың, электродтардың, электродты сымның, флюстердің, желімнің және өзге де материалдардың сапасын куәландыратын құжаттар (сертификаттар және өзге құжаттар);

5) негізді және гидрооқшаулағыш қабатты қабылдау актілері;

6) оларға берілген цифрлық немесе әріптік белгілерді көрсете отырып, жөндеу кезінде конструкцияны дәнекерлеуді жүргізген дәнекерлеушілердің біліктілігі туралы куәліктердің (дипломдардың) көшірмелері;

7) түптің, қабырғаның, жаппаның, понтонның (жылжымалы қақпақтың) дәнекерленген қосылыстардың герметикалығын сынау актілері;

8) бақылаудың физикалық әдістері кезіндегі бақылау орындарының орналасу схемалары бар қабырға мен түп жиектерінің дәнекерленген қосылыстарының сапасы жөніндегі қорытындылар;

9) резервуардың негізгі жабдығы мен арматурасының ақауларын қарап-тексеру және жою журналы;

10) егер жөндеу кезінде мұндай ауытқуларға жол берілсе, схемалар мен ЖАЖ-дан ауытқуларды келісу туралы құжаттар;

11) түптің сыртқы контуры және түптің өзі бойынша нивелирлік түсіру нәтижелері; қабырғаның геометриялық пішінін, оның ішінде жергілікті ауытқуларды өлшеу нәтижелері;

12) жаппаның жергілікті ауытқуларын өлшеу нәтижелері (жоғары қысымды резервуарлар үшін);

13) қабырға мен понтон арасындағы саңылауларды өлшеу нәтижелері (қабырға элементтері мен понтон қораптарын ауыстыру кезінде);

14) бағыттаушы понтонның (жылжымалы қақпақтың) орнатылу тіктігін өлшеу нәтижелері;

15) анкерлік болттарды жөндеу жағдайында оларды тоттануға қарсы жабынына арналған акт;

16) қарсы салмақ іргетастарының темірбетон плиталарын жөндеу үшін қолданылған бетон маркасын растайтын құжаттар;

17) плита-қарсы салмақ үстіндегі топырақты қабатпен таптау актісі;

18) құрастырылған жабдықты қабылдау актісі;

19) резервуарды жөндеуден кейін оның көлемінің өзгеруіне байланысты градуирлеу кестесі;

20) жерге тұйықтаудың омдық кедергісін тексеру актісі.

531. Комиссия орындалған жұмыстарға арналған құжаттаманы қоса бере отырып, резервуарды қабылдау туралы акт жасайды.

Резервуарды қабылдау және енгізу актісін резервуарды пайдаланатын кәсіпорынның басшылығы бекітеді.

Резервуарды қабылдау және жөндеу бойынша орындалған жұмыстар құжаттамасы паспортпен бірге сақталады.

7-параграф. Түбін жөндеу

532. Орам дайындамаларын қолдана отырып, түбін жөндеу резервуардың болат түбін бөлшектеуге, содан кейін оны қалпына келтіруге байланысты. Кейбір жағдайларда резервуардың негізі мен түбін бір мезгілде (толық ауыстыру және шеттерін ауыстырмай ішінара) жөндеу жүзеге асырылады.

533. Орамдалған дайындамаларды қолдана отырып түбін жөндеу мынадай реттілікпен жүргізіледі:

1) орамдарды дайындауды және оларды барлық монтаждау құралдары мен жабдықтары бар жөнделетін резервуарға жеткізуді қоса алғанда, дайындық жұмыстары;

2) резервуар жаппасында монтаждау ойықтарын орындау;

3) ауыстыруға жататын түптің барлығын немесе ішінара бөлшектеу;

4) түбінің бөлшектелген учаскелерін ойық арқылы алып тастау;

5) шатырдағы ойықтар арқылы резервуарға орамдарды көтеру және беру;

6) орамдарды ашу және уақытша бекіте және өзара және түптің шетімен дәнекерлей отырып, тақталарды жобалық жағдайға апару.

534. Шатырындағы құрастыру ойықтары былайша кесіледі: құрастыру ойығын уатады, үш көтергіш ілмекті дәнекерлеп бекітеді, кран ілгішін ілмектерге бекітеді. Осыдан кейін құрастыру ойығын кесіп, кранның көмегімен кесіп алынған элементтерді резервуар шатырынан алады.

535. Түбін жөндеу аяқталғаннан кейін және дәнекерлеу жұмыстарының сапасын тексергеннен кейін шатырдағы құрастыру ойықтары жабылады. Содан кейін құрастыру ойықтарын жабатын элементтерді шатырмен дәнекерлейді.

536. Пайдалану кезеңінде біркелкі емес тұнба алған резервуарлардың негіздерін жөндеу әртүрлі тәсілдермен жүргізіледі. Орталық бөлігін түзету талап етілмейтін шеткі аймақта негіз шөгуі кезінде резервуарды көтеруді, негізді тек шеткері бөлігін көму және жөндеу жүзеге асырылады.

Негіздің орталық бөлігінде үлкен деформация болған немесе оны толық жөндеу қажет кезде резервуарды көтеріп, түбін кесіп тастайды. Түбі екі бөлікке кесіліп, кезекпен оларды бір-біріне итеріп, негізді жөндейді. Жөндеу аяқталғаннан кейін резервуардың түбі жөнделеді.

8-параграф. Қабырғаның жоғарғы белдіктерін жөндеу

537. Жөндеу барлық құрылғылар мен орамды-резервуардағы дайындаманы жаппадағы кесілген орнату терезесі арқылы орнатудан басталады. Ауыстыруға жататын жоғарғы белдіктердің ескі табақтарын шеңбер бойымен 6 м сайын кесіп, кранның көмегімен жерге түсіреді. Осы уақытта орама дайындама тұғырға орнатылады; бұл ретте өрістетілетін ораманың жоғарғы шеті резервуар қабырғасының жоғарғы белгісінен төмен болуға тиіс. Ораманың тік жиегі резервуардың қабырғасына ілмектермен бекітіліп, орама кран мен жүкшығырды қолдана отырып, тұғырықты бір уақытта жылжытумен орналастырылады. Ораманы сыналармен өрістеткен кезде жайма резервуардың қабырғасына және байлау бұрышына көлденең жалғаулар бойынша рет-ретімен қысылады. Ұзындығы 6м учаскені дайындап, жайма қосылыстарын резервуар қабырғасымен және байлау бұрышымен дәнекерлеуді бастайды.

Дәнекерлеу аяқталғаннан кейін қабырға жаймаларының, жаппаның бір бөлігін және жартылай ферманы келесі жерде бөлшектейді. Ораманы өрістетуге дайындалатын учаскенің ұзындығы 6 м-ден аспауға тиіс.

538. Ораманы өрістету кезінде жиектерді қысқаннан кейін қабаттасқан жікті кері сатылы тәсілмен дәнекерлеу жүргізіледі. Саты ұзындығы 250 мм-ден аспауға тиіс. Көлденең айқасқан түйіспелер резервуардың сыртқы жағынан тегіс және ішкі жағынан үзіліссіз (ұзындығы 200 мм-ден 200 мм-ге дейін) орындалады. Орамды орналастыру және аунақшаны бөлшектеу аяқталғаннан кейін тік қосылыстың тұйықталуы жүзеге асырылады. Сыйымдылығы 40м3 резервуар үшін ол қабаттастырыла, ал 400 м3 артық резервуар үшін түйістіріп орындалады.

539. Қосылысты қабаттастырып құрастыру трактордың немесе иінтіректі шығырлар мен сыналардың көмегімен, ал түйістіру қосымша ішкі және сыртқы жағынан орнатылатын арқалықтардың, тартпалы бұрандалы құрал-саймандардың көмегімен жүргізіледі.

540. Жөндеу аяқталғаннан кейін жөнделген қабырға белдіктерінің дәнекерлеу жіктерін керосин сынамасының герметикалығына сынау, содан кейін бүкіл резервуарды гидравликалық сынау жүргізіледі.

9-параграф. Қабырғаның төменгі белдеулерін жөндеу

541. Орама дайындамаларын қолдана отырып, резервуар қабырғасының төменгі белдіктерін жөндеу ЖАЖ және резервуарларды монтаждау жөніндегі қолданыстағы нормативтік құжаттардың техникалық талаптарына сәйкес орындалады.

542. Жұмыстың негізгі кезеңдерін орындау тәртібі мынадай:

1) материалдарды дайындау;

2) орамды дайындау;

3) кесілетін учаске резервуарының қабырғасындағы таңба;

4) резервуардың ішіне орамды салу үшін монтаждық ойықты кесу;

5) жаппа ішінде монтаждық ойықты кесу;

6) тұғырығы бар орамды түбіне орнату;

7) бұру блогының түбіне бекіту;

8) орамды бұрайтын және жылжытатын арқанды қорға қою;

9) ауыстырылатын учаскені кесу; орамды ашу.

543. Жөндеу жұмыстары басталғанға дейін резервуар қабырғасының ішкі жағынан монтаждау сатылары ілінеді, қабырғадағы монтаждау ойығы кесілген ойықтың қабырғасы жиектерінің тік қалпын бекітетін қаттылық қабырғаларымен жиектеледі.

544. Орам-дайындама көлік құрылғысындағы (шанадағы) резервуарға жеткізіледі, содан кейін керме арқанмен шанамен бірге қабырғадағы саңылау арқылы резервуарға, кранмен жоғарғы монтаждық тесік арқылы орама тік күйге көтеріліп, тұғырыққа орнатылады. Содан кейін резервуардан көлік шаналары шығарып алынады.

545. Бұру блогы резервуардың түбіне орамнан 8м артық емес қашықтықта бекітіледі және соңғысының өрістеуіне және орын ауыстыруына қарай ауыстырылады және жаңа позицияға бекітіледі.

546. Ұстап тұратын тақтайшаларды кесу және орамды өрістету ЖАЖ және резервуарларды монтаждау жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттамаға сәйкес қажетті қауіпсіздік шараларын сақтай отырып жүргізіледі.

547. Қабырғаның ақаулы белдеулерін жаңаларына тікелей ауыстыру ұзындығы 6м учаскелермен жүзеге асырылады. Біртіндеп, учаскелерді кесу шамасына қарай орама дайындамасын ашып, жылжытады.

548. Дайындаманың төменгі көлденең жиегі түбіне алдын ала дәнекерленген тіректерге қысып басылады және түбіне қарай ұсталады, жоғарғы жиек сыналардың көмегімен ішкі жағынан қабырғаның қалған бөлігіне қысып басылады және оған тартылады.

549. Ақаулы учаскені кесу кесуден кейін қалған жиектердің ең аз деформациясын ескере отырып жүргізіледі; бұл ретте кесу реттілігі қатаң сақталады: алдымен төменгі көлденең, содан кейін тік және соңғы кезекте жоғарғы көлденең кесу.

Қабырға кесінділердің тік учаскелерін кесуді гидрокөтергіштерден кескіштер орындайды. Қаптамадағы монтаждық саңылауы жоғарғы белдіктердің қабырғаларын жөндеудің қарастырылған нұсқасына ұқсас кесіледі.

550. Жөндеу аяқталғаннан кейін жөндеу алаңында орындалған қабырғаның дәнекерленген жіктерінің герметикалығына сынау, содан кейін бүкіл резервуарды гидравликалық сынау жүргізіледі.

10-параграф. Жабынның төсемін жөндеу

551. Орам дайындамаларын қолдана отырып, жабынды жөндеуді, егер жабынның барлық төсеніштері ауыстырылса, жүргізген жөн.

552. Қалыңдығы 2,5 – 3 мм табақтардан ені 3м төсемнің орам табақтары механикаландырылған дәнекерлеу әдістерін қолдана отырып, цех жағдайында дайындалады және диаметрі 2,5м барабандарға оралады. Резервуардың бір жабыны үшін бүкіл дайындаманы бір орамға орауға болады. Дайын орам жөндеу алаңына жеткізіледі.

553. Резервуардың шатырына оралған тақтаны арқан аспа көмегімен беруге болады. Ол арасындағы қашықтық 250мм, олар 1500мм-ден кейін қысқа қатты траверстермен өзара қосылған екі параллел арқаннан тұрады. Аспаны монтаждау және оны шатырдың байлау бұрышына бекіту жүк көтергіш күші 30кН тартқыш сымарқанынан және монтаждау шығырынан тұратын тартқыш құрылғысының көмегімен жүзеге асырылады.

Арқанды аспаны монтаждағаннан кейін тартқыш сымарқаны жайматөсемді беру үшін пайдаланылады. Осы мақсатта тартқыш сымарқанның ұшы жайылған орамның бастапқы көлденең жиегіне бекітіледі.

554. Арқанды аспаны монтаждағаннан кейін тартқыш сымарқаны жайматөсемді беру үшін пайдаланылады. Осы мақсатта тартқыш сымарқанның ұшы жайылған орамның бастапқы көлденең жиегіне бекітіледі.

Жайматөсемді резервуардың шатырына беру кезінде жабынның бір бөлігі бөлшектеледі және бұл орын орамдық дайындамадан жаңа элементті төсеу үшін дайындалады. Практикада әдетте, резервуардың ортасы арқылы қабырғадан қабырғаға дейін жаппаның бір бөлігін бөлшектеу басталады. Бөлшектелетін жолақтың ені – 3м, бұл орамның еніне сәйкес келеді. Жабын төсемінің қалған бөлігі уақытша бөлшектелмейді және монтажшылар мен дәнекерлеушілердің шатырында қозғалуға қызмет етеді.

555. Ораманы тартқыш сымарқанның көмегімен монтаждық шығырмен тарқатады, жайматөсем шатырдың дайындалған бөлігіне сымарқан аспасы арқылы беріледі. Шатырда жайматөсемді каркасқа қиыстырып келтіреді, электр тұтқыштармен бекітеді және орнында кеседі (резервуар қабырғасында шатыр шеті бойынша). Тартқыш сымарқан босатылады және арқан аспасында орналасқан қалған жайматөсемге бекітеді. Жайматөсемнің келесі бөлігі тартқыш шығыр мен сымарқанның қайталанған әрекетімен беріледі, бұл ретте келесі бөлікті ауыстыруға арналған жайматөсемнің элементі уақытша бірінші бөлікке салынып, кесіледі. Иінтіректі құрал-жабдықтардың және шығырлардың көмегімен жабынның жаңадан салынған элементі ескі төсемнің бөлшектелген жолағының дайындалған бөлігіне шатыр бойымен орналастырады.

Төселген жабын элементтері бір жағынан бұрын төселген бөлікке, екінші жағынан каркасқа дәнекерленген.

556. Жабынның ескі төсемін бөлшектеу жаңа элементтерді дайындау арқылы жеке учаскелер бойынша параллель жүргізіледі. Мұндай кезектілік ескі және жаңа жабын төсемдерін элементтерге оралған жайматөсемді кесіп-пішу үшін монтаждау алаңы ретінде пайдалануға мүмкіндік береді. Жабынның бөлшектелген элементтерін шағын механикаландырудың көмегімен сымарқан аспа бойымен резервуардың жанындағы іргелес алаңға түсіреді және содан кейін үйме жалдау шегінен алып тастайды.

Барлық жабынды ауыстырғаннан кейін дәнекерлеу жіктері вакуум әдісімен герметикалыққа сыналады.

10-тарау. Резервуарларды жөндеу кезіндегі қауіпсіздік шаралары

1-параграф. Ұйымдастыру және от жұмыстарын жүргізу кезіндегі жалпы қауіпсіздік қағидалары

557. От жұмыстарына электр және газбен дәнекерлеу, бензинмен, керосинмен немесе оттекпен кесу, тасымалданатын көріктерді, дәнекерлеу шамдарын қолдану арқылы және ашық отты жағу арқылы ұсталық және қазандық жұмыстары жатады.

558. Отпен жүргізілетін жұмыстар аумағында отпен жүргізілетін жұмыстар орындалатын кәсіпорын, аймақ басшысының басшылығымен жүргізіледі

559. Отпен жүргізілетін жұмыстарды жарылыс қауіпті өндірістік учаскелерден белгіленген аралықтарды сақтай отырып, арнайы бөлінген алаңдарда орындау қажет.

Алаңда жұмыстарды жүргізуге жауапты адамдарды көрсету арқылы "Дәнекерлеу алаңы" деген жазу болуға тиіс. Қажет болған кезде отпен жүргізілетін жұмыстар объект басшысының жазбаша рұқсатымен резервуарлық паркте жүргізілуі мүмкін.

560. От жұмыстары басталғанға дейін оларды жүргізуге жауапты адам бұл жұмыстарды қауіпсіздік техникасы қызметімен келітіріледі; газдың (будың) жарылыс қауіпті концентрациясының болмауына ауаға аспаппен талдау жасау (көмірсутектердің рұқсат етілген шоғырлануы жалынның таралуының төменгі шегінен - тұтанудың төменгі шегінен 5% - дан аспауға тиіс); қауіпсіздіктің барлық шараларын орындауды ұйымдастыру және от жұмыстарын жүргізу орнын қажетті құралдармен қамтамасыз ету.

Алдын ала дайындықсыз және тамақ және отын желілерінде бітеуіштерді орнатпай немесе сумен (инертті газбен) толтырмай, туннельдер мен науаларда ауаны тиісті үрлеусіз және талдаусыз пайдаланудағы құбыржолдарда от жұмыстарын орындауға тыйым салынады.

561. От жұмыстарын жүргізуге жауапты дәнекерлеушілер және осы жұмыстарға қатысатын өзге де жұмысшылар тиісті нұсқаманы алғандығы туралы есеп журналына қол қояды.

562. Объектінің басшысы берген жазбаша рұқсатсыз от жұмыстарына кірісуге жол берілмейді.

563. От жұмыстарын жүргізу орындарында және дәнекерлеу агрегаттары, трансформаторлар, бақылау-өлшеу аспаптары орнатылған алаңдарда мынадай қауіпсіздік шаралары қабылдануға тиіс:

1) осы жұмыстарды жүргізу орнына от қауіпті газдар мен мұнай өнімдері буларының ену мүмкіндігі толық жойылған;

2) отпен жүргізілетін жұмыстар орындалатын алаңнан және дәнекерлеу агрегаттарын орнату орындарынан 15м қашықтықта аумақ қоқыстан, жанғыш заттардан, заттардан, түрлі мұнай өнімдерінен тазартылады; мұнай өнімдері төгілген орындарды құммен немесе 5см кем емес қабатпен топырақпен жабу қажет;

3) от жұмыстарын жүргізу орнынан 5м радиуста құрғақ шөп болмауға тиіс.

564. Кәсіпорында жөндеу-монтаждау жұмыстарын орындау кезінде отпен жүргізілетін жұмыстарды резервуарлық парктерден және мұнай өнімдері бар жеке тұрған резервуарлардан кемінде 20м қашықтықта жүргізуге рұқсат етіледі; егер резервуарлық паркте резервуарларды мұнай өнімдерімен толтыру (айдау) бойынша операциялар жүргізілсе, отпен жүргізілетін жұмыстарды осы резервуарлардан кемінде 40м қашықтықта жүргізуге болады (электрмен дәнекерлеу агрегаттары топырақ үйіп бекітілетін жердің сыртқы жағынан мұнай өнімдері бар резервуарлардан кемінде 20м қашықтықта орнатылуға тиіс).

565. Дәнекерлеу жұмыстарын жүргізу кезінде:

1) дәнекерлеу аппаратурасы, сымдар, құбыршектер, жанарғылар мен құбыржолдар ақаулы болған кезде жұмысқа кірісуге;

2) сұйықтық, газ, бу немесе ауа қысымында болатын аппараттар мен құбыржолдарды оларды газсыздандырмай, электр тогының кернеуімен дәнекерлеуді орындауға;

3) бояу толық құрғағанша жаңадан боялған конструкцияларды дәнекерлеуге;

4) газ дәнекерлеу құбыршектерімен және құбыржолдарымен бірге тоқ өткізгіш дәнекерлеу өткізгіштерін төсеуге;

5) сымдарды кернеумен, сүйретпемен дәнекерлеу аппараттарынан тасымалдауға (тасымалдау үшін сымдарды тоқтан ажыратады және орамға орайды, содан кейін жазады);

6) майланған арнайы киімді және қолғапты пайдалануға;

7) жанып жатқан жанарғылар мен қыздырылған электродтарды жанғыш заттар мен материалдарға қоюға (осы мақсаттар үшін жанбайтын материалдардан жасалған арнайы тұғырық орнатылады);

8) қосылған дәнекерлеу аппараттарын қараусыз қалдыруға; металл конструкцияларын немесе құбыржолдарды кері сым ретінде пайдалануға;

9) жұмыс процесінде жаңбырдан және қардан қорғалмаған дәнекерлеу аппараттарын, бақылау-өлшеу аспаптары мен трансформаторларды қалдыруға;

10) дәнекерлеу кабиналарында жанғыш заттар мен арнайы киімдерді сақтауға тыйым салынады.

566. Жақын маңда жанғыш газдар немесе мұнай өнімдерінің буы байқалған кезде отпен жүргізілетін жұмыстар дереу тоқтатылады.

567. От жұмыстары аяқталғаннан кейін оларды өткізу орны мұқият тексеріледі және қызған оттықтардан, қабыршақтан немесе бықсыған заттардан тазартылады, ал қажет болған жағдайда су құйылады.

2-параграф. Газбен дәнекерлеу жұмыстары

568. Газбен дәнекерлеу жұмыстарын уақытша жүргізу үшін тасымалданатын ацетилен генераторларын жарылысқа қауіпсіз жерлерде, ашық алаңдарда орнатылады.

Ацетилен генераторларын қоршау және дәнекерлеу жұмыстарын жүргізу орнынан, ашық оттан және қатты қызған заттардан кемінде 10м қашықтықта орналастыру қажет.

Ацетилен генераторын орнату кезінде: "БӨГДЕ АДАМДАРҒА КІРУГЕ ТЫЙЫМ САЛЫНАДЫ - ОТ ҚАУІПТІ", "ТЕМЕКІ ШЕГУГЕ БОЛМАЙДЫ", "ОТПЕН ЖҮРУГЕ БОЛМАЙДЫ" деген жазу жазылады.

569. Кальций карбидін сақтауға арналған қоймаларды резервуарлық парк аумағында орналастыруға тыйым салынады.

570. Кальций карбиді бар барабандарды сақтау және ашу орындарында темекі шегуге, ашық отты пайдалануға және соғылған кезде ұшқын тудыруы мүмкін құралды қолдануға тыйым салынады.

571. Кальций карбиді бар ашылған барабандар барабанды тығыз жауып тұратын, иілген жиектері бар су өткізбейтін қақпақтармен қорғалады. Қақпақ ернеуінің биіктігі кемінде 50мм болуға тиіс.

572. Оттегі бар баллондарды дәнекерлеу орнынан кемінде 10м, ацетилен генераторынан кемінде 5м қашықтықта орнату қажет.

Газбен дәнекерлеу жұмыстары орнында екіден артық емес оттегі бар баллонның болуына рұқсат етіледі.

573. Газы бар баллондарды сақтауға және тасымалдауға олардың мойындарына бұралған қорғаныш қалпақтарымен ғана рұқсат етіледі. Баллондарды тасымалдау кезінде дүмпулерге және соққыларға жол берілмейді.

574. Газ баллондары сақтау, тасымалдау және пайдалану кезінде күн сәулесінің және өзге де жылу көздерінің әсерінен қорғалады.

Жанарғылардан (көлденеңінен) оттегі және жанғыш газдары бар жеке баллондарға дейінгі арақашықтық кемінде 5м орындалады.

575. Оттегі мен жанғыш газдардан бос баллондармен жұмыс істеу кезінде толтырылған баллондарға қатысты сақталатын қауіпсіздік шаралары сақталады.

576. Жарылыстардың алдын алу үшін ацетилен генераторларын тек кесек кальций карбидімен және реторт жәшіктерінің көлемінің жартысынан аспайтын мөлшерде қуатталады.

Ацетилен генераторын тиеу кезінде жоғары түйіршіктелген кальций карбидін тиеуге немесе оны аппараттың құйғышына темір шыбықтармен және сыммен итеруге, карбид шаңымен жұмыс істеуге тыйым салынады.

577. Ацетилен генераторын кальций карбидімен зарядтағаннан кейін газгольдер мен жанарғы құбыршектеріндегі барлық ауа газбен ығыстырылады.

578. Газ жанарғысын жағар алдында гидравликалық сырғытпаның жұмысын және ондағы судың болуын тексеру қажет. Гидравликалық сырғытпаны сумен толтыру және сырғытпадағы оның деңгейін газ беру қосылған кезде ғана тексеру. Ацетилен генераторының гидравликалық сырғытпасы ақаулы болғанда дәнекерлеу жұмыстарын жүргізуге үзілді-кесілді тыйым салынады.

579. Газбен дәнекерлеу жұмыстарын бастар алдында газ өткізгіш құбыршектердің жарамдылығы және оларды аппаратураның, жанарғылардың, кескіштердің, редукторлардың жалғағыш еміктеріне сенімді бекіту тексеріледі. Осы мақсат үшін арнайы қамыттарды қолданады.

Су бекітпелерінің еміктеріне құбыршектер тығыз кигізіледі, бірақ бекітілмейді.

Газды өткізетін құбыршектерді пайдалануға, ацетилен құбыршектерін оттекпен және керісінше ауыстыруға жол берілмейді. Газбен дәнекерлеу жұмыстары кезінде газ өткізгіш құбыршектерді жоғары температуралар мен механикалық зақымданулардан қорғау қажет.

580. Жанарғыны тұтату кезінде алдымен оттегі шүмегі, содан кейін ацетилен біртіндеп сіріңке немесе оттықтың жалынымен ашылады. Жанарғыны сөндіру кезінде алдымен ацетилен, содан кейін оттегі берілісі жабылады.

581. Газбен дәнекерлеу жұмыстары кезінде жанарғының қызып кетуіне жол бермейді.

582. Ацетилен генераторының ақаулығы немесе газдың шығуы байқалғанда газбен дәнекерлеу жұмыстары тоқтатылады, газгольдерден газ шығарылады, реторттар кальций карбидінің қалдықтарынан тазартылады, генератор жуылады, жөндеу үшін шеберханаға жіберіледі. Ацетилен генераторларын газбен дәнекерлеу жұмыстарын жүргізу орнында жөндеуге тыйым салынады.

583. Жұмыс аяқталғаннан кейін тасымалданатын генератордағы кальций карбиді толық жөнге келтіруге тиіс. Генератордан шығарылатын әк тұнбасын осы мақсатқа лайықталған ыдысқа түсіру және лай шұңқырына немесе арнайы бункерге төгу қажет.

Ашық лай шұңқырлары шұңқырдың шетінен 10 м радиустағы жақтаулармен қоршалады, ал жабықтары жанбайтын жабындармен қоршалған немесе сору желдеткішімен және лайды шығаруға арналған люктермен жабдықталған.

584. Газбен дәнекерлеу жұмыстары және газбен кесу кезінде:

1) аппаратура мен құбыршектер ақаулы болғанда жұмысқа кірісуге;

2) қатып қалған ацетилен генераторларын, құбырларды, шұраларды, редукторларды және қондырғылардың өзге де бөлшектерін ашық отпен немесе қызған заттармен жылытуға (тек ыстық сумен немесе бумен қыздыруға болады), соғылған кезде ұшқын шығаруға қабілетті құралды пайдалануға;

3) оттегі баллондарының, редукторлардың, құбыршектердің және өзге дәнекерлеу жабдығының әртүрлі майлармен, майланған киіммен және шүберекпен жанасуына жол беруге;

4) жанғыш газ және оттегі баллондарынан, құбыршектерден, ацетилен генераторларынан, газ құбырларынан және лай шұңқырларынан кемінде 10м арақашықтықта темекі шегуге және ашық отты пайдалануға;

5) бір гидравликалық сырғытпадан екі дәнекерлеушіге жұмыс істеуге;

6) жүктеу кальций карбиді дымқыл салатын себеттер немесе болған кезде судың газ жинағышқа жүктеу себеттер және карбидті жартысынан астамы олардың көлемін жүктеуге (жұмыс кезінде генераторлар "Карбидке су");

7) сығылған және сұйытылған газдары бар баллондарды күн көзіне жасырусыз қалдыруға;

8) газбен дәнекерлеу жұмыстары аяқталғаннан кейін ацетилен генераторларын кальций карбиді мен тұнба қалдықтарынан тазартылмаған күйде қалдыруға, реторттар, жәшіктер және генератордың басқа да бөліктерін жуылмаған күйде қалдыруға;

9) жанғыш газдарға арналған құбыршектерді оттегімен және оттегі құбыршегін жанғыш газдармен үрлеуге, ұзындығы 30м асатын құбыршектерді пайдалануға тыйым салынады. Монтаждау жұмыстарын жүргізу кезінде ұзындығы 40 м дейін құбыршектерді қолдануға рұқсат етіледі. Ұзындығы 40м асатын құбыршектерді қолдануға ерекше жағдайларда жұмыс басшысының және қауіпсіздік техникасы жөніндегі инженердің рұқсатымен жол беріледі;

10) газ құбыры құбыршектерін бұрауға, жамауға немесе қысуға;

11) газ жинағышта ацетилен болған кезде генераторды тасымалдауға жол берілмейді;

12) ацетилен генераторындағы газ қысымын қоңырауға ауыр заттарды қою арқылы әдейі арттыру немесе кальций карбидінің бір реттік жүктемесін арттыруға жол берілмейді.

3-параграф. Электрмен дәнекерлеу жұмыстары

585. Дәнекерлеу генераторлары мен трансформаторлар, ашық ауада орнатылатын барлық қосалқы аспаптар мен аппараттар дымқыл тартуға қарсы оқшаулағышпен жабық немесе қорғалған күйде орындалады және жанбайтын материалдардан жасалған қалқалардың астына орнатылады.

586. Электрмен дәнекерлеу қондырғылары (стационарлы және жылжымалы) және дәнекерленетін заттар дәнекерлеу жұмыстарын жүргізу кезінде жерге тұйықталады.

Негізгі электрмен дәнекерлеу жабдығын жерге тұйықтаудан басқа, дәнекерлеу қондырғыларында бұйымға өтетін (кері сым) өткізгіш қосылатын дәнекерлеу трансформаторының екінші орамасының қысқышы жерге тұйықталуы тиіс.

Жерге тұйықтау сенімді байланысты қамтамасыз ететін арнайы қысқыштармен жабдықталған икемді оқшауланған сымдардың көмегімен жүзеге асырылады. Жерге тұйықтау үшін жалаңаш сымдар мен қолда бар металл заттарды қолдануға жол берілмейді.

587. Дәнекерлеу сымдарының талшықтарының өзара біріктіру ыстықтай дәнекерлеу арқылы орындалуға тиіс. Электр сымдарын электр тұтқышқа, дәнекерленетін бұйымға және дәнекерлеу аппаратына қосуға шайбалы бұрандалармен бекітілген арнайы қысқыштардың немесе мыс кабель ұштықтарының көмегімен ғана жол беріледі.

588. Дәнекерлеу аппараттарына, тарату қалқандарына және өзге жабдықтарға қосылған сымдар сенімді оқшаулағышқа, жоғары температураның әсерінен, механикалық зақымданудан және химиялық әсерлерден қорғанысқа ие.

Электрмен дәнекерлеу жұмыстары үшін оқшаулағышы зақымдалған сымдарды қолдануға және кернеумен жұмыс істейтін дәнекерлеу аппараттарының сымдарын тасымалдауға тыйым салынады.

589. Дәнекерлеу қондырғыларының жиі орын ауыстыруына байланысты электрмен дәнекерлеу жұмыстарын жүргізу кезінде механикалық құбыршекті кабельдер қолданылады.

590. Дәнекерленетін өнімнен тоқ көзіне кері өткізгіш электрод ұстағышқа қосылған негізгі сымға ұқсас болуға тиіс.

591. Дәнекерлеу процесінде электродтарды ауыстырған кезде олардың қалдықтары (тұқылдары) арнайы металл жәшікке салынады.

592. Үзіліс кезінде және дәнекерлеушінің жұмыс орнынан кетуі кезінде электрмен дәнекерлеу аппараты мен сымдар тоқтан ажыратылуға тиіс.

4-параграф. Металды кесу

593. Бензо-, керосин- және оттекті кесу кезінде жанармайы бар бөшке оттегі бар баллондардан және ашық от көздерінен 5м жақын және кескіштің жұмыс орнынан 3м жақын болмауға тиіс. Бұл жағдайда бөшке жұмыс кезінде жалын мен ұшқын түспейтіндей етіп орналасуға тиіс.

594. Бөшкені жанармаймен зарядтау алдында оның ақаусыздығы мен герметикалығы тексеріледі. Жанғыш сұйықтық өткізілген және сорғы ақаулы болған кезде бөшкелерді пайдалануға рұқсат етілмейді.

595. Бөшкеде жарамды манометр, бактағы қысымның 0,5МПа-дан астам жоғарылауына жол бермейтін сақтандыру клапаны бар. Бактағы ауа қысымы кескіштегі оттегінің жұмыс қысымынан асып кеткен кезде металды кесуге болмайды. Бөшкедегі (жанармайы бар) жұмыс қысымы 0,3МПа орнатылады.

596. Бензо -, керосин-оттекті кесу үшін бөшкелер тек сүзілген жанармайға оның көлемінің 3/4 аспайтын мөлшерде ғана, бөшкелер арнайы бөлінген үй-жайда немесе арнайы бөлінген алаңда толтырылады.

От жұмыстарын орындау орнынан және ашық от көздерінен май құю орны 20 м-ден жақын орналаспайды. Жанармай қорын ауысым қажеттілігінен аспайтын мөлшерде сақтауға жол беріледі. Жанармай жарамды, сынбайтын, тығыз жабылатын арнайы ыдыста сақталуға тиіс.

597. Бензо-, керосин-оттекті кесуді бастамас бұрын бензинге төзімді құбыршекті бак пен кескішке жалғау сенімділігі мен тығыздығын тексеру қажет. Бөшкедегі бекіту шұрасының тығыздамасы жанармайды өткізбеуге тиіс.

598. Жалынның кері соққысы кезінде жұмыс дереу тоқтатылады, жанарғы сөндіріледі.

599. Металды бензо-, керосино- және оттегімен кесу кезінде:

1) ақаулы аппараттарды, құбыршектерді және жанарғыларды пайдалануға;

2) ластанған немесе су қоспасы бар жанармайды бензин кескіштер үшін қолдануға;

3) кескішке жанармай беру үшін оттегі құбыршектерін қолдануға;

4) кескіштің буландырғышын қызыл-қошқыл түске дейін қыздыруға және кескішті жұмыс кезінде тігінен, басын жоғары қаратып іліп қоюға;

5) жалынды бағыттап, жанарғыны жанғыш заттарға қоюға;

6) бөшкедегі қысым кезінде кескіштегі оттегінің жұмыс қысымынан асатын жанармаймен кесуге;

7) кескішке оттегі мен жанармай беретін құбыршектерді қысуға, бұрауға немесе июге;

8) жұмыс алаңында жанармай қорын сақтауға тыйым салынады.

Ескерту. 599-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 03.10.2023 № 533 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

600. Кесу тоқтаған кезде бөшкедегі ауа кескішті сөндіргеннен кейін ғана шығарылады.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 1-қосымша

Резервуарларды коррозиядан қорғау жөніндегі нұсқаулар

1. Резервуарларды ішкі және сыртқы беткі қабаттарына полимер жабындарды түсіру арқылы коррозиядан қорғау қажет. Тұз концентрациясы0,3%-дан кем емес тауарлық су болған кезде түбін коррозияға қарсы қорғау үшін катодты немесе протекторлық қорғау қолданылады. Резервуарлардың түбін топырақ коррозиясынан және кезбе тоқтармен тоттанудан қорғауды катод станциялары немесе топтық протекторлар көмегімен жүзеге асырады.

2. Бояу жұмыстарын жүргізер алдында жаңа резервуарды гидравликалық сынақтан өткізу және градуирлеу қажет. Ішкі бояуға дайындық кезінде пайдаланылатын резервуар мұнайдан немесе мұнай өнімдерінен босатылуға, тазартылуға, ақаулардың болуына тексерілуге және қажет болған жағдайда, резервуар ағымдағы немесе күрделі жөндеуден өткізілуге тиіс. Дайындық жұмыстары аяқталғаннан кейін резервуар Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезінде өнерксіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидалары 2-қосымшасында ұсынылған акт бойынша қабылданады.

3. Беткі қабатты бояр алдында тікелей дайындалады, бұл ретте коррозия өнімдерден механикалық тазарту, майсыздандыру, металл бетіне тығыз бекітілген тот болған кезде модификаторлармен қосымша өңдеу жүзеге асырылады.

Жабын дайындалған беткі қабатына түсіріледі, ал жабынның әрбір келесі қабатын алдыңғы қабат технологиялық ұсталғаннан кейін ғана түсіруге жол беріледі.

4. Резервуарларды коррозиядан қорғау жөніндегі жұмыстарды тиісті біліктілігі бар мамандармен жасақталған бригадалар орындауға тиіс. Бригадалар тиісті жабдықтармен және механизмдермен жабдықталуға тиіс.

5. Сырлау жұмыстарын ұйымдастыруды және жүргізуді кәсіпорын (мұнай базасы, резервуарлық парк) басшылығы басқарады.

6. Жұмыстарды бастар алдында мыналарды орындау қажет:

1) беткі қабатын тазартуға және тот пен эмаль модификаторларын қолдануға арналған барлық жабдықты дайындау және тексеру;

2) сатыларды белгілі бір биіктікке орнату;

3) резервуардың ішкі бетін қорғау кезінде желдетуді орнату және қажет болған жағдайда, резервуарға жабдықтар мен сатыларды енгізу үшін төменгі белдеуде монтаждық терезесін кесу;

4) түнгі уақытта жұмыс жүргізу кезінде жарылыс қауіпсіз орындауда жарық пайдаланылады;

5) дайындық жұмыстарын жүргізу және сырланатын резервуардың жанында лак-бояу құрамдарын дайындау үшін ашық алаңды аспамен жабдықтау қажет;

6) понтон болған кезде оның астына тіреулерді немесе оның салбырап тұруын азайту үшін өзге де құрылғылар орнатылады.

7. Жағылған жабынның сапасын ТШ немесе жұмыстарды ұйымдастыру жобасына сәйкес жабынның толық қалыптасу (кептіру) уақыты аяқталғаннан кейін мынадай параметрлер бойынша бақылау қажет: жабынның қалыңдығы, тұтастығы, адгезиясы, көзбен шолып қарау.

8. Жабынды жағу бойынша жұмыс аяқталғаннан кейін резервуарды пайдалануға қабылдау актісі жасалады. Қабылдау актісіне мыналар: қолданылатын материалдардың паспорты, жасырын жұмыстардың актісі, коррозияға қарсы қорғау жөніндегі жұмыстарды жүргізу журналы қоса берілуге тиіс.

Жабынның жай-күйі пайдалану тексерулерін, жөндеу және тазарту жұмыстарын жүргізу кезінде, бірақ жылына кемінде бір рет тексеріледі. Қарап-тексеру нәтижелері тексеру актісінде жазылады. Жабынның жай-күйі резервуарды балшық шөгінділерінен тазартқаннан кейін көзбен шолып бақыланады. Байланысты жұмыстары жабынды бұзбай орындау керек.

Ісінген, шытынаған, қабыршақтанған немесе өзге де айқын ақаулары бар жабын зақымдалған болып саналады. Күмәнді жағдайларда жабынның бүтіндігі адгезияны тексеру арқылы (тор тәрізді тіліктер әдісі) анықталады. Жабынның зақымдалған учаскелері қалпына келтірілуге тиіс.

Бұзылған жабын механикалық жолмен алынып тасталады, беті тазаланады және бастапқы схемаға сәйкес боялады.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 2-қосымша

Бұғаттау және автоматты қорғау жүйелері қондырғыларының іске қосылуын тіркеу ЖУРНАЛЫ

Р/с жазба №	Қондырғының, жабдықтың атауы және схемасы бойынша нөмірі	Іске қосылу күні мен уақыты	Іске қосылу себебі	Іске қосылу туралы жазбаны жүргізген тұлғаның тегі, аты-жөні (бар болса), лауазымы, жұмыс орны, қолы	Іске қосылу себептерін жою туралы белгі	Қондырғыны, жабдықты қосу күні мен уақыты	Жою және қосу туралы жазба жүргізген тұлғаның тегі, аты-жөні (бар болса), лауазымы, жұмыс орны, қолы
1	2	3	4	5	6	7	8

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 3-қосымша

№____ резервуардың негізін және гидрооқшаулағыш қабатты қабылдауға арналған № ____ акт

_______________ қаласы

20___ ж. "_____"___________

________________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің _________________________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса),

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының _______________________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса),

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

тапсырыс берушінің техникалық қадағалау өкілінің

________________________________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса), өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

жобалау ұйымының (жобалау ұйымы авторлық қадағалауды жүзеге асырған жағдайларда)_______________

_____________________________________________________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса), өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

№ ____ резервуарға негіз салу бойынша орындалған жұмыстарға қарап-тексеру жүргізілді және мыналар орнатылды:

№______ жобаға сәйкес сақиналы іргетас, үймелі жастық және гидрооқшаулағыш қабат.

Қарап-тексеру нәтижелері мен қоса берілген құжаттар негізінде негіздеме монтаждауға қабылданады.

Акт __________________ данада жасалды

Қосымшалар:

1) сақиналы іргетасқа және № _______ резервуарға арналған негізге арналған орындау схемасы.

2) № _______ резервуар астына үйінді тірегін дайындау және орнату жөніндегі жасырын жұмыстарға арналған акт.

3) № _______ резервуар астына гидрооқшаулағыш қабатты орнату жөніндегі жасырын жұмыстарға арналған акт.

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 4-қосымша

№ _______ резервуар жабынының (жаппасының, понтонының (жылжымалы қақпағының) жіктерінің герметикалығын сынаудың № _______ актісі

_______________ қаласы 20___ж. "_____"___________

________________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: Тапсырыс берушінің _________________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса), өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының _______________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса),

_______________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

№ ______ резервуардың жабынында (жаппасында, понтонда (жылжымалы қақпақта) дәнекерлеу жұмыстары аяқталғаннан кейін жабынның жіктерінің

герметикалығына __________________________________________ қоршаған орта

температурасында __________________________________________ ішінде бақылау

мақсатында ұстап, ____________________________________________ жолымен сынақ

жүргізілгені туралы осы актіні жасады

Сынақтар нәтижесінде мыналар анықталды_______________________________

Жіктердің анықталған ақаулары (олар болған кезде) ақаулы учаскелерді кеспей қайта дәнекерлеу арқылы жойылды.

Жоғарыда көрсетілген нәтижелер негізінде жабын (жаппа, понтон (жылжымалы қақпақ) сынақтан ____________________ деп саналсын.

Акт __________________ данада жасалды

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы " " № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 5-қосымша

Қолданылатын болат резервуарлардың номиналды көлемі және негізгі параметрлері

1-кесте

Тік резервуарлар

Номиналды көлемі, м3	Резервуарлардың негізгі параметрлері, м
	стационарлы шатыры бар		жылжымалы шатыры бар
	диаметрі, Д	биіктігі, H	диаметрі, Д	биіктігі, H
100	4,7	6,0	-	-
200	6,6	6,0	-	-
300	7,6	7,5	-	-
400	8,5	7,5	-	-
700	10,4	9,0	-	-
1000	10,4	12,0	12,3	9,0
2000	15,2	12,0	15,2	12,0
3000	19,0	12,0	19,0	12,0
5000	21,0	15,0	22,8	12,0
10 000	28,5	18,0	28,5	18,0
20 000	40,0	18,0	40,0	18,0
30 000	45,6	18,0	45,6	18,0
40 000	56,9	18,0	56,9	18,0
50 000	60,7	18,0	60,7	18,0
100 000	-	-	85,3	18,0
120 000	-	-	92,3	18,0
Ескертпе - Мұнай кен орындарының орталық жинау пункттерінің шикізат резервтік парктерінде (ҚҚС) техникалық-экономикалық негіздеме кезінде көлемі 10 000 м3, диаметрі 34,2 м, биіктігі 12 м резервуарларды қолдануға жол беріледі.

2-кесте

Көлденең резервуарлар

Номиналды көлемі, м3	Резервуарлардың негізгі параметрлері, м
	диаметрі, Д	Ұзындығы, L, түбі кезінде
		жазық	конус
3	1,4	2,0	-
5	1,9	2,0	-
10	2,2	2,8	3,3
25	2,0	4,3	4,8
50	2,0	9,0	9,6
75	3,2	9,0	9,7
100	3,2	12,0	12,7
500	6,0	18,0	-
1000	6,0	35,8	-

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 6-қосымша

Титул парағының нысаны

Мұнайды және мұнай өнімдерін айдауға

дайындау жөніндегі өкімдер (нұсқаулар)

ЖУРНАЛЫ

Ұйым ________________________________________________________

Мнайдың және мұнай өнімдерінің резервуарлық паркі

_____________________________________________________

Басталды ________________________

Аяқталды ______________________

Күні және уақыты	Тапсырманың (өкімнің) мазмұны	Тапсырма берілді		Тапсырма қабылданды
		тегі, лауазымы	қолы	тегі, лауазымы	қолы

Журналды толтыру жөніндегі түсіндірмелер мен нұсқаулар:

1) мұнайды және мұнай өнімдерін айдауға дайындау жөніндегі өкімдер (нұсқаулар) журналы ұйымның ішкі құжаты болып табылады;

2) журнал бір данада жүргізіледі, нөмірленеді және мөрмен бекітіледі. Журналдағы парақтар саны жауапты тұлғаның қолымен расталады;

3) журналда тапсырманың негізгі операциялары: айдауды жүзеге асыру (басталуы және аяқталуы) немесе көлік ыдыстарына тиеу уақыты, ішкі айдау және өзгелері көрсетіледі.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 7-қосымша

Резервуарларды пайдаланудың технологиялық картасы

______ ж. "____"____________

(жыл) (күні) (айы)

_________________________ бойынша

Технологиялық схема бойынша резервуарлардың №	Резервуардың типі	ПРП-дағы резервуар түбі жиегінің абсолюттік белгісі, м	Резервуарды толтырудың белгіленген шекті деңгейі, м	Қабылдау-тарату келтеқұбырлары			Резервуардың шатырына түсірілетін жол берілетін жұмыс қысымы, артық/вакуум, мм су.бағ./	Тыныс алу арматурасы
				диаметрі/саны, мм/дана.	келтеқұбырдың осінен (түпкі клапан кезіндегі қыр жағынан) резервуардың түбіне дейінгі қашықтық, мм	бір келтеқұбыр арқылы мұнай ағуының максималды жол берілетін өнімділігі, м3/сағ		тыныс алу клапаны, желдеткіш келтеқұбыры		сақтандыру клапаны
								типі, диаметрі/саны, мм/дана	жиынтық өткізу қабілеті, м3/сағ	типі, диаметрі/саны, мм/дана	жиынтық өткізу қабілеті, м3/сағ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

_____________________________________________

(объектінің атауы)

Кестенің жалғасы

Понтон- ның, қалқыма- лы қақпақтың максимал-ды жол берілетін қозғалыс жылдам- дығы, м/сағ	Резервуар- ды толтыру- дың/боса-тудың максимал- ды жол берілетін өнімділігі, м3/сағ	Резервуар- дағы мұнай деңгейінің өзгеруінің максимал- ды жол берілетін жылдамды-ғы, м/сағ	Техноло-гиялық топқа бір мезгілде қосылатын резервуар- лар саны, дана	Резервуарлардағы өнімнің деңгейі мен көлемі
				жол берілетін		технологиялық		максималды жұмыс
				минималды жол берілетін деңгей және оған сәйкес келетін көлем, м/м3	максималды жол берілетін деңгей және оған сәйкес келетін көлем, м/м3	Технология- лық деңгей- ді айқындау кезіндегі есептік уақыт, сағ	Технология- лық деңгей және оған сәйкес келетін көлем, м/м3	Макси-малды жұмыс деңгейін анықтау кезіндегі есептік уақыт, сағ	максималды жұмыс деңгейі және оған сәйкес келетін көлем, м/м3
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

Резервуарларды пайдаланудың технологиялық картасы

1. Технологиялық картаның келтірілген нысанының жекелеген бағандарын толтыру жөніндегі түсіндірмелер:

1) 4-баған резервуарды толтырудың шекті белгіленген деңгейі көздейді.

Резервуарды толтырудың шекті белгіленген деңгейі – техникалық диагностикалау нәтижелері бойынша жобамен немесе қорытындымен айқындалатын резервуарды ықтимал толтырудың ең жоғары деңгейі.

ҚР ҚН 3.02-28-2011 "Өнеркәсіп кәсіпорындарының құрылыстары" 7.1.11 тармаққа сәйкес:

Жылжымалы қақпағы бар резервуар қабырғасының жоғарғы жағынан немесе понтоны бар резервуардағы тірек сақинасынан сұйықтықтың максималды деңгейіне дейінгі қашықтық технологиялық шектеулерді ескере отырып, қабылданады.

Стационарлы шатыры бар резервуарларда көбіккамералардың ойма шегінің түбінен сұйықтықтың ең жоғары деңгейіне дейінгі минималды қашықтықты өнімнің температуралық кеңеюін және технологиялық шектеулерді ескере отырып айқындалады.

2) 5-7-бағандардақабылдау-тарату келтеқұбырлары.

Егер резервуарларға біреуден артық қабылдау-тарату келтеқұбыры орнатылса және олар бойынша мұнайды немесе мұнай өнімін бөлек қабылдау және айдау жүзеге асырылса немесе жүзеге асырылуы мүмкін болса, қабылдау және тарату келтеқұбырларының бөлек сипаттамаларын келтіру қажет.

Бір келтеқұбыр арқылы мұнайдың немесе мұнай өнімінің максималды жол берілетін ағу өнімділігі мыналар кезінде анықталады:

мұнайды немесе мұнай өнімін резервуарға қабылдау кезінде – электрстатикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ете отырып, "Электрстатикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ету үшін мұнайдың немесе мұнай өнімінің максималды жол берілетін резервуарға ағу жылдамдығы" кестесіне сәйкес резервуарға мұнайдың немесе мұнай өнімінің максималды жол берілетін жылдамдығы бойынша;

резервуардан мұнайды немесе мұнай өнімдерін айдау кезінде – сорғылардың кавитациясыз жұмысын қамтамасыз ету шарттары бойынша.

Кесте

Электрстатикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ету үшін мұнайдың немесе мұнай өнімінің максималды жол берілетін резервуарға ағу жылдамдығы

Қабылдау-тарату келтеқұбырының диаметрі, мм	200	300	500	600	700
Максималды жол берілетін жылдамдық, м/с	10,9	10,3	9,4	9,1	8,8

3) 8-бағандарезервуарлардың шатырына түсірілетін жол берілетін жұмыс қысымы көрсетіледі.

Резервуарлардың шатырына жол берілетін жұмыс қысымы жобамен немесе техникалық диагностикалау нәтижелері жөніндегі қорытындымен анықталады.

4) 9-12-бағандарда тыныс алу арматурасы көрсетіледі.

Резервуарлардың тыныс алу және сақтандыру клапандары резервуардың шатырындағы жол берілетін жұмыс қысымына сүйене отырып, қысымға (артық және вакуум) реттеледі.

Бір технологиялық топ резервуарларының тыныс алу және сақтандыру клапандары осы топтың кез келген резервуарының артық қысымы мен вакуумының шамасынан аспайтын тиісті бірдей артық қысымға және вакуумға реттелуге тиіс.

Желдету келтеқұбырларының паспорттық өткізу қабілеті кезіндегі кедергісі резервуарлардың шатыры үшін белгіленген жол берілетін жұмыс қысымынан және вакуумнан аспауға тиіс.

От сақтандырғыштары бар желдеткіш келтеқұбырларының өткізу қабілеті от сақтандырғыштарының өткізу қабілетімен шектеледі.

Әрбір технологиялық топтағы тыныс алу және сақтандыру клапандарының, желдеткіш келтеқұбырлардың жиынтық өткізу қабілеті барлық жағдайларда, авариялық жағдайларды қоса алғанда, артық қысым мен вакуум кезінде резервуарлардың аариясыз жұмысын қамтамасыз етуге тиіс.

5) 13-бағандапонтонның, жылжымалы қақпақтың максималды жол берілетін қозғалыс жылдамдығы көрсетіледі.

Резервуардан мұнайды қабылдау және айдау кезінде минималды жол берілетін деңгейден максималды жол берілетін деңгейге дейін понтонның, жылжымалы қақпақтың максималды жол берілетін қозғалыс жылдамдығы жобамен немесе техникалық диагностикалау нәтижелері жөніндегі қорытындымен анықталады.

Осы деректер болмаған кезде понтонның, жылжымалы қақпақтың максималды жол берілетін қозғалыс жылдамдығы 2,5 м/с-пен шектеледі.

6) 14-бағандарезервуарды толтыру мен босатудың максималды жол берілетін өнімділігі көрсетіледі.

Резервуарларды толтыру мен босатудың максималды жол берілетін өнімділігі тыныс алу арматурасының өткізу қабілетімен, қабылдау-тарату келтеқұбырлары арқылы мұнайдың немесе мұнай өнімінің жол берілетін ағу өнімділігімен, понтонның немесе жылжымалы қақпақтың максималды жол берілетін қозғалыс жылдамдығымен шектеледі.

Резервуарды толтыру мен босатудың максималды жол берілетін өнімділігі ретінде жоғарыда көрсетілген шектеу көрсеткіштері бойынша есептелген өнімділіктен ең аз өнімділік қабылданады.

Резервуарларды толтыру мен босатудың максималды жол берілетін өнімділігі мұнайға және мұнай өнімдеріне арналған тік цилиндр резервуарларды жобалау және орнату жөніндегі қолданыстағы нормативтік құжаттамаға сәйкес айқындалады.

7) 15-бағандатолтыру мен босатудың жол берілетін өнімділігі бойынша резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімі деңгейінің өзгеруінің максималды жол берілетін жылдамдығы көрсетіледі.

Резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімі деңгейінің оны толтыру мен босатудың жол берілетін өнімділігі бойынша өзгеруінің максималды жол берілетін жылдамдығы өнімділікті жедел бақылауға ыңғайлы болу үшін келтіріледі.

8) 16-бағандатехнологиялық топқа бір мезгілде қосылатын резервуарлар саныкөрсетіледі.

Технологиялық топқа бір мезгілде қосылатын резервуарлардың ең аз саны мынадай жағдайға негізделе отырып анықталады:

мұнай немесе мұнай өнімінің ықтимал ағынын ескере отырып, резервуарларды толтырудың - босатудың жол берілетін өнімділігінен аспау;

жол берілетін деңгейлерді немесе технологиялық және максималды жұмыс деңгейлерін айқындау үшін қабылданған уақыт ішінде мұнайды немесе мұнай өнімін айдаудың технологиялық процесін қамтамасыз ету (мұнайды қабылдаудың немесе айдаудың күтілетін ең жоғары өнімділігі кезінде).

Резервуарларды пайдаланудың технологиялық картасында резервуарлардың ең аз қажетті саны көрсетілуге тиіс. Технологиялық топқа көп резервуарларды қосқан кезде технологиялық картада немесе жеке қосымшада барлық мүмкін нұсқаларды көрсеткен жөн.

Резервуарды толтырудың немесе босатудың максималды жол берілетін өнімділігін анықтау кезіндегі негізгі көрсеткіш.

Егер мұнайды немесе мұнай өнімін қабылдау және айдау үшін резервуарлардың бірдей топтары бөлінсе, топтардағы резервуарлардың ең аз саны ретінде мұнайды немесе мұнай өнімін қабылдау немесе айдау үшін қажетті олардың ең көп қажетті саны алынады.

9) 17-22-бағандардарезервуарлардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің деңгейі мен көлемі көрсетіледі:

Резервуарлардағы мұнайдың жол берілетін деңгейі (17-18-бағандар):

РВС типті резервуарлар үшін мұнайдың немесе мұнай өнімінің минмалды жол берілетін деңгейі мұнай резервуарларға қабылданған кезде құйғы түзу, сорғылардың кавитациясы немесе ағыстың толық су басуы бойынша есептік деңгейлерден үлкен сома және жедел іс-қимылдарға (тиісті жедел өкімдерді немесе келісімдерді беру, сорғы агрегаттарын тоқтату және резервуарларды ажырату немесе резервуарлардың бір тобынан өзгесіне мұнай айдауға ауыстыру үшін) қажетті уақыт ішінде айдау агрегаттарының тұрақты жұмысы үшін қажетті қосымша деңгей ретінде айқындалады.

Резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің минималды жол берілетін деңгейлері (м) мынадай формула бойынша айқындалады:

мұнда: Н p.min - ағынды толық су басуы, сорғылардың құйғы түзуі және кавитация бойынша есептік деңгейлердің ең үлкені, м;

Q - резервуарды босатудың максималды жол берілетін өнімділігі, м3/сағ;

t – жедел іс-қимылдарға қажетті уақыт, сағ;

S – резервуардағы мұнай айнасының ауданы, м2.

РВСП – стационарлы шатыры және понтоны бар тік болат резервуарлар, РВСПК – жылжымалы қақпағы бар тік болат резервуарлар типті резервуарлар үшін мұнайдың немесе мұнай өнімінің минималды жол берілетін деңгейлері понтонның (жылжымалы қақпақтың) жүзуде болу жағдайынан анықталады.

Резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің барынша жол берілетін деңгейі резервуарды толтырудың шекті белгіленген деңгейі мен резервуарларды ажырату (тиісті жедел өкімдер мен келісулерді беру, мұнай құбырының қабылдау учаскесінен айдауды тоқтату және қысымды түсіру, резервуарларды ажырату) немесе мұнайды қабылдауды резервуарлардың бір тобынан өзгесіне ауыстырып қосу жөніндегі жедел іс-қимылдар уақытында құбырдан мұнай қабылдау үшін жеткілікті сыйымдылық қорын құру үшін қажетті деңгей арасындағы айырма ретінде айқындалады.

Резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің максималды жол берілетін деңгейлері (м) мынадай формула бойынша айқындалады:

мұнда: Ноmax - резервуарды толтырудың шекті белгіленген деңгейі (4-баған), м;

Q – резервуарды толтырудың максималды жол берілетін өнімділігі, м3/сағ;

t – жедел іс-қимылдарға қажетті уақыт, сағ;

S – резервуардағы мұнай немесе мұнай өнімі айнасының ауданы, м2;

Резервуарлардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің технологиялық (минималды жұмыс) деңгейі (19-20-бағандар).

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 8-қосымша

Титул парағының нысаны

Резервуардың негізгі жабдығы мен арматурасының ақауларын қарап-тексеру және жою ЖУРНАЛЫ

Ұйым ________________________________________________________

Мұнайдың және мұнай өнімдерінің резервуарлық паркі

_______________________________

Басталды ________________________

Аяқталды ______________________

Қарап-тексеру күні	Жабдық тың, арқаудың атауы	Қарап-тексеру нәтижесі (анықтал ған ақаулар)	Ақауларды жою жөніндегі жұмыстарды орындау	Ақауларды жою күні	Атмосфералық жағдайлар (қоршаған орта температурасы, жауын-шашын, ылғалдылық, желдің күші)*	Жөндеуді орын даған кісілердің тегі, лауазымы	Жауап ты тұлға ның қолы
* Болған жағдайда ерекше жағдайларды көрсетіңіз, мысалы: тұман, көктайғақ, дауылды жел.

Журналды толтыру жөніндегі түсіндірмелер мен нұсқаулар:

1) резервуардың негізгі жабдықтары мен арқауын қарап-тексеру журналы кәсіпорынның ішкі құжаты болып табылады;

2) журнал бір данада жүргізіледі, нөмірленеді және мөрмен бекітіледі. Журналдағы парақ саны жауапты тұлғаның қолымен расталады;

3) журналда қарап-тексеру нәтижелері және жабдық пен резервуар арматурасының жойылатын ақаулары көрсетіледі.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 9-қосымша

Понтонның техникалық жай-күйін негізгі тексеру және ақаулықтарды жою тізбесі

1. Понтонды жарық люгі арқылы көзбен шолып қарау кезінде (айына кемінде бір рет) төсемнің немесе сырғытпаның беткі қабатында мұнай өнімінің бар-жоғын, төсемнің айырылуы, сырғытпа мен резервуар қабырғасы арасындағы саңылауды тексеру қажет.

2. Резервуардың ішіндегі понтонды қарап-тексеру кезінде мыналарды тексеру қажет:

1) төсем жіктерінің герметикалығы және онда жырықтар бар ма;

2) сырғытпа мен резервуар қабырғасы арасында саңылау жоқ па (саңылау болған жағдайда қабырғаны ені мен ұзындығы бойынша өлшейді);

3) сырғытпаның тозу дәрежесі (егер резервуардың қабырғаларына үйкелетін резеңке төсем мата материалына дейін тозса, сырғытпа тозған деп саналады);

4) қораптардың герметикалығы;

5) сынамаларды қолмен іріктеуге және деңгейді өлшеуге арналған перфорацияланған қаптама бітелген бе;

6) жерге тұйықтау тоқбұрғышының үзілуі мен коррозиясы жоқ па (тоқбұрғышының тоқ ағуына кедергісін өлшейді).

3. Понтонның бөлмелерінде немесе орталық бөлігінде мұнай және мұнай өнімі болған кезде олар резервуарға құйылуға тиіс, одан кейін резервуарды босату, булау және оның ішіндегі жұмыстарды орындау үшін тазарту қажет. Құйылатын мұнайдың немесе мұнай өнімінің көлеміне және бөліктерден немесе понтонның орталық бөлігінен мұнай өнімін ағызудың қажетті жабдығының болуына қарай сифондармен (құбыршектермен), жылжымалы сорғы агрегаттарымен немесе эжекторларды пайдалана отырып жүргізілуі мүмкін. Пайдаланылатын жылжымалы сорғы агрегаттары резервуардан тыс орнатылады және жарылыстан қорғалып орындалады. Сифондарды (құбыршектерді), эжекторларды және сорғы агрегаттарын орнатуға және оларға қызмет көрсетуге байланысты жұмыстарды қауіпсіздік техникасының және Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезінде өнерксіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларының талаптарына сәйкес орындау қажет.

4. Мұнайдан немесе мұнай өнімдерінен босатылған понтон учаскелерінің дәнекерленген қосылыстарын герметикалығына тексеру қажет.

Понтонның тексерілген учаскелерінің герметикалығы жағдайында резервуар ақауларды жою үшін пайдаланудан жөндеуге шығарылады.

5. Мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің понтонның бөлмелеріне немесе орталық бөлігіне түсуіне себеп болып табылатын дәнекерлеу жіктерінің ақаулары (жарықтар, толық дәнекерленбегендер, қуыстар) мұқият тексерілуге және дәнекерлеу арқылы жойылуға тиіс. Жекелеген ұсақ жарықтарды, дәнекерлеу жіктеріндегі және негізгі металдағы саңылауларды эпоксидті құрамдарды қолдану арқылы жоюға жол беріледі.

6. Сырғытпалардың және жерге тұйықтау жүйесінің ақаулы элементтері ауыстырылуға тиіс.

Синтетикалық понтондарға қызмет көрсету және жөндеу ерекшеліктері

7. Қазіргі уақытта жаңа резервуарларда қолданыстағы резервуарларды жабдықтау кезінде келесі модификациялардың синтетикалық понтондары қолданылады: көбік полиуретанды конструкциялар, тығыздығы жоғары полиэтиленнен жасалған полиэтилен понтондар, полиамид үлдірден жасалған үлдір понтон, резеңке-мата понтон.

8. Синтетикалық понтондарды монтаждау резервуарды дайындаудан, люк-қуыстарды кесуден, қорғаныш жабынының (мысалы, алтқылар, қаттылық қораптары, төсемдер) қаттылығы мен жүзгіштігін қамтамасыз ететін конструкциялық элементтердің құрылысы мен қосылысынан, понтонның электрстатикалық қорғанысын қамтамасыз ететін элементтердің қосылысынан басталады. Одан кейін резервуардың сақиналы кеңістігін жабу бойынша монтаждау операциялары (полиэтилен орамын, үлдір төсемді ашу және қаттылық қораптарына қосу), көбік полиуретан компоненттерді қаттылық арқауына бүрку бойынша технологиялық операциялар жүргізіледі. Монтаждау техникалық құжаттамаға, жобалау ұйымдары әзірлеген жұмыс өндірісінің жобасына сәйкес жүргізіледі.

Орталық тіреуі бар резервуарларды полиэтилен немесе үлдір понтондармен толық жабдықтаған кезде төсемде монтаждау жігі көзделеді, ол әзірлеуші ұйымның технологиясы бойынша монтаждаудан кейін дәнекерленеді немесе желімделеді. Пенополиуретан понтонды (бұдан әрі – ППУ) толық жинағаннан кейін оның бүкіл беті электрстатикалық қорғау мақсатында технологиялық нұсқаулыққа сәйкес латекспен жабылады. Латексті қолданғаннан кейін понтонмен жүруге рұқсат етілмейді.

9. Металл емес понтонды монтаждағаннан кейін понтонның тірек құрылғысының белгісінен жоғары (1800мм) резервуардағы отпен жүргізілетін жұмыстар шыңдалған металл ұшқынының төсем бетіне түсуін болдырмайтын іс-шараларды қабылдай отырып жүргізіледі.

10. Монтаждау аяқталғаннан кейін тапсырыс берушінің өкілі монтаждау ұйымының өкілімен бірлесіп понтонның құрастырылу және монтаждалу сапасын тексереді.

11. Технологиялық режим (мысалы, понтонның көтерілу жылдамдығы, толтырудың шекті деңгейі, сақталатын мұнай өнімінің ең жоғары температурасы) синтетикалық понтондарды әзірлеуші ұйымдардың тиісті нұсқаулықтарында айқындалады.

12. Толтырудың ең жоғары деңгейі кезінде понтонның үстінде 300мм – 500мм дейін бос кеңістіктің, жаппаның шығыңқы бөліктерінің, арқалықтардың және т.б. қоры қамтамасыз етіледі. Жоғарғы шекті деңгейге дейін толтыру кезінде толтыру жылдамдығы алдын ала (1 -1,5м үшін) 150м3/сағ – 200м3/сағ-қа дейін төмендетіледі.

13. Синтетикалық понтондары бар резервуарларды пайдалану кезеңінде мұнай өнімі буларының ысырабын азайту үшін мұнай өнімінің деңгейін 1,8м-ден төмен түсіру орынсыз.

14. ППУ понтонды қарап-тексеру пайдалану кестесінде алты айда бір реттен сирек емес кезеңділікпен қарастырылады.

15. ППУ понтоны бар резервуарларды тазалау және жуу МЛ-2 типті жуу ерітіндісінің көмегімен жүргізілуге тиіс. Қатты буды қолдануға тыйым салынады.

16. Үлдір және полиэтилен понтондары бар резервуарларды булау және жуу кезінде понтон астындағы температура 60°С-ден аспауға, ал қысым 0,3МПа-дан аспауға тиіс.

17. ППУ понтонын жөндеу, қажет жағдайда, резервуарда ақаулы жерлерді тазарту, ППУ бүрку немесе құю және серпімді сырғытпаны желімдеу арқылы жүзеге асырылады. Жөндеу және қызмет көрсету уақытында ППУ понтоны бойымен қозғалу ені 650мм және ұзындығы кемінде 2м траптар бойынша ғана жол беріледі. ППУ понтон бойымен қозғалуға ол жылжымалы күйде тұрған кезде жол берілмейді.

18. Полиэтилен понтонды ағымдағы және орташа жөндеу кезінде төсемнің жергілікті ақауларын, қораптардың герметикалығын жояды, статикалық электрдің бұрғышын және жерге тұйықтағыш құрылғысын олар үзілген жағдайда қосады немесе коррозия жағдайында тоқ бұруды толығымен ауыстырады. Понтонды күрделі жөндеу кезінде статикалық электрден қорғау үшін төсемді, сырғытпаны, торды ішінара немесе толық ауыстыру бойынша жұмыстар орындалады.

19. Үлдір понтонды ағымдағы жөндеу кезінде төсемнің табылған үзінділерін желімдеу (төсемнің үзінділерін желімдеу технологиясы төменде келтірілген), қосымша аралық қалтқыларды орнату жүргізіледі. Күрделі жөндеу кезінде төсемді, торды, сырғытпаны ішінара немесе толық ауыстыру, қосымша қалтқыларды ауыстыру немесе орнату, монтаждау тірегін ішінара немесе толық ауыстыру бойынша жұмыстар орындалады.

20. Жаппаны, жоғарғы белдіктерді толық ауыстырумен байланысты резервуарға күрделі жөндеу жүргізу кезінде понтонның синтетикалық материалына ұшқындардың түсуін, дәнекерлеудің шашырауын болдырмау үшін сақтық шаралары көзделеді. Бұл ретте төсемді уақытша демонтаждау және орамға бүктеу не от жұмыстарын орындау кезінде понтонды сумен уақытша су жіберу (қораптарда дренаждық құрылғылар болған кезде) көзделеді.

21. Синтетикалық понтондардың қызмет ету мерзімі 10 жылдан кем болмауға тиіс.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 10-қосымша

Понтоны бар резервуарды газсыздандыру жөніндегі нұсқаулар

1. Резервуарды газсыздандыру (тазарту) понтон тіреулерде тұрған кезде булау немесе жуу жолымен, кейіннен желдету арқылы жүзеге асырылады.

2. Понтонды тазалау үшін резервуар мұнай өнімінің қалдығынан босатылады, тазартудан басқа барлық құбырлардан ажыратылады, ал құбырлардың шеттері бағыттаушы соңы бар тығындармен жабылады.

3. Резервуарды понтонның астында және оның үстінде тиісінше қабырғаның бірінші және үшінші белдіктерінде орналасқан люк-қуыс және монтаждық люк арқылы бір мезгілде бу бере отырып, булау қажет; булау бір ашық жарық люгі кезінде орындалуға тиіс. Понтон үстіндегі және оның астындағы кеңістікті булау процесінде резервуар қабырғалары мен понтон арасындағы бу берілетін люктерден қарама-қарсы жақта орналасқан сақиналы саңылау сырғытпасының сығымдалған учаскесі арқылы хабарлануға тиіс. Сырғытпаның сығылған бөлігінің ұзындығы 10м кем болмауға тиіс. Сырғытпаны резервуардың қабырғасынан қысу ағаш сыналар немесе өзге де сығу құрылғыларының көмегімен жүзеге асырылады. Резервуар ішінде булау кезінде температураны 60°С – 70°С шегінде, синтетикалық үшін 60°С-ден артық емес шекте ұстау қажет. Булау резервуардан мұнай мен мұнай өнімінің буы толық жойылғанға дейін жүргізілуге тиіс. Егер беру үшін құбыршектер пайдаланылса, онда олар түсті металдан жасалған ұштықтармен жабдықталады. Бу құбыры және құбыршектердің ұштары жерге тұйықталады.

Ескертпе – Кілемге және синтетикалық материалдардан жасалған қалтқыларға бу ағынының түсуіне жол берілмейді.

4. Булау аяқталғаннан кейін резервуар барлық люктерді ашқан кезде желдетумен 30°С жоғары емес температураға дейін салқындатылуға тиіс. Бұдан әрі резервуарды одан әрі босата отырып, оны барынша рұқсат етілген деңгейге дейін толықтыру жолымен сумен жуу немесе су ағынымен жуу қажет (бұл ретте понтонның бетіне судың түсуіне жол берілмейді).

5. Понтоны бар резервуарды булау және желдету жұмыстарын орындау кезінде ашық люктер мен келтеқұбырлардың қақпақтары өз фланецтеріне сомындармен тартылған бір немесе екі бұрандамен бекітіледі.

6. Ішінде пирофорлық шөгінділер бар понтонды резервуарды төменгі люк жабық және жарық әрі өлшеу люктері ашық болған кезде булау қажет. Бу понтонның астында және оның үстінде бір мезгілде беріледі. Бұл ретте понтонның үстіндегі және астындағы газ кеңістігі өзара қосылған болуға тиіс. Булау аяқталғаннан кейін резервуар жоғарғы деңгейге дейін сумен толтырылуға тиіс, одан кейін (пирофорлық шөгінділердің баяу тотығуын қамтамасыз ету үшін) су деңгейін 0,5-1м/сағ артық емес жылдамдықпен төмендету қажет. Резервуардан пирофорлық шөгінділерді алып тастау арнайы бөлінген орынға жүргізіледі. Пирофорлық шөгінділер резервуардан шығарылғанға дейін ылғал күйде сақталады. Резервуардан пирофорлық шөгінділердің сынамаларын кәсіпорын басшылығының рұқсатымен кәсіпорынның өрт күзеті өкілінің міндетті қатысуымен және Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезінде өнерксіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларында жазылған қауіпсіздік шараларын сақтай отырып, арнайы дайындалған адамдар іріктейді.

	2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік
	қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 11-қосымша

Понтондардың дәнекерленген қосылыстарының герметикалығын анықтау жөніндегі нұсқаулық

1. Понтонның дәнекерленген қосылыстарының герметикалығы сыртқы қарап-тексерумен, керосинмен ылғалдаумен немесе вакуум-әдіспен тексеріледі.

2. Бір жағынан тұтас жікпен, ал екінші жағынан үзік-үзік орындалған жапсарлы дәнекерленген қосылыстың немесе қабаттасқан қосылыстың герметикалығын тексеру кезінде қосылыстың бақыланатын жағы кірден, қабыршақтан мұқият тазартылады және бордың немесе каолиннің су суспензиясымен боялады. Су суспензиясы кепкеннен кейін қосылыстың (дәнекерлеу жігінің) кері жағы 10 минуттық үзіліспен кемінде екі рет керосинмен молынан ылғалдандырылады. Бордың немесе каолиннің боялған сулы суспензиясында дәнекерлеу жігінің бетінде 12 сағат ішінде, ал 0оС-ден төмен температурада 24 сағат ішінде дақтар пайда болмауға тиіс.

3. Екі жақты қабаттастыра дәнекерленген жіктердің герметикалығын тексеру үшін керосин арнайы бұрғыланған саңылау арқылы табақтар арасындағы саңылауға 0,098МПа - 0,0196МПа қысыммен енгізіледі; сынақ жүргізілгеннен кейін табақтар арасындағы кеңістік сығылған ауамен тазартылады, ал саңылау дәнекерлеп бекітіледі.

4. Дәнекерлеу қосылыстарын вакуум-әдіспен бақылау кезінде дәнекерленген қосылыстың және ені 150мм негізгі металдың бақыланатын учаскесі жіктің екі жағынан қождан, майдан және шаңнан тазартылады, индикаторлық сабын ерітіндісімен, ал теріс температурада мия тамыры ерітіндісімен ылғалдандырылады. Бұдан әрі бақыланатын аймаққа вакуум-сорғыға қосылатынн вакуум-камера тығыз орнатылады. Сынақ жүргізу кезінде вакуум-камерада сирету қалыңдығы 4мм болат табақтардың дәнекерленген қосылыстары үшін 0,665МПа кем емес және үлкен қалыңдықтағы болат табақтардың қосылыстары үшін 0,079МПа кем емес болмайды. Сынақ жүргізу кезінде камера ішінде көпіршіктердің болмауы дәнекерленген қосылыстың бақыланатын учаскесінің жеткілікті герметикалығы туралы куәландырады.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 12-қосымша

Батқан понтонның жылжымалығын (жұмысқа қабілеттілігін) қалпына келтіру жөніндегі нұсқаулар

1. Батқан понтонның жылжымалығын (жұмысқа қабілеттілігін) қалпына келтіру мынадай ретпен жүзеге асырылуға тиіс:

1) жарық люктері арқылы суға батқан понтонның бетіне дейінгі қашықтықты өлшеу, бұл ретте понтонның тіреу тіректерінде екендігіне көз жеткізу қажет;

2) резервуардағы мұнайдың немесе мұнай өнімінің деңгейін технологиялық сорғылармен үлестіру келтеқұбыры арқылы айдау жолымен понтон ернеуінің жоғарғы жиегіне дейін төмендету, бұл ретте понтон үсті кеңістігінен мұнай немесе мұнай өнімі үлестіру келтеқұбырына бағыттаушы қабырғалардың сырғытпалары және резервуар қабырғасы мен понтон арасындағы сақиналы саңылау және бағыттаушы тіреулер арқылы түседі.

2. Айдап шығару кезінде мыналарды орындау қажет:

1) мүмкіндігінше мұнайдың немесе мұнай өнімдерінің шығынын шектеу;

2) диаметрі 80мм – 100мм оған дәнекерленген ағызу келтеқұбыры бар үшінші белдеуде люк-қуыстың қосалқы қақпағын орнату;

3) резервуарды су астындағы кеңістікке су бере отырып, үшінші белдіктегі люктің қосалқы қақпағының ағызу келтеқұбырының төменгі құраушысынан төмен емес деңгейге дейін сумен толтыру. Статикалық электр тогының пайда болуын болдырмау үшін су 1 м/с жылдамдықпен айдалады. Егер суды айдау кезінде понтон су - мұнай бөлімінің жазықтығында қалқып шықса, онда суды құбыршектің көмегімен жоғарыдан люк-қуыс арқылы понтонның орталық бөлігіне беру қажет;

4) су бетінен үшінші белдеудегі люк-қуыстың қосалқы қақпағының ағызу келтеқұбыры арқылы мұнайды айдау;

5) резервуарды сумен толық толтыру және кейіннен босату жолымен немесе барлық ашық люктер арқылы желдету жолымен газсыздандыру;

6) сифонды кран арқылы ағызу жолымен понтон ернеуінің жоғарғы жиегіне дейін су деңгейін төмендету;

7) бөліктен және понтонның орталық бөлігінен резервуарға су ағызу үшін сифон желілерін (құбыршектерді) орнату (жұмысшы люк-қуыс арқылы резервуардың ішінен сифон желілерін орнатады), содан кейін сифон шүмегі арқылы резервуардан суды толығымен шығару керек. Суды кетіруді жеделдету үшін жылжымалы сорғылар да пайдаланылуы мүмкін және қабырғаның бірінші және үшінші белдеулеріндегі люктер арқылы қосымша сифондар (құбыршектер) орнатылуы мүмкін. Сифон желілерін орнату кезінде осы Қағидаларда жазылған қауіпсіздік талаптары орындалады;

8) понтонның барлық элементтерінің жарамдылығын және дәнекерленген қосылыстар жіктерінің герметикалығын тексеру.

3. Понтонның зақымдалған элементтері болмаған кезде резервуарды пайдалануға болады. Понтон элементтерінің зақымданғаны және оның герметикасыздығы анықталған кезде резервуарды пайдаланудан шығарылады және жөнделеді.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 13-қосымша

Нысан

Ауа ортасын бақылау журналы

р/с №	Сынаманы іріктеу күні, уақыты және орны	Уытты және жарылғыш қауіпті заттардың атауы	Сынамаларды іріктеу әдісі. Аспаптың типі мен нөмірі	Талдауды орындайтын адамның тегі және лауазымы	Санитариялық жол берілетін норма немесе/жарылу шегі, төменгі/жоғарғы, % көлеммен	Талдау нәтижелері мг/м3 немесе % көлем		Арнайы тағайындалған тұлғаның (ауысым бастығының, шебердің) қолы	Газдануды жою бойынша қабылданған шаралар (ауысым бастығы, шебер толтырады)	Газданудың жоғарылау себебі	Ескертпе
						Аспаптар дың көрсеткіштері	Аналитика лық бақылау мг/м³ немесе көлемді %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 14-қосымша

Жасырын жұмыстарды қабылдау актісінің нысаны

Жасырын жұмыстарды қабылдаудың актісінің № ____
_______________ қаласы		20 ___ ж. "_____"____________
Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің _________________________________________________________________________
(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,
_______________________________________________________________________________
өкілдік туралы құжаттың деректемелері)
құрылыс-монтаждау ұйымы___________________________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі,
________________________________________________________________________________
аты-жөні, өкілдік туралы құжаттың деректемелері)
тапсырыс берушінің техникалық қадағалау өкілінің
________________________________________________________________________________
(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні, өкілдік туралы құжаттың деректемелері)
жобалау ұйымының (жобалау ұйымы авторлық қадағалауды жүзеге асырған жағдайларда)
________________________________________________________________________________
(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні, өкілдік туралы құжаттың деректемелері)
қабылдауға қатысатын тұлғалардың өзге де өкілдері:
________________________________________________________________________________
(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,
________________________________________________________________________________
өкілдік туралы құжаттың деректемелері)
_____________________________________________ орындаған жұмыстарды қарап-тексерді
________________________________________________________________________________
(құрылыс-монтаждау жұмыстарын жүзеге асыратын, жұмыстарды орындаған ұйымның атауы)
және төмендегілер туралы осы актіні жасады:
1) Қабылдауға мынадай жұмыстар ұсынылады: _______________________________________
(жасырын жұмыстардың атауы)
2) Жұмыстар ____________________________________________________________
(схеманың нөмірі, өзге деректемелері, жобалау құжаттамасының атауы, ________________________________________________________________________________
_________________________________________ жобалау құжаттамасы бойынша орындалған
ұйымдар туралы мәліметтер)
3) Жұмыстарды орындау кезінде ___________________________________________________ (құрылыс материалдарының (бұйымдарының) атауы)
____________________________________________________________________ қолданылды
сертификаттарға немесе сапаны растайтын өзге де құжаттарға сілтеме жасай отырып)
4) Жұмыстардың оларға қойылатын талаптарға сәйкестігін растайтын құжаттар ұсыныл ған:_________
(орындау схемалары мен схемалары, құрылысты бақылау процесінде
_____________________________________________________________________________
жүргізілген орындалған жұмыстардың сараптамаларының, тексерулерінің,
____________________________________________________________________________
зертханалық және өзге де сынақтарының нәтижелері)
5) жұмыстың басталған күні: 20__ ж. "____" __________________
6) жұмыстың аяқталған күні: 20__ ж. "____" __________________
7) Жұмыстар ___________________________________________________ сәйкес орындалған
________________________________________________________________________________
(техникалық регламенттің (нормалар мен қағидалардың), өзге де нормативтік құқықтық
________________________________________________________________________________
актілердің, жобалау құжаттамасы бөлімдерінің атауы, баптары (тармақтары) көрсетіледі)
7) _____________________________________________ жұмыстарын жүргізуге рұқсат етіледі
________________________________________________________________________________
(инженерлік-техникалық қамтамасыз ету желілері жұмыстарының, конструкцияларының,
________________________________________________________________________________
учаскелерінің атауы)
Қосымша мәліметтер __________________________________________________________________________
Акт __________________ данада жасалды
Қосымшалар:
Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 15-қосымша

№________________ сыйымдылығы __________ м3 резервуар бойынша дәнекерлеу жұмыстарын монтаждау жұмыстарына арналған аралық қабылдау журналдары

Схемада жік нөмірі	Жіктің типі және кеңістіктегі қалпы	Электродтың немесе сымның және флюстың маркасы	Дәнекерлеу күні	Ауа температурасы, °С (°К)	Дәнекерлеушінің тегі және аты-жөні	Дәнекерлеуші куәлігінің нөмірі және қолданылу мерзімі	Дәнекерлеуші белгісі	Жіктерді сыртқы түрі бойынша бағалау	Дәнекерлеушінің қолы	Бақылау шеберінің қолы
Қосымша. Резервуардың жіктерінің схемалары.

Жұмыс өндіруші ___________________

Дәнекерлеу шебері ______________________

Ескертпелер:

1) осы журнал резервуардың құрылысы аяқталғанға дейін орындалған дәнекерлеу жұмыстарының барлық жазбалары бір құжатқа енгізілуі үшін 10-12 беттен тұратын дәптер түрінде ресімделеді;

2) журналға тек монтаждау кезінде орындалған дәнекерлеу жұмыстары енгізіледі.

№ ___ сыйымдылығы ___м3 резервуарды бояуға беткі қабатын дайындау

Схема бойын-ша беткі қабаты-ның нөмірі	Таза-рту күні	Ауа темпера- турасы, °С (°К)	Беткі қабатын сыртқы түрі бойынша бағалау	Ақау- лардың болуы	Ақаулар ды жою жөніндегі іс-шаралар	Орын- дайтын тұлға- ның тегі, аты-жөні (бар болса)	Орын- дайтын тұлға- ның қолы	Бақылау шебері-нің қолы

Жұмыс өндіруші ___________________

Жұмыстарды жүргізуге жауапты тұлға ______________________

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 16-қосымша

Сынақ актілерінің нысандары

№ ______ резервуар түбінің қосылыстарын сынауға арналған №______ акт

_______________ қаласы 20___ ж. "_____"___________

________________________________________________________________________________ (объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің_______________________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының ____________________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

№ ______ резервуардың түбін монтаждау бойынша жұмыстар аяқталғаннан кейін технологиялық картаға сәйкес түптің қосылыстарына (жіктеріне) сынақ жүргізілгені туралы мынадай нәтижелермен осы актіні жасады

_____________________________________________________________________________

Комиссия жоғарыда көрсетілген нәтижелердің негізінде түбін былай деп есептейді

_____________________________________________________________________________ Акт __________________ данада жасалды

Қолдары:
Комиссия төрағасы	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса).)

Қабырғаның № ______ резервуардың түбімен дәнекерленген қосылысының герметикалығын сынауға арналған актінің № ______

_______________ қаласы 20___ ж. "_____"___________

________________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің ______________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

______________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының ___________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

қабырғаның № ______ резервуардың түбімен дәнекерленген қосылысын

________________________________________________________________________________

технологиялық картасына сәйкес герметикалығына тексеру және сынау жүргізілгені туралы мынадай нәтижелермен осы актіні жасады __________________________________________

Комиссия жоғарыда көрсетілген нәтижелердің негізінде былай деп есептейді

________________________________________________________________________________

Акт __________________ данада жасалды

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

№ _______ резервуар қабырғасының тік монтаждау жапсарларына сәуле түсіруге арналған №_____ акт

_______________ қаласы 20__ ж. "_____"___________

____________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің _________________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының _______________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

сәуле түсірілген жіктерді дәнекерлеушілер орындағаны туралы (резервуардың схемасын қараңыз) осы актіні жасады _____________________________________________________

Сәуле түсіру ________________ технологиялық картасына сәйкес жасалды

Сәуле түсіру нәтижесінде мыналар белгіленді ______________________________________

Жоғарыда көрсетілгендердің негізінде резервуар гидравликалық сынақтарға ұсынылуы мүмкін.

Қосымша: МЕМСТ 7512-82 талаптарына сәйкес резервуар қабырғасының сәуле түсірілген тік жапсарларының схемасы және радиограф қорытындысы. Акт __________________ данада жасалды

Қолдары:
Комиссия төрағасы	_________________________________ (тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (тегі, аты-жөні (бар болса))

№ ______ резервуар жабынының (жаппасының, понтонының (жылжымалы қақпағының) жіктерінің герметикалығын сынауға арналған № ______ акт

_______________ қаласы 20__ ж. "_____"___________

____________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің ______________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының ___________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

№ ______ резервуардың жабынында (жаппасында, понтонда (жылжымалы қақпақта) дәнекерлеу жұмыстары аяқталғаннан кейін жабынның жіктерінің герметикалығына

___________________________________________________________________ қоршаған орта

температурасында ________________________________________ ішінде бақылау мақсатында

ұстап, __________________________________________ жолымен сынақ жүргізілгені туралы

осы актіні жасады

Сынақтар нәтижесінде мыналар анықталды__________________________________________

Жіктердің анықталған ақаулары (олар болған кезде) ақаулы учаскелерді кеспей қайта дәнекерлеу арқылы жойылды.

Жоғарыда көрсетілген нәтижелер негізінде жабын (жаппа, понтон (жылжымалы қақпақ)) сынақтан ____________________ деп саналсын.

Акт __________________ данада жасалды

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

№ ______ резервуарға су құюмен сынауға арналған № ______ акт

_______________ қаласы 20__ ж. "_____"___________

___________________________________________________________________________ (объектінің атауы)

Құрамында мына өкілдері бар комиссия: тапсырыс берушінің ______________________________________________________________

(ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні, өкілдік туралы құжаттың ______________________________________________________________________________ деректемелері)

құрылыс-монтаждау ұйымының ___________________________________________________ (ұйымның атауы, лауазымы, тегі, аты-жөні,

________________________________________________________________________________

өкілдік туралы құжаттың деректемелері)

№______ резервуарға________________ бойынша________________ ______________м биіктікке су құйылғандығы және ____________ ішінде сынақ жүктемесіне төзгені туралы осы актіні жасады

Жүргізілген өлшеу және қарап-тексеру резервуардың мынадай параметрлері бар екенін көрсетті:

1) биіктігі ________________ м,

2) диаметрі _________________м,

3) тігінен қабырғаны құрайтын максималды ауытқу_________________мм;

4) жылжымалы қақпақ (понтон) мен қабырға арасындағы ең үлкен саңылау__________ мм, ең аз __________ мм.

Осы кезеңдегі резервуардың максималды шөгуі ________________ мм.

Периметрдің жеке нүктелері бойынша резервуардың шөгу схемасы.

Жоғарыда көрсетілген нәтижелер негізінде резервуар беріктікке сынақтан ____________________ деп есептелсін.

Акт __________________ данада жасалды

Қосымшалар:

1) қабырғаларды түзетін вертикальдан ауытқу схемасы (өлшеу монтаждау жұмыстары журналында тіркелген монтаждағы өлшеу нәтижелері бойынша ең үлкен ауытқулары бар түзушілердің 20%-ы үшін суды ағызғаннан кейін жүргізіледі).

2) жылжымалы қақпақ (понтон) қораптарының сыртқы қабырғасының жоғарғы жиегі мен резервуар қабырғасы арасындағы саңылаулардың, шатырдағы (понтондағы) бағыттағыштар мен келтеқұбырлар арасындағы саңылаулардың схемасы мен кестесі.

3) резервуар түбінің контуры профилін өрістету. Нивелирлеу арқылы 6м артық емес қашықтықта тұрған нүктелердегі түп контурының белгілері анықталады. Нүктелер тұрақты маркалармен белгіленеді. Нивелирлеу былай жүргізіледі:

резервуарды толтыру алдында;

құюдың ең жоғары деңгейіне жеткенде;

құюдың ең жоғары деңгейі кезінде ұстау аяқталғаннан кейін;

суды ағызғаннан кейін.

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

	2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына
	17-қосымша

Дәнекерленген қосылыстарды сынау және сапасын бақылау нәтижелері

р.с №

Элемент атауы және схеманың, эскиздің нөмірі(бақылау қосылыстары орындалған қосылыстарды көрсете отырып)

Сертификаттың нөмірі мен күні

Механикалық сынақтар

Металлографиялық талдау

Дәнекерлеушінің таңбасы

Дәнекерлеу қосылысы

Балқытылған металл

Бағалау

сигма_в, МПа (кгс/мм2)

Соққылық тұтқырлық Дж/см2 (кгс хм/см2)

Үлгінің типі

Жіберу lиаметрі және иілу бұрышы

сигмав, МПа(кгс/мм2)

lельта5, %

vакро немесе микрозерттеу құжатының нөмірі мен күні

Бағалау

Ескертпелер:

1) дәнекерлеу қосылыстарының орналасқан жері көрсетілген эскиздер, соңғыларының сипаттамасымен бірге құрылымдардың микрофотографиялары қоса беріледі (қажет болған жағдайда);

2) құбырлардың дәнекерленген қосылыстарын сынауды соққы тұтқырлығына тегістеу немесе майыстыру сынағымен ауыстыру кезінде нәтижелер "Соққы тұтқырлығы" графигіне енгізіледі;

3) "Бағалау" графиктерінде тиісті нормативтік-техникалық құжаттамаға сілтеме беріледі.

	2021 жылғы " " №
	Мұнай және мұнай өнімдеріне
	арналған резервуарларды пайдалану
	және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік
	қауіпсіздікті қамтамасыз ету
	қағидаларына
	18-қосымша

Монтаждалған жабдықты қабылдаудың № ______ актісі

_______________________________________________________________________________

(объектінің атауы)

20____ж. "___"____________

Құрамында мына өкілдері бар комиссия:

Комиссия мүшелері:

резервуарға орнатылған төменде көрсетілген жабдықтарға ревизия жасалғаны және сыналғаны туралы осы актіні жасады көрсетілген

1. № ______________, диаметрі ______________ мм механикалық тыныс алу клапаны реттелді және сынау кезінде ______________ мм су бағ. қысымы және __________________ мм су бағ. вакуум кезінде іске қосылды.

2. Диаметрі ______мм __________ гидравликалық сақтандырғыш клапанға __________ л мөлшерінде сұйықтық құйылды және сынау кезінде _____ мм су бағ. қысымы және мм су бағ. ______________ вакуумы кезінде іске қосылды.

3. Өлшеу люгі реттелген және _____________________ жабдықталған ___ жасалған төсеммен

4. Диаметрі___________ мм сифонды кран реттелген, майлы тығыздағыш бензинге төзімді қаптамадан жасалған және қақпақ тығындалуын қамтамасыз етеді.

5. Диаметрі____________ мм, саны __________ данадағы сақпанда қақпақтар ершікке мықтап бекітілген, топсалы қосылыс кептеліссіз және бұрмалаусыз жұмыс істейді. Сақпандардың бүйірлі басқаруға арналған тросы және жарық люгіне қосалқы тросы болады.

6. Бүйірлі басқару сақпанның қақпағы тростарында жақсы көтереді, тығыздамалар бензинге төзімді тығыздамадан орындалған. Корпустағы бітеуіштер сермердің тығындалуын қамтамасыз етеді.

Сақпанды басқару топсада кептеліссіз және қиғаштықсыз дұрыс жұмыс істейді, тұтқадағы күш норма бойынша рұқсат етілгеннен аспайды.

Диаметрі __________ мм қайта іске қосу құрылғысының шұрасында бензинге төзімді тығыздағыш бар.

7. Қашықтықтан деңгей көрсеткіші тексерілді, өлшеу таспасының ілінуі дұрыс, есептеу механизмінің көрсеткіштері резервуардағы сұйықтықтың нақты деңгейіне сәйкес келеді; гидробекіткіште, көрсеткіш аспаптың төменгі қуысында және қашықтық тіркемесінде сұйықтықтың қажетті мөлшері бар; есептеу механизмінің әйнегі арқылы көріну жақсы.

8. Төмендетілген сынамаіріктегіш тексерілді; сынаманы ағызу құбырындағы бекіткіш клапан, сорғы мен пневможүйе дұрыс жұмыс істейді.

Жоғарыда көрсетілген нәтижелер негізінде жабдық техникалық шарттарға сай келеді деп есептелсін.

Қолдары:
Комиссия төрағасы	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

	2021 жылғы " " № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына
	19-қосымша

Жерге тұйықтағыштар мен жерге тұйықтағыш құрылғыларының омдық кедергісін тексерудің № ________ актісі (хаттамасы)

Өлшеу кезіндегі климаттық жағдайлар

Ауа температурасы °С.

Ауаның ылғалдылығы %.

Атмосфералық қысым мм.сын.бағ

Өлшеу (сынау) мақсаты _______________________________________________________________________ (қабылдау-тапсыру, салыстыру, бақылау сынақтары, пайдалану, сертификаттау мақсаттары үшін)

Талаптарға сәйкестігіне өлшеулер (сынақтар) жүргізілген нормативтік және техникалық құжаттар:

Топырақ түрі:

1. Топырақтың сипаты: _____________________________________________________

(ылғал, орташа ылғал, құрғақ)

2. Жерге тұйықтау құрылғысы _____________________________________

(1000В дейін, 1000В дейін және одан жоғары, 1000В жоғары)

электр қондырғысы үшін қолданылады

3. Бейтарап режимі:______________________________________________

4. Топырақтың меншікті кедергісі: (Ом·м)____________________________

5. Жерге тұйықталудың есептік тогы:_____________________________ (А).

6. Өлшеу нәтижелері:

№ р/с	Жерге тұйықтағыштың, жерге тұйықтау құрылғысының тағайындалуы	Өлшеу мекенжайы, өлшеу орны	Қосалқы зондтарға дейінгі қашықтық, м	Жерге тұйықтағыштардың (жерге тұйықтағыш құрылғыларының) кедергісі, Ом			Коэффициент маусымдық, Кмаус.
				қос.	өлш.	келт.

7. Өлшеу мына аспаптармен жүргізілді:

№ р/с	Үлгінің типі	Зауыттық нөмірі	Метрологиялық сипаттамалары		Тексеру күні		Аттестаттың (куәл-ң) №	Тексеру жүргізген мемлекеттік метрологиялық қызмет органы
			өлшеу ауқымы	дәлдік класы	соңғы	кезекті

Қорытынды:

	Қолдары:
	Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
	Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 20-қосымша

Нивелирлеу жүргізудің № _______ актісі

___________________________ шартқа (техникалық тапсырмаға) сәйкес)

(құжаттың белгіленуі)

резервуар конструкцияларын (элементтерін) нивелирлеу орындалды.

р.с №	Бақылау объектісі		№ _________ _________________ резервуары _____________________________________________________ (пайдаланушы ұйымның атауы)
2	Бақылау күні
3	Бақылау көлемі, %		___ % ______________________ талаптарына сәйкес
4	Бақылау құралдары		нивелир ____________, зауыттық № _____________
5	Салыстырып тексеру туралы сертификат		№ _______, салыстырып тексеру күні ________________
6	Бақылау мына талаптарға сәйкес орындалды		_______________________________________________________ (техникалық құжаттаманың атауы және (немесе) белгіленуі)
7	Реперлік нүкте		Абсолютті белгісі бар Rp репер нүктесі Н = _______ мм, аумағында орналасқан
р/с №				Конструкцияның (элементтің) атауы			Нивелирлеу нәтижесі	Қорытынды
1				Түбі
1)
2				Қабырғасы
1)
3				Болат шатыр/Болат жылжымалы қақпақ
1)
4				Алюминий қорытпаларынан жасалған болат понтон/Понтон
1)
5				Резервуардан тыс конструкциялар және құбырлар
1)
6				Жамылғы
1)
Бақылау орындалды		___________________________ (біліктілік деңгейі, куәлік нөмірі, қолданылу мерзімі)			_______________ (қолы)	_______________ (тегі, аты-жөні (бар болса))
Диагностикалық жұмыстар жетекшісі		__________________________ (біліктілік деңгейі, куәлік нөмірі, қолданылу мерзімі)			_______________ (қолы)	_______________ (тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы " " № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 21-қосымша

Металл бетін лак-бояу жабынына дайындау бойынша жасырын жұмыстарының актісі

20___ ж. "___" ______________

_______________ қаласы

___________________________

(ұйымның атауы)

Құрамы төмендегідей комиссия құрылды:

Төрағасы _________________________________________________

(лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

комиссия мүшелері: _______________________________________

(лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

орындаушы ______________________________________________

(лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

лак-бояу жабынын жағу үшін № ____ резервуар металының бетін дайындау сапасына жүргізілген қарап-тексеруге және тексеруге. Резервуардың ішкі бетінің жағдайы:

___________________________________________________________________________

(бетінің дайындық дәрежесін және

___________________________________________________________________________

лак-бояу жұмыстарын жүргізу мүмкіндігі туралы қорытындыны көрсету)

Акт __________ данада жасалды:

1-дана жолданды ___________________

2-дана – іс бумасына

	Қолдары:
	Комиссия төрағасы	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
	Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 22-қосымша

№_____ резервуарды қабылдауға арналған АКТ

20__ ж. "____"_______________________________________ (объектінің атауы)

Біз, төменде қол қоюшылар, өкілдер:

Тапсырыс берушінің _______________________________________________________

құрылыс-монтаж ұйымы___________________________________________________

осы актіні № _______________________________ резервуарда

жойылғаннан кейін ______________ түбі ластанудан тазартылғаны туралы жасады.

Резервуарда № ______________ жобаға сәйкес мынадай жабдық орнатылды: ____________________________________________________________________

(оны реттеу немесе сынау көрсетілген орнатылған резервуар жабдығы санамаланады.)

Резервуар пайдалануға қабылдана алады.

Қосымшалар:

1) резервуардың болат конструкцияларына сапа сертификаты.

2) резервуардың негізін монтаждауға қабылдау актісі.

3) дәнекерлеу жұмыстарының журналы.

4) резервуар түбінің жіктерін сынау актісі.

5) қабырғаның түбімен дәнекерленген қосылысының герметикалығын сынау актісі.

6) резервуар қабырғасының тік құрастыру жапсарларына сәуле түсіру актісі.

7) жабынның жіктерін герметикалыққа сынау актісі.

8) резервуарды су құю арқылы сынау актісі.

9) негізін дайындау бойынша жасырын жұмыстарға мен гидрооқшаулау қабатын орнатуға акт.

10) резервуар паспорты.

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 23-қосымша

Резервуар паспорты

Сыйымдылығы ____________________________________________________________

Маркасы_____________________________№___________________________________

Паспорт жасалған күні_______________________________________________________

Орнату орны (кәсіпорын атауы)_______________________________________________

Резервуардың тағайындалуы_________________________________________________

Резервуардағы сұйықтықтың ең жоғары және ең төменгі деңгейі (сантиметрмен)

__________________________________________________________________________

Резервуардағы сұйықтықты қыздырудың максималды жол берілетін температурасы (оС)

__________________________________________________________________________

Тыныс алу және сақтандыру клапандарының типі, саны және өткізу қабілеті; резервуарды толтырудың және босатудың ең жоғары өнімділігі (м3/сағ)___________________________

Бу-су жылытқыштар қосылған кезде мұнайдың ең жоғары және ең төменгі рұқсат етілген деңгейі (см-мен)_________________________________________________________

Пайдалануға берілген күні ___________________________________________________

Белгіленген (есептік) қызмет мерзімі __________________________________________

Резервуар элементтерінің негізгі өлшемдері (диаметрі, биіктігі) ____________________

КМ жұмыс схемаларын орындаған ұйымның атауы және схемалардың нөмірлері_____________

Болат конструкцияларды дайындаушының атауы ________________________________

Резервуарды салуға қатысқан құрылыс-монтаж ұйымдарының атауы:

1._____________________2. _______________________3. _________________және т.б.

Резервуарда орнатылған жабдықтардың тізбесі: _________________________________

Жобадан ауытқу____________________________________________________________

Монтаждың басталу күні _______________________________________________

Монтаждың аяқталу күні_____________________________________________________

Резервуарлардың әрбір аралық және жалпы сынақтарының басталу және аяқталу күні және сынау нәтижелері:__________________________________________________________

Резервуарды қабылдау және оны пайдалануға беру күні__________________________

Қосымшалар:

1) жұмыс схемалары ________________________________________________________;

2) дайындалған болат конструкцияларға берілетін зауыттық сертификаттар__________________________________________________________________;

3) монтаждау кезінде жобадан ауытқуларды келісу туралы құжаттар ________________________;

4) жасырын жұмыстарды қабылдау актілері ____________________________________;

5) монтаждау кезінде қолданылған электродтардың, электрод сымдарының, флюстердің және өзге де материалдардың сапасын куәландыратын құжаттар (сертификаттар) _________________;

6) бөлу осьтерін тексеру және конструкцияларды орнату кезіндегі геодезиялық өлшеу схемалары______________________________________________________________________;

7) дәнекерлеу жұмыстарының журналы _______________________________________;

8) резервуарды сынау актілері _______________________________________________;

9) өздеріне берілген цифрлық немесе әріптік белгілерді көрсете отырып, монтаждау кезінде конструкцияларды дәнекерлеуді жүргізген дәнекерлеушілердің біліктілігі туралы куәліктердің (дипломдардың) тізімдемесі__________________________________________________________;

10) дәнекерленген монтаждық жіктерді сынау нәтижелерінің құжаттары_____________________;

11) сәуле түсіру орындарының орналасу схемаларымен дәнекерлеу монтаждық жіктеріне енетін сәулемен сәуле түсіру бойынша қорытынды________________________________________;

12) монтаждалған жабдықты қабылдау актілері Тапсырыс берушінің және құрылыс-монтаж ұйымдары өкілдерінің қолдары__________________;

Резервуарды пайдалану:

13) іргетастың шөгуін мерзімді тексеру;

№ р/с	Тексеру күні	Тексеру тәсілі	Тексеру нәтижесі	Тексеруді жүргізген тұлғаның лауазымы, тегі және қолы	Тексеру актісін сақтау орны (іс бумасының № )

14) іргетасқа жөндеу жүргізу;

р/с №	Жөндеуден қабылдап алу күні	Жөндеу сипаттамасы	Жөндеуді басқарған тұлғаның лауазымы, тегі	Жүргізілген жөндеуге арналған актіні сақтау орны (іс бумасының № )

15) резервуар авариялары;

р/с №	Авария күні	Авария сипаттамасы	Авария себебі	Авария туралы актіні сақтау орны (іс бумасының № )

16) резервуарды жөндеу;

р/с №	Жөндеуден қабылдап алу күні	Жөндеудің сипаты мен түрі	Жөндеу-ге не берілді?	Жөндеу қалай жүргізілді	Жөндеу сапасы мен нәтижелері	Жөндеуге жауапты тұлғаның лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса), қолы	Жөндеуге арналған актіні сақтау орны (іс бумасының № )

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 24-қосымша

Объектінің коррозияға қарсы қорғауды жүргізуге дайындығын тексеру

АКТІСІ

Мынадай құрамдағы комиссия _________________________________________

________________________

резервуарын коррозияға қарсы қорғау жөніндегі

(типі, нөмірі)

жұмыстардыжүргізуге дайындау сапасын қарау және тексеру жүргізді

Жұмыс өндірісінің басталу және аяқталу күні (күні, айы, жылы, уақыты)	Анықталған ақаулар	Ақауларды жою әдісі	Дәнекерлеу жіктерінің сапасы	Резервуар конструкциясының "Мұнайға және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезінде өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларының" талаптарына сәйкестігі	Жөндеуден кейін резервуарды гидро-сынау нәтижесі	МЕМСТ 9.402-2004 бойынша бетінің ластану дәрежесі	МЕМСТ 9.402-2004 бойынша беттің тотығу дәрежесі	Қабылдауды жүргізген тұлғаның Т.А.Ә., лауазымы, қолы, күні
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Комиссия резервуарды дайындау сапасын тексеру негізінде мынадай шешім қабылдады: ________________________________ резервуары коррозияға қарсы жұмыстарды (резервуардың типі мен нөмірі) жүргізуге дайын.

* Жобалау ұйымының өкілі авторлық қадағалау жүргізілген жағдайда актіні жасауға қатысады.

Қолдары:
Комиссия төрағасы	___________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))
Комиссия мүшелері:	_________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)) _________________________________ (лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 25-қосымша

Акт 20__жылғы "___"___________ №______ топырақты қабатпен таптауға арналған

Мердігерлік ұйым:___________________________________________________

Тапсырыс беруші: ___________________________________________________

Объект: ____________________________________________________________

Илектің типі мен салмағы:

Негізді тығыздау орны: _______________________________________________

Негіздің атауы:

Өту №

№ 1 маркалы рейка бойынша есеп

Шөгу шамасы, мм

№2 маркалы рейка бойынша есеп

Шөгу шамасы, мм

№ 3 маркалы рейка бойынша есеп

Шөгу шамасы, мм

№4 маркалы рейка бойынша есеп

Шөгу шамасы, мм

Ескертпе

Өтуге дейін

Өтуден кейін

Өтуге дейін

Өтуден кейін

Өтуге дейін

Өтуден кейін

Өтуге дейін

Өтуден кейін

Шөгіндінің жалпы шамасы

____ өтуден кейін салмағы ______ виброелектеу _____ қабат шөгуді тоқтатты.

Осы тығыздама ___________________________ талаптарына сәйкес келеді

Қолдары:

Жетекші инженер-геодезист ___________________________________

Тұлғаның құрылыс бақылауы мәселелері бойынша жөніндегі өкілдері

____________________________________________________________________

	2021 жылғы "" №
	Мұнай және мұнай өнімдеріне
	арналған резервуарларды пайдалану
	және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік
	қауіпсіздікті қамтамасыз ету
	қағидаларына
	26-қосымша

Титул парағы

Бақыланатын керілісі бар бұрандамаларда құрастыру қосылыстарын орындау журналы № ___________

Жұмыстарды орындайтын ұйымның атауы _____________________________________

Объектінің атауы ___________________________________________________________

Жұмыстарды орындауға және журналды жүргізуге жауапты тұлғаның лауазымы, тегі, аты-жөні және қолы ________________________________________________________

Жобалау құжаттамасын, КМ схемаларын әзірлеген ұйым _________________________

Жоба шифры ______________________________________________________________

Жұмыс өндірісінің жобасын әзірлеген ұйым ____________________________________

Жоба шифры ______________________________________________________________ КМД схемаларын әзірлеген және конструкциялар жасаған кәсіпорын

__________________________________________________________________________

Тапсырыс шифры __________________________________________________________

Тапсырыс беруші (ұйым), техникалық қадағалау басшысының (өкілінің) лауазымы, тегі, аты-жөні және қолы ____________________________________________________

Журнал басталды 20____ж. "____"_________________

Журнал аяқталды 20 ____ ж. "____" ________________

1-ші бет

Бұрандамаларды орнатумен айналысатын тізбекші (монтаждаушылардың) тізімі

Тегі, аты-жөні (бар болса)	Берілген разряд	Берілген нөмір немесе белгі	Біліктілік куәлігі		Ескертпе
			берілген күні	кім берді

2-ші және одан кейінгі беттер

Күні	Схема нөмірі	Бұрандамаларды қою			Бақылау нәтижелері
	КМД және қосылыста-ғы тораптың (түйістің) атауы	Қосылыста-ғы жеткізілген бұрандама-лар саны	Бұран-дама-ларға серти-фикат нөмірі	Байланыс беттерін өңдеу тәсілі	Бұралу-дың есептік сәті немесе сомын-ның бұрылу бұрышы	Байланыс беттерін өңдеу	Тексе-рілген бұран-дамалар саны	Бұралу моментін немесе сомынның бұрылу бұрышын тексеру нәтижелері	Таңба нөмірі, брига-дирдің қолы	Бұранда-маларды қоюға жауапты адамның қолы	Тапсырыс беруші өкілінің қолы

Мұқабаның 3-ші беті

Журналда_________________ бет нөмірленген және тігілген 20 ___ж. "____" _____________

________________________________________________________________________________

(журналды берген ұйым басшысының лауазымы, тегі, аты-жөні және қолы) МО

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 27-қосымша

Ескерту. 27-қосымша алып тасталды – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 28-қосымша

Найзағайдан қорғау құрылғыларын тексеру нәтижелерінің, жерге тұйықтағыш құрылғыларын тексеру сынақтарының журналы

Р/с №	Өткі-зілген күні	Жерге тұйықтағыш құрылғыларын тексеретін ұйым	Объект	Ақаулардың орны мен сипаты	Тексерулер және ақауларды жою жұмыстары туралы мәліметтер	Ақауларды жою күні	Жауапты тұлға, лауазымы, тегі, аты-жөні (бар болса)	Жауапты тұлғаның қолы

Журналды толтыру жөніндегі түсіндірмелер мен нұсқаулар:

1) журнал ішкі құжат болып табылады.

2) журнал бір данада жүргізіледі, парақтар нөмірленеді және мөрмен бекітіледі.

3) журналдағы парақтар саны жауапты тұлғаның қолымен расталады.

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 29-қосымша

Металды механикалық сынау және химиялық талдау жүргізу жөніндегі ____ ж. ________ № _____ акт

___________________________ шартқа (техникалық тапсырмаға) сәйкес) резервуардың

(құжаттың белгіленуі)

негізгі металдары мен дәнекерленген жерлеріне механикалық сынақтар мен химиялық талдау жүргізілді.

1	Бақылау объектісі		№ ______ резервуардан алынған бақылау үлгілері, ________ м3,
2	Бақылау күні
3	Бақылау көлемі, %
4	Бақылау құралдары		Жару машинасы, модельдері __________________________________________ Маятникті копер, модельдері _________________________________________ Зертханалық таразы, типі _____________________________________________ Фотоэлектрлік концентрациялық колориметр, типі _________________ Көміртекке экспресс-талдауыш, типі __________________________________
5	Салыстырып тексеру туралы сертификат		№ ______ дейін, № ______дейін, № ______дейін,
6	Бақылау мына талаптарға сәйкес орындалды		_________________________________________________________________- (техникалық құжаттаманың атауы және/немесе белгіленуі)
Р/с №		Материал маркасының атауы		Резервуар элементтері	Дайында маның қалыңды ғы, мм	Химиялық талдау
						Элементтердің массалық үлесі, %
						С	Si	Mn	S	P	Cr	Ni	Cu
1		2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Кестенің жалғасы

Механикалық сынау нәтижелері
Негізгі металдың механикалық қасиеттері					Дәнекерленген қосылыстың механикалық қасиеттері
Үзілуге уақытша кедергі, кгс/мм2	Салыстырмалы ұзарту, %	Жақтарының параллелдікке дейін иілуі	Аққыштық шегі, кгс/мм2	Соққы тұтқырлығы, Дж/см2	Үзілуге уақытша кедергі, кгс/мм2	Дәнекерленген жіктің иілу бұрышы, 80 %	KSV соққы тұтқырлығы, Дж/см2
13	14	15	16	17	18	19	20

№_____ резервуар болатын механикалық сынау нәтижелері бойынша негізгі металдың және дәнекерленген қосылыстың механикалық қасиеттері_____________________ талаптарға сәйкес келеді. (нормативтік құжат)

Бақылауды орындаған	____________________________ (біліктілік деңгейі, куәлік нөмірі, қолданылу мерзімі)	_______________ (қолы)	_______________ (тегі, аты-жөні (бар болса))
Диагностикалық жұмыстар жетекшісі	____________________________ (біліктілік деңгейі, куәлік нөмірі, қолданылу мерзімі)	_______________ (қолы)	_______________ (тегі, аты-жөні (бар болса))

2021 жылғы "" № Мұнай және мұнай өнімдеріне арналған резервуарларды пайдалану және жөндеу кезіндегі өнеркәсіптік қауіпсіздікті қамтамасыз ету қағидаларына 30-қосымша

Ескерту. 30-қосымша алып тасталды – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 20.12.2022 № 315 (алғаш ресми жарияланғаннан кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Приказ Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 15 июня 2021 года № 286. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 17 июня 2021 года № 23068.

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:

Сноска. Преамбула - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

2. Комитету промышленной безопасности Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан;

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.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан

Ю. Ильин

"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

Глава 1. Общие положения

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.

Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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.

Глава 2. Область применения

3. Настоящие Правила предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющими эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

Глава 3. Обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Параграф 1. Общие требования к стальным резервуарам

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).

5. Вертикальные, цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости - от 100 м³ до 50 000 м³;

2) по расположению - наземные, подземные;

3) по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

4) по конструкции подразделяются на:

с плавающей крышей;

со стационарной крышей без понтона;

со стационарной крышей и понтоном.

6. Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

7. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

1) по вместимости - от 3 м³ до 200 м³;

2) по расположению - наземные, подземные;

3) по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

8. Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

9. Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

10. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до минус 60 °С в зимнее время и до 50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

11. Выбор типа резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

12. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающей крышей.

13. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

14. Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами. Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать отклонениям, указанным на рабочих чертежах.

15. Резервуары вместимостью до 8 м³ включительно изготавливаются с плоскими днищами.

16. Резервуары вместимостью более 8 м³ изготавливаются с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

17. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

18. В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование окрашивается.

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

19. Элементы резервуаров не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов предусматриваются грузовые скобы.

20. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

21. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

22. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости полностью засыпаются землей.

23. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Параграф 2. Требования к основаниям и фундаментам

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.

25. Откос основания покрывается несгораемым материалом.

Сноска. Пункт 25 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 3. Материалы для резервуарных конструкций

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.

27. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта на изготовление резервуара и подтверждаться сертификатами изготовителей, либо данными лабораторных испытаний.

Параграф 4. Защита металлоконструкций от коррозии

28. Коррозия стальных металлических резервуаров резко сокращает эксплуатационную надежность резервуаров и оборудования, снижает срок их службы, вызывает разрушение отдельных элементов конструкций и может приводить к потерям хранимого нефтепродукта и авариям.

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.

30. В качестве антикоррозионных применяют лакокрасочные и металлизационные покрытия.

31. Выполнение работ по защите металлоконструкций от коррозии должно соответствовать требованиям, согласно приложению 1 к настоящим Правилам.

32. Наружные поверхности резервуаров, находящиеся на открытом воздухе защищаются антикоррозийными покрытиями на основе лакокрасочных материалов светлого тона с высокой светоотражательной способностью.

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.

34. Для защиты от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров необходимо фундаменты и основания под резервуар обеспечить отводом грунтовых вод и атмосферных осадков от днища. При выполнении гидрофобного слоя, нанесение защитных покрытий на наружную поверхность днища не требуется.

35. В целях активной защиты днища резервуара от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами необходимо применение электрохимической защиты – катодной и протекторной.

36. Электрохимическая защита внутренней поверхности резервуара предусматривает защиту внутренних поверхностей днища и нижнего пояса в зоне контакта с донным осадком и слоем подтоварной воды.

Параграф 5. Устройство теплоизоляции резервуаров

37. Устройство теплоизоляции резервуара выполняется согласно проектно-сметной документации на строительство резервуара. Теплоизоляция резервуаров может выполняться только на стенке и стационарной крыше. Наружная обшивка выполняется из алюминиевых или оцинкованных стальных листов.

Параграф 6. Оборудование резервуаров

38. На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения необходимо устанавливать следующее оборудование:

1) дыхательные клапаны;

2) предохранительные клапаны;

3) огневые предохранители;

4) приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

5) хлопушки;

6) противопожарное оборудование;

7) оборудование для подогрева;

8) приемо-раздаточные патрубки;

9) зачистной патрубок;

10) вентиляционные патрубки;

11) люки-лазы;

12) люк световой;

13) люк замерный;

14) газоуровнительная система;

15) молниетоводы и заземление.

39. Дыхательные и предохранительные клапаны устанавливаются совместно с огневыми преградителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар.

40. Резервуары всех типов оснащаются замерными люками для ручного замера уровня и отбора проб.

41. Для слива подтоварной воды резервуары всех типов оснащаются сифонными кранами. Краны устанавливаются на первом поясе стенки резервуара в любом месте по обе стороны от оси люка-лаза на расстоянии не менее 1 м.

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.

43. Тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проектно-сметной документации на строительства резервуара в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

44. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды отражаются в нормативно-технической документации на оборудование.

45. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму.

46. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка устанавливаются штуцеры с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или иных приборов.

47. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, оснащаются непромерзающими дыхательными клапанами.

48. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

49. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны устанавливаются диски-отражатели.

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

50. Вязкая нефть и нефтепродукты хранятся в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных устройствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества вязкой нефти и нефтепродуктов и безопасность.

51. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия:

1) стационарные и переносные;

2) общие и местные;

3) трубчатые, циркуляционного подогрева;

4) паровые, электрические.

52. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязкой нефти или нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

53. Подогреватели обеспечивают подогрев вязкой нефти и нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

54. Вязкую нефть в резервуарах разрешается подогревать только паровыми змеевиками при постоянном наблюдении обслуживающего персонала.

55. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефти или нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

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

56. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефти или нефтепродукта равен или больше 30%-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефти или нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

57. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефти или нефтепродукта.

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.

60. В резервуарных парках электрооборудование, аппараты и приборы применяются во взрывобезопасном исполнении.

61. Конструктивно плавающая крыша состоит из внешнего кольцевого понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Плавающая крыша может дополнительно иметь внутреннее понтонное кольцо и радиальные понтоны.

62. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб закрытого типа, имеющий внизу пробку для слива жидкости.

63. Кольцевой зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей закрывается специальным затвором. Эффективность работы резервуаров с плавающими крышами определяется герметичностью уплотняющих затворов между крышей и корпусом резервуара.

64. В зависимости от конструкции и применяемых материалов используется мягкий или жесткий (механический) тип уплотняющих затворов.

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.

66. Для ограничения опускания крыши и фиксирования ее в крайнем нижнем положении имеются опорные стойки. Стойки закреплены на плавающей крыше и движутся вместе с ней.

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.

68. Резервуары с плавающими крышами оборудованы устройствами для стравливания воздуха из-под плавающей крыши в начале заполнения и поступления воздуха в конце опорожнения резервуара с целью предотвращения ее деформации.

69. Конструктивно понтон состоит из внешнего кольца понтона, разделенного на отсеки (короба), и днища, расположенного внутри понтонного кольца. Каждый отсек представляет собой пустотелый короб, имеющий внизу пробку для слива жидкости. Короба понтона могут быть открытого и закрытого типов.

70. В нижнем положении понтон опирается на стойки. Стойки прикреплены к днищу понтона и перемещаются вместе с ним.

71. Для предотвращения поворота понтона при его движении к днищу или крыше резервуара прикреплены две диаметрально расположенные перфорированные трубы - направляющие стойки, используемые для измерения уровня и отбора проб.

72. Зазоры между стенкой и понтонным кольцом, а также между понтонным кольцом и направляющими стойками герметизируются уплотняющими затворами.

73. Для доступа на понтоны в III поясе резервуара устанавливаются не менее двух люк - лазов, оборудованных площадкой.

74. Газоуравнительная система состоит из:

1) трубопроводов, соединяющих газовые пространства группы резервуаров со стационарной крышей без понтона;

2) огневых предохранителей, предназначенных для защиты газового пространства резервуара от проникновения в него пламени из системы газовой обвязки;

3) компенсаторов - для исключения деформации газопроводов в процессе эксплуатации;

4) задвижек - для отключения резервуара от системы, устанавливаемых на бетонных опорах на земле;

5) дренажного устройства - для сбора и удаления конденсата из газопроводов;

6) заземляющего устройства.

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.

Параграф 7. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

76. Резервуары для нефти и нефтепродуктов оснащаются следующими контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики (далее - КИПиА):

1) местным и дистанционным измерителями уровня жидкости в резервуаре;

2) сигнализаторами максимального оперативного уровня жидкости в резервуаре;

3) сигнализатором максимального (аварийного) уровня жидкости в резервуаре;

4) дистанционным измерителем средней температуры жидкости в резервуаре;

5) местным и дистанционным измерителями температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков в резервуаре, оснащаемых устройством для подогрева жидкости;

6) пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы пожаротушения;

7) дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;

8) сниженным пробоотборником;

9) сигнализатором верхнего положения понтона;

10) датчиком утечек.

77. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы измерительных устройств (дистанционные уровнемеры, сниженные пробоотборники), предусмотренные проектами.

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.

79. Сигнализатор максимального аварийного уровня, передающий сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, должен устанавливаться, обеспечивая плавающей крыше или понтону перемещение ниже отметки срабатывания.

80. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном устанавливаются на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

81. В резервуарах, предназначенных для длительного хранения нефти и нефтепродуктов, предусматриваются сигнализаторы максимального уровня подтоварной воды.

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

82. Перфорированные трубы, предназначенные для установки контрольно-измерительных приборов, должны иметь отверстия, обеспечивающие тождественность температур в резервуаре и внутри трубы.

83. В резервуарах предусматривается пробоотборник стационарный с перфорированной заборной трубой.

84. При реконструкции и модернизации резервуарного парка контрольно-измерительные приборы и автоматика разрабатываются с учетом:

1) свойств рабочей среды (вязкость, плотность, агрессивность, диапазона рабочих температур и давления) хранимых в резервуарах продуктов;

2) диапазона измеряемого параметра;

3) внешних условий (наружная температура, влажность воздуха);

4) конструктивных особенностей резервуара (тип резервуара, вместимость, высота, диаметр).

85. КИПиА подлежат поверке в соответствии с требованиями законодательства об обеспечении единства измерений.

Параграф 8. Автоматическая система управления технологическим процессом резервуарного парка

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.

88. АСУ ТП всех резервуарных парков, создаваемых на конкретном объекте, имеют единую функциональную, организационную, техническую и информационную структуры и выполняются на основе унифицированной аппаратуры и общих решений по информационному и программному обеспечению.

89. АСУ ТП выполняет следующие группы основных функций:

1) автоматические защиты и блокировки оборудования резервуарного парка от аварий;

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);

3) централизованное управление задвижками и оборудованием резервуарного парка;

4) измерение количества нефти;

5) информационный обмен данными с системами (подсистемами) СДКУ;

6) автоматическое обнаружение пожара и автоматическое пожаротушение.

90. Функции противоаварийных защит и блокировок (далее - ПАЗ), реализуемые АСУ ТП резервуарного парка, обеспечивают предотвращение аварий в резервуарных парках или снижение размеров наносимого ими вреда.

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.

91. Системы ПАЗ обеспечивают:

1) автоматическую защиту от перелива нефти или нефтепродуктов в резервуаре - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуар при достижении в нем аварийного максимального уровня и исключение открытия задвижки линии сброса;

2) автоматическую защиту от перелива резервуара аварийного сброса - прекращение поступления нефти или нефтепродуктов в резервуарный парк при поступлении двух сигналов аварийного максимального уровня с разных сигнализаторов данного резервуара и исключение открытия задвижки линии сброса;

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;

5) блокировку систем размыва донных отложений в случаях:

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.

92. Вновь создаваемая или реконструируемая АСУ ТП резервуарного парка обеспечивает противоаварийную защиту оборудования по показателям следующих параметров:

1) аварийный максимальный уровень в резервуаре;

2) максимально допустимый уровень в резервуаре;

3) минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений;

4) минимально допустимый уровень в резервуаре;

5) аварийный максимальный уровень в емкости аварийного сброса;

6) предельное максимальное давление в трубопроводе резервуарного парка;

7) аварийное максимальное давление в трубопроводе;

8) превышение максимальной скорости наполнения резервуара;

9) превышение максимальной скорости опорожнения резервуара;

10) аварийный перекос плавающей крыши (понтона).

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.

93. Группа функций централизованного контроля, выполняемых АСУ ТП резервуарного парка включает в свой состав:

1) автоматическое дистанционное измерение значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих измерений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора 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;

2) вычисление значений с цифровой и/или аналоговой индикацией результатов этих вычислений на мониторе автоматизированного рабочего места оператора 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;

3) отображение на мониторе автоматизированного рабочего места оператора резервуарного парка:

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;

4) выявление и селективную сигнализацию на мнемосхеме резервуарного парка места и характера нарушений технологическими параметрами установленных 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;

5) селективную сигнализацию минимального уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

6) селективную сигнализацию достижения максимальной скорости наполнения, максимальной скорости опорожнения;

7) сигнализацию всех срабатываний функций (систем) ПАЗ;

8) индикацию режимов работы и результатов автоматической диагностики исправности систем и основных средств автоматики и вычислительной техники, примененных в АСУ ТП.

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

Параграф 9. Требования к контрольно-измерительным приборам и автоматике в составе автоматической системы управления технологическим процессом

94. К техническим средствам КИПиА, используемым при создании или модернизации АСУ ТП резервуарного парка, относятся:

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 еҰ вычислительную обработку в соответствии с принятыми и запрограммированными алгоритмами контроля и управления технологического процесса.

95. Операторские автоматизированного рабочего места и панели оборудуются мониторами, цифровыми индикаторами, приборами и устройствами контроля и управления технологическими объектами.

96. Формы и способы отображения информации с помощью видеокадров, выводимых на экран мониторов, обеспечивают получение оператором всех необходимых сведений о текущем состоянии технологического процесса и оборудования в виде, удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации.

97. При разработке АСУ ТП резервуарного парка используются технические средства КИПиА, удовлетворяющие следующим требованиям:

1) во взрывозащищенном исполнении серийного производства со сроком службы не менее десяти лет;

2) имеют модульную конструкцию и обеспечивают взаимозаменяемость однотипных модулей без дополнительной настройки во взрывозащищенном исполнении;

3) прошедшие экспертизу промышленной безопасности и получившие письменное разрешение на применение в условиях опасных производственных объектов в соответствии с Законом Республики Казахстан "О гражданской защите" (с целью выполнения требований функциональной, пожарной и электробезопасности);

4) размещаются с соблюдением требований, содержащихся в эксплуатационной документации на них, и так, чтобы их было удобно использовать при фу нкционировании системы и проведении технического обслуживания;

5) являются совместимыми по интерфейсам при взаимодействии с техническими средствами и системами;

6) допускают замену средством аналогичного функционального назначения без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных технических средствах системы (кроме случаев, специально оговоренных в проектной или эксплуатационной документации на АСУ ТП);

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);

8) способны работать в условиях внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания.

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

98. Средства измерения при их наружной установке выбираются по климатическим условиям региона, а при установке внутри помещений по в таблице 1.

Таблица 1

Условия эксплуатации средств измерений при установке внутри помещений

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.)

99. Резервуары, запорно-регулирующая и дыхательная арматура, КИПиА имеют нумерацию согласно технологической схеме и поддерживаются в исправном состоянии.

100. Помещения для приборов КИПиА имеют гарантированный подток (приток) воздуха от постоянно действующих вентиляционных систем для предотвращения попадания в помещения вредных веществ.

101. Воздух, подаваемый на приборы контроля и автоматики, должен быть осушен.

102. Все работы по монтажу, демонтажу автоматических средств защиты, КИПиА проводятся при их локализации (отсоединенных импульсных линиях и электрических проводах).

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).

104. Расположенные на щитах средства автоматических защит КИПиА имеют надписи, определяющие их назначение, а на шкалах приборов четко помечены допустимые параметры.

105. Необходимо введением блокировки исключить возможность пользования органами ручного управления оборудования и регулировки в последовательности, отличной от установленной.

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.

Параграф 10. Приемка новых резервуаров в эксплуатацию

106. Тип и назначение резервуара, его оснащенность, противокоррозионные мероприятия, способ монтажа обосновывается проектно-сметной документации на строительство резервуара в зависимости от объемов продукции, технологического процесса, климатических условий, характеристики сред.

107. Монтаж вновь построенного резервуара считается законченным при следующих условиях:

1) конструктивные элементы резервуара, основание и фундамент его выполнены в строгом соответствии с проектным решением;

2) оборудование укомплектовано в соответствии с требованиями проектного решения на изготовление резервуара;

3) монтаж конструкций выполнен в соответствии с проектом производства работ и технологическими картами;

4) стальные конструкции огрунтованы и окрашены в соответствии с указаниями проекта на изготовление резервуара.

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

108. Перед вводом резервуара в эксплуатацию проводятся испытания на прочность и герметичность, проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая форма стенки резервуара.

109. До начала испытаний организации, участвующие в монтаже резервуара, представляют заказчику всю техническую документацию на выполнение работы, в том числе:

1) сертификаты (или их копии) на стальные конструкции резервуара, удостоверяющие качество металла и сварочных материалов;

2) данные о сварочных работах, проведенных при изготовлении резервуара, и результаты проверки качества сварных соединений;

3) акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству гидроизолирующего слоя по форме согласно приложению 3 к настоящим Правилам;

4) результаты контроля сварных соединений;

5) проектную документацию.

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.

111. Периметр наружной стенки понтона или плавающей крыши должен быть на уровне верхней кромки стенки с целью разметки мест крепления элементов уплотняющих затворов.

112. Горизонтальность верхней кромки наружной стенки короба понтона или плавающей крыши необходимо определять нивелированием на каждом коробе не менее чем в трех точках.

113. Вертикальность направляющих стоек плавающей крыши или понтона проверяются с помощью отвеса, опущенного от верха направляющих до верха коробов. Ось направляющей стойки должна проходить через центр направляющего патрубка короба.

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.

115. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не располагаются между приемо-раздаточными патрубками. Швы приварки отдельных элементов оборудования располагаются не ближе 500 мм один от соседнего и от вертикальных соединений стенки не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.

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.

117. При полистовой сборке стенки резервуара размеры разбежки между вертикальными стыками листов первого пояса и стыками окраек днища должны быть не менее 200 мм, размеры разбежки между вертикальными стыками отдельных поясов не менее 500 мм.

118. Врезка и приварка патрубков резервуарного оборудования, устанавливаемого на первом поясе, должны быть закончены до проведения гидравлического испытания резервуара.

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

119. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью вакуумкамеры, а швов прочих частей резервуара - керосином. Контроль просвечиванием проникающим излучением применяют:

1) к резервуарам вместимостью от 2000 м³ до 20 000 м³, сооруженным из рулонных заготовок, проверяя 100 % пересечений вертикальных и горизонтальных швов сварных соединений поясов I и II и 50 % пересечений поясов II, III и IV, а на монтажной площадке вертикальные монтажные швы стенок резервуаров;

2) к резервуарам, сооружаемых полистовым методом, проверяя все стыковые соединения I-го и низа II-го поясов и 50 % соединений поясов II, III и IV, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными;

3) для всех стыковых соединений окраек днищ в местах примыкания к ним стенки резервуаров, при этом длина снимка должна быть не менее 240 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.

120. По внешнему виду швы сварных соединений должны удовлетворять следующим требованиям:

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;

2) глубина подрезов основного металла не должна превышать 0,5 мм при толщине стали 4-10 мм и 1 мм при толщине стали выше 10 мм;

3) все кратеры должны быть заварены.

121. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или синтетическими понтонами необходимо проверить:

1) величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб, труб ручного замера, центральной стойки;

2) состояние швов и материалов ковра (непровары и разрывы не допускаются);

3) состояние коробов, поплавков;

4) наличие крепления заземления;

5) крепление секций затвора с кольцом жесткости;

6) соединение полос сетки между собой и заделку концов сетки по периметру;

7) наличие защиты от статического электричества;

8) работоспособность конструкции затвора;

9) работоспособность дренажных устройств;

10) работоспособность уровнемера, пробоотборника.

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

Параграф 11. Требования при испытании резервуаров на герметичность и прочность

122. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления соответствия представленной документации требованиям проекта.

123. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров необходимо закончить работы по устройству ливневой канализации.

124. При проведении гидравлических испытаний необходимо разработать мероприятия по осмотру состояния резервуара, для чего:

1) усилить освещение наружной поверхности стенки резервуара, особенно утора и площадки вокруг железобетонного кольца;

2) организовать круглосуточную охрану резервуара для обеспечения сохранности исполнительных приборов, установок и электросетей;

3) обеспечить освещение верхней бровки обвалования;

4) на командном пункте организовать надежную телефонную связь с охраной и персоналом, испытывающим резервуар, или иметь специально закрепленную для этого автомашину;

5) установить связь с диспетчером цехов, прилегающих к площадке резервуаров, и сообщить им о начале наполнения резервуара.

125. Для персонала принимающего участие в проведении испытания проводится целевой инструктаж.

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.

126. Испытание резервуаров на герметичность проводится наполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.

127. Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру резервуара разрешается не ранее, чем через 10 минут после достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы устанавливаются вне опасной зоны или в надежных укрытиях.

128. При отсутствии гибкого участка трубопровода высоту первой его опоры со стороны резервуара устанавливают после окончания гидравлических испытаний.

129. Резервуары с металлическими или синтетическими понтонами, плавающими крышами, повышенного давления испытывают в соответствии с проектной документацией и инструкцией завода-изготовителя.

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.

131. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные трубки, а также при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки, испытания прекращают, сливают воду и устанавливают причину течи. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду сливают до уровня:

1) на один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах от I до IV;

2) до пояса V при обнаружении трещин в поясах VI и выше.

132. Гидравлические испытания проводятся при температуре окружающего воздуха выше 5 °С. При необходимости проведения испытаний в зимнее время принимаются меры по предотвращению замерзания воды в трубах и задвижках, а также обмерзанию стенок резервуара.

133. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами (плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих затворов. Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

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".

134. Резервуары, залитые водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под нагрузкой без избыточного давления объемом:

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.

135. Горизонтальные заглубленные резервуары подвергаются испытаниям на 1,25 рабочего давления. Предельное отклонение значения испытательного давления не должно превышать ± 5 %.

Параграф 12. Основные положения по обеспечению надежности резервуаров в эксплуатации

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).

137. Оценка уровня надежности резервуара и его элементов проводится по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией.

138. Критериями, характеризующими эксплуатационную надежность резервуаров, являются:

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;

2) безотказность работы резервуара - свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

3) долговечность резервуара и его элементов - свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

4) ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.

139. Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров, являются:

1) качественное сооружение оснований и фундаментов;

2) качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

3) соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;

4) контроль качества строительных и монтажных работ;

5) соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов.

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.

Параграф 13. Требования к территории резервуарного парка

141. Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов, размещаются на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железных дорог общей сети.

142. Общая вместимость группы наземных резервуаров принимается по таблице 2.

Таблица 2

Общая вместимость группы наземных резервуаров

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.

143. По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

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.

145. В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами отделяются:

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.

Сноска. Пункт 145 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

146. Резервуары в группе располагаются:

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.

149. Обвалование резервуаров должно постоянно содержаться в полной исправности.

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.

151. Колодцы и камеры управления задвижками располагаются с внешней стороны обвалования.

152. Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалования с подсыпкой грунта.

Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков согласовывается руководством предприятия.

153. С территории резервуарного парка отводятся в производственно-дождевую канализацию сточные воды:

1) подтоварные (кроме резервуарных парков нефтепродуктов, поступающих по магистральным нефтепроводам), образующиеся из-за обводненности нефтепродуктов в процессе отстоя, а также в результате поступления из воздуха влаги в процессе конденсации;

2) атмосферные, образующиеся в период дождей и таяния снега;

3) расходуемые на охлаждение резервуаров во время пожаров.

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

154. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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.

157. В целях сохранения расчетной пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка осуществляется их профилактическая прочистка не реже двух раз в год.

158. На территории предприятия устанавливаются глубинные реперы, закладываемые ниже глубины промерзания грунта для измерения осадки основания резервуара. Для горизонтальных подземных резервуаров необходимо иметь выносные реперные точки с целью ежегодного определения их уклона.

159. Территория резервуарного парка в темное время суток оснащается освещением.

160. Для освещения резервуарных парков применяются прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего ограждения (обвалования) резервуарного парка и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

Параграф 14. Производственные операции

161. На трубопроводы наливных и перекачивающих станций составляются технологические схемы.

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.

163. При хранении в одной группе резервуаров нефти и нескольких сортов нефтепродуктов предусматриваются раздельные коллекторы для приема и откачки нефти и каждого сорта нефтепродукта.

164. Температура подогрева нефти и нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90 °С (363 К) и должна быть ниже температуры вспышки паров нефти и нефтепродуктов не менее чем на 15 °С.

165. Температуру подогрева нефти или нефтепродуктов необходимо контролировать и записывать данные измерений в журнале по пароподогреву нефти или нефтепродуктов.

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.

167. Оптимальная температура и продолжительность подогрева выбирается исходя из требований технологических процессов.

168. Максимальная температура нефти или нефтепродуктов в резервуарах с металлическим понтоном принимается в пределах рабочих параметров резервуара.

169. Во избежание гидравлических ударов в пароподогревателях перед пуском в них пара они освобождаются от воды (конденсата). Пуск пара осуществляется путем постепенного и плавного открытия паро-пропускных вентилей.

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.

170. В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнем. Для этой цели можно использовать водяной пар или горячую воду.

171. Для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов, при их хранении в резервуарах необходимо:

1) поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;

2) содержать в исправном эксплуатационном состоянии все резервуарное оборудование (такое как задвижки, хлопушки, подъемные трубы, сифонные краны, стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки);

3) проводить систематический контроль герметичности клапанов, сальников, фланцевых и муфтовых соединений и немедленно устранять обнаруженные пропуски нефти и нефтепродуктов;

4) не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной воды из резервуаров;

5) обеспечить полную герметизацию кровли;

6) осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости;

7) максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

8) окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками.

172. Для обеспечения эффективной работы газо-уравнительной системы необходимо:

1) поддерживать полную герметизацию системы;

2) регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

3) систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

4) утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в зимнее время.

173. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

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.

174. При наполнении (опорожнении) резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема (опускания) понтона (плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов указывается в технической документации на понтон.

175. Перекачку нефти и нефтепродуктов разрешается начинать только по указанию ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций, назначенному руководителем организации, в форме установленной внутренними положениями организации.

176. Разрешение на перекачку (при наполнении или опорожнении резервуаров) дается после того, как обслуживающий персонал убедится в правильности, открытия задвижек, связанных с данной перекачкой. Резервуарные задвижки открываются и закрываются плавно, без применения рычагов и усилителей.

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.

177. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по иным данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно принимаются меры по выявлению причин нарушения и их устранению. В необходимых случаях перекачка останавливается.

178. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара, а потом закрыть их у заполненного резервуара и убедиться, что нефть или нефтепродукт поступает в подключенный резервуар.

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

179. Резервуар наполняется при свободно опущенной хлопушке. По окончании перекачки хлопушка должна быть также опущена.

180. При наличии в резервуаре подъемной трубы ее конец по окончании каждой операции (по наполнению или опорожнению резервуара) поднимается выше уровня жидкости в резервуаре во избежание утечки продукта в случае повреждения приемного патрубка или резервуарной задвижки.

181. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефти или нефтепродукта.

182. Уровень нефти и нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов, пены, пенокамер, а также температурного расширения жидкости при нагревании.

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.

185. В резервуарах с газовой обвязкой измерять уровень и отбирать пробы нефти и нефтепродукта необходимо с помощью приборов, предусмотренных проектом (уровнемеры, пробоотборники).

186. Допускаются проведение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом соблюдается следующая последовательность:

1) резервуар отсоединяют от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

2) отбирают пробу или измеряют уровень, замерный люк плотно закрывают и затягивают;

3) открывают задвижку на газовой обвязке.

187. При измерении уровня нефти и нефтепродукта в резервуаре вручную рулетку с грузом необходимо опускать в установленной постоянной точке и проверять правильность погружения ее по базовой высоте (высотному трафарету).

188. Базовую высоту резервуара (высотный трафарет) измеряют ежегодно в летний период, после ремонта резервуара результат измерения оформляют протоколом, который утверждается техническим руководителем и прикладывается к градуировочным таблицам.

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.

190. При отборе проб из резервуара нельзя допускать разлив нефти и нефтепродукта. При случайном разливе нефти и нефтепродукта необходимо немедленно удалить. Оставлять на кровле ветошь, паклю, различные предметы запрещается.

191. На каждый резервуар составляется технологическая карта утвержденная руководителем эксплуатирующей организации. В приложении 7 к настоящим Правилам приведена форма технологической карты эксплуатации резервуаров и пояснения по ее заполнению.

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.

194. Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления в период паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены; обвалования и ограждения должны быть восстановлены и при необходимости наращены.

195. Для предотвращения всплытия, резервуары во время паводка при невозможности заполнения их нефтью или нефтепродуктом заливаются водой на расчетную высоту.

196. Для борьбы с паводковыми водами необходимо заготовить запас инструмента и инвентаря (лопатки, мешки с песком и лодки). Период прохождения весеннего паводка уточняется в местных отделениях гидрометеорологической службы.

Глава 4. Техническое обслуживание

Параграф 1. Обслуживание резервуаров

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.

198. При вступлении на дежурство старший по смене осматривает резервуары. О замеченных недостатках необходимо немедленно сообщить руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

199. Профилактический осмотр резервуаров проводится согласно календарному графику, утвержденному руководителем предприятия.

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.

200. Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия устанавливается глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

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.

203. Выявленные дефектные участки сварных соединений исправляются.

204. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками и синтетических понтонов выполняются согласно технической и эксплуатационной документации, представляемой организациями-разработчиками конструкций понтонов.

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.

206. При обнаружении на понтоне нефти и нефтепродукта необходимо выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности понтона или коробов, резервуар освобождается от нефтепродукта согласно указаниям по дегазации резервуара с понтоном в соответствии с приложением 10 к настоящим Правилам.

207. Результаты осмотров и устранения неисправностей при осмотрах понтонов записываются в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

208. Подвергающиеся коррозионному разрушению поверхности элементов понтона защищаются антикоррозионным покрытием в соответствии с требованиями проекта и настоящих Правил.

209. Пирофорные осадки, образующиеся на понтонах резервуаров с сернистой нефтью, необходимо удалять согласно специальному графику, утвержденному руководителем предприятия. Удаление пирофорных осадков проводится при строгом соблюдении требований безопасности, изложенных в настоящих Правилах.

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.

211. Проверка на герметичность сварных соединений понтона выполняется согласно приложению 11 к настоящим Правилам.

212. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона проводится согласно приложению 12 к настоящим Правилам (далее – Указания по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона).

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.

214. Обследование проводится:

1) для вертикальных стальных 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

Сроки проведения обследования резервуаров

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;

2) периодичность выполнения полных и частичных технических обследований для горизонтальных стальных резервуаров зависит от срока эксплуатации резервуара:

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.

216. На основании результатов обследования составляется график капитального ремонта с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов.

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.

218. В дополнение к сформированному плану капитального ремонта, для предварительного определения характера, объема и стоимости ремонтных работ, на резервуары должны быть составлены предварительная дефектная ведомость и необходимая проектно-сметная документация.

219. Периодичность ремонтов резервуаров устанавливается графиком предприятия, с учетом фактического состояния и результатов обследования.

220. Перед ремонтом резервуар должен быть осмотрен комиссией, специально назначенной приказом руководителя предприятия.

Параграф 2. Обслуживание технологических трубопроводов резервуарных парков

221. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
222. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
223. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
224. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
225. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
226. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
227. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
228. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
229. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
230. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
231. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 3. Организация и проведение работ по зачистке резервуаров

232. Резервуары должны подвергаться периодическим зачисткам:

1) не менее двух раз в год - для топлива к реактивным двигателям, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов;

2) не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

3) не менее одного раза в два года для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельного топлива, парафинов и аналогичных им по свойствам нефтепродуктов;

4) резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов зачищаются по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

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

233. Резервуары зачищают также при необходимости:

1) смены сорта нефтепродуктов;

2) освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

3) очередных или внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии.

234. Руководство работой по зачистке резервуаров возлагается на ответственное лицо из числа инженерно-технических работников, которое совместно с руководством предприятия определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

235. Перед началом работ по очистке резервуара рабочие проходят инструктаж по безопасному ведению работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.

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.

236. Зачистная бригада может приступить к работе внутри резервуара в присутствии ответственного лица по зачистке только после получения оформленного разрешения, подписанного комиссией в составе руководителя объекта, инженера по технике безопасности и пожарной безопасности.

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.

238. Дата и время отбора проб воздуха, результаты анализов, показания приборов заносятся в "Журнал контроля воздушной среды" по форме согласно приложению 13 к настоящим Правилам. Журнал находится у лица контроля, ведущего контроль воздушной среды.

239. Зачищенный резервуар принимается от лица, ответственного за зачистку:

1) для заполнения нефтепродуктом - заместителем директора, начальником товарного цеха, инспектором по качеству, работником лаборатории или лицами, их замещающими. Прием оформляется актом;

2) для производства ремонтных работ - главным инженером, начальником (механиком, мастером) ремонтного цеха или лицами, их замещающими. Прием оформляется актом.

240. Дегазацию резервуаров выполняют методом принудительной вентиляции.

241. На дегазацию каждого резервуара составляется проект организации работ (далее - ПОР), который включает подготовку резервуара к проведению работ и проведение основного процесса. В ПОР уточняются меры безопасности при проведении процесса дегазации.

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.

242. При выполнении зачистных работ в резервуарах с понтонами необходимо руководствоваться указаниями по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона.

Параграф 4. Подготовка резервуаров, оборудования, объектов резервуарного парка к эксплуатации в зимний и летний периоды года

243. При подготовке резервуаров к работе в зимний и летний периоды разрабатываются мероприятия, утверждаемые руководителем предприятия.

244. При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо:

1) удалить подтоварную воду;

2) дренировать воду с поверхности плавающей крыши;

3) сифонные краны промыть нефтью и повернуть в боковое положение;

4) проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, уровнемеры и сниженные пробоотборники, демонтировать кассеты огневых предохранителей;

5) утеплить дренажные устройства газоуравнительных систем и предохранить их от снежных заносов, теплоизолировать наземные газопроводы и оборудование, провести осмотр и очистку кассет огневых предохранителей;

6) выполнить ревизию подвижных частей гидрозатворов уровнемера непрерывного измерения уровня нефти, заполнить гидрозатвор незамерзающей жидкостью, утеплить гидрозатвор и уровнемер.

245. Предохранительный гидравлический клапан на зиму необходимо залить незамерзающей жидкостью.

246. Необходимо проверить работу дыхательных клапанов, плотность прилегания тарелки клапана к седлу.

247. Необходимо проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.

248. При подготовке канализационной сети к зиме необходимо провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, используемого при авариях, задвижек, гидрантов, колодцев.

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.

251. Для предотвращения примерзания опор к днищу резервуара необходимо систематически удалять воду из резервуара или не допускать ее скопления.

252. Необходимо не допускать перекоса плавающей крыши из-за примерзания части опор к днищу или из-за односторонней толстой наледи на стенке резервуара, применяя циркуляцию подогретой нефти или обогрев паром стенки с наружной стороны в месте образования наледи.

253. При эксплуатации газоуравнительной системы зимой удалять ледяные образования в газопроводе и оборудовании системы нагревом только горячей водой или паром.

254. Для борьбы с паводковыми водами заготавливается запас инструмента и инвентаря (такого как лопаты, мешки с песком).

255. Ливнеотводящая сеть до наступления паводка подготавливается к пропуску вод; проходы для кабелей, труб и каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, закрываются и уплотняются, а оборудование для откачки воды проверяются и подготавливаются к работе.

256. При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации на резервуарах выполнить ревизию подвижных частей гидрозатвора, снять теплоизоляцию гидрозатвора и уровнемера.

Глава 5. Техническая документация на резервуары

Параграф 1. Комплект технической документации на изготовление и монтаж резервуара

257. Документация, предъявляемая при приемке смонтированных стальных резервуаров, содержит:

1) заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;

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;

3) документы (сертификаты качества, результаты испытаний), удостоверяющие качество материалов, сталей, стальных канатов, метизов, электродов, электродной проволоки, сварочных материалов, примененных на монтаже и вошедших в состав сооружения;

4) данные о результатах геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке конструкций;

5) журналы работ (журналы промежуточной приемки на монтажные работы, сварочных работ, подготовки поверхности под окраску) по форме согласно приложению 15 к настоящим Правилам составляются отделом технического контроля изготовителя, а при монтаже инженерно-техническим персоналом;

6) акты испытания составляются по форме согласно приложению 16 к настоящим Правилам (далее – Форма актов испытаний) и отражают: результат проверки герметичности

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

7) результаты испытаний и контроля качества сварных соединений оформляются согласно приложению 17 к настоящим Правилам;

8) описи удостоверений, дипломов о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкций на монтаже, с указанием присвоенных им номеров или знаков;

9) заключение по просвечиванию монтажных швов проникающим излучением со схемами расположения мест просвечивания;

10) акты приемки смонтированного оборудования оформляются по форме согласно приложению 18 к настоящим Правилам;

11) схема и акт испытания заземления резервуара оформляются по форме согласно приложению 19 к настоящим Правилам;

12) акт проведения нивелирования резервуара оформляется по форме согласно приложению 20 к настоящим Правилам;

13) акт скрытых работ по подготовке поверхности металла под лакокрасочное покрытие оформляется по форме согласно приложению 21 к настоящим Правилам;

14) акт на приемку резервуара в эксплуатацию оформляется по форме согласно приложению 22 к настоящим Правилам.

258. На стальной вертикальный резервуар, сдаваемый в эксплуатацию, составляется паспорт по форме согласно приложению 23 к настоящим Правилам. Паспорт на горизонтальный резервуар составляется по форме, соответствующей паспорту на вертикальный цилиндрический резервуар за исключением пунктов 7 – 11.

259. На видное место резервуара прикрепляется металлическая табличка с указанием следующих данных:

1) наименования изготовителя;

2) типа резервуара;

3) номера по системе нумерации эксплуатирующей организации;

4) года и месяца изготовления;

5) рабочего давления;

6) номинального объема;

7) массы резервуара;

8) отметки и значение максимального уровня наполнения резервуара.

260. Для резервуара с понтоном или плавающей крышей составляются:

1) акт испытания сварных соединений центральной части днища металлического понтона или плавающей крыши на герметичность;

2) акт заводских испытаний коробов понтона или плавающей крыши на герметичность и акт испытания их после монтажа;

3) акт проверки заземления понтона или плавающей крыши;

4) документы, удостоверяющие качество материалов, использованных для изготовления уплотняющего затвора;

5) документы, удостоверяющие качество резинотканевого или синтетического материала, использованного для изготовления неметаллического ковра понтона;

6) документы, удостоверяющие качество клеев, использованных при склеивании неметаллического ковра понтона;

7) ведомость отклонений от вертикали направляющих понтона и направляющих патрубков понтона или плавающей крыши и наружного цилиндрического листа короба борта понтона.

261. Для резервуаров повышенного давления, кроме документов, указанных в пункте 273 настоящих Правил, дополнительно составляются:

1) схема геодезических отметок котлована для установки плит-противовесов анкерных болтов;

2) документы, подтверждающие марку бетона железобетонных плит-противовесов;

3) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов по форме согласно приложению 24 к настоящим Правилам;

4) акт на послойное тpамбoвание грунта над плитами-противовесами по форме согласно приложению 25 к настоящим Правилам;

5) журнал выполнения монтажных соединений на болтах с контролируемым натяжением по форме согласно приложению 26 к настоящим Правилам.

262. Для резервуаров автозаправочных станций или заглубленных в грунт металлических резервуаров, кроме документов, указанных в пункте 273 настоящих Правил, дополнительно составляется:

1) акт на скрытые работы по изоляции корпуса;

2) акт на скрытые работы по креплению резервуара стальными хомутами к бетонному основанию;

3) акт на послойное трамбование грунта над корпусом резервуара противовесами;

4) документы, подтверждающие марку бетона основания резервуара.

Параграф 2. Эксплуатационная документация

263. На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, формируется следующая эксплуатационная документация:

1) технический паспорт резервуара, в котором указывают назначенный (расчетный) срок службы;

2) технический паспорт на понтон;

3) градуировочная таблица резервуара;

4) технологическая карта резервуара;

5) журнал текущего обслуживания;

6) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества по форме согласно приложению 28 к настоящим Правилам (далее – Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств);

7) схема нивелирования основания и геометрии резервуара;

8) схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

9) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

10) технологические карты на замену оборудования резервуаров;

11) акты испытания герметичности сварных соединений днища, кровли, стенки резервуара, согласно форме актов испытаний; результаты испытания резервуара на прочность наливом водой до высоты, предусмотренной проектом, заземления резервуара, смонтированного оборудования;

12) схема защиты от коррозии;

13) схема противопожарной защиты;

14) паспорта (с сертификатами) на запорную арматуру, дыхательные и предохранительные клапаны;

15) технологический регламент.

Сноска. Пункт 263 с изменением, внесенным приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

264. Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт составляется организацией, эксплуатирующей резервуар, и утверждается руководителем предприятия.

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

Глава 6. Требования по промышленной безопасности

Параграф 1. Требования по промышленной безопасности

265. Во избежание образования разрядов статического электричества необходимо:

1) применять пробоотборники, изготовленные из материалов, не дающих искр при ударе, и имеющие токопроводящие тросики, припаянные к пробоотборникам (тросики присоединяются к клеммам заземления на крыше резервуара до отбора пробы);

2) использовать одежду из тканей, не накапливающих зарядов статического электричества, и обувь, исключающую искрообразование.

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.

267. Не допускается ремонтировать фонарь и заменять лампу непосредственно в резервуаре.

268. В каре обвалований резервуарных парков необходимо периодически, согласно графику, брать анализ воздушной среды на взрывоопасность.

269. Люки, служащие для измерения уровня и отбора проб из резервуаров, должны иметь герметичные крышки, а замерное отверстие с внутренней стороны – кольцо или колодку из материала, исключающего искрообразование.

270. Не допускается отбирать пробы и измерять вручную уровень легковоспламеняющихся нефтепродуктов во время их откачки или закачки.

271. На крыше резервуара допускается передвижение по трапам, движение непосредственно по крыше резервуара не допускается. Площадка для обслуживания оборудования на кровле резервуара жестко соединяется с верхней площадкой маршевой лестницы. Применение для площадок настила из досок не допускается.

272. Для удаления, разлившейся при аварии нефти, нефтепродукта, а также для спуска ливневых вод на канализационных выпусках из обвалований устанавливаются запорные устройства в виде клапанов-хлопушек, приводимые в действие вне пределов обвалования.

273. При появлении трещин в швах, в основном металле стенок или днища действующий резервуар освобождается и подготавливается к ремонту. Не допускается заварка трещин и чеканка на резервуарах, заполненных нефтью, нефтепродуктами.

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.

275. В резервуарном парке не допускается проезд тракторов и автомобилей, не оборудованных искрогасителями. На участках, где возможно скопление газов и паров нефти, нефтепродукта, устанавливаются знаки, запрещающие проезд автомобиля, тракторов, мотоциклов и иного транспорта.

276. Курение на территории резервуарного парка категорически не допускается и разрешено только в специально отведенных и оборудованных для курения местах.

277. Всех работников, обслуживающие резервуары с сернистыми нефтепродуктами, а также с продуктами, обладающими токсичными свойствами (бензол, толуол, ксилол и иные вещества), ознакамливают с опасностями, которые могут возникнуть при работе с этими нефтепродуктами.

Сноска. Пункт 277 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

278. При отборе проб и измерении уровня нефтепродукта через замерный люк не допускается наклоняться над замерным люком или заглядывать в него.

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

279. Операции с сернистыми нефтепродуктами по ручному отбору проб и измерению уровня, а также спуску грязи и воды выполняют работники в исправном фильтрующем противогазе установленной марки и в присутствии наблюдающего.

Сноска. Пункт 279 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

280. Организация и выполнение работ, связанных с зачисткой резервуаров, выполняется строго в соответствии с требованиями настоящих Правил.

281. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
282. Исключен приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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.

284. Инженерно-технические работники строго выполняют нормы и инструкции по промышленной безопасности, и контролируют их выполнение своими подчиненными.

Параграф 2. Лестницы, площадки, переходы, ограждения

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).

286. Лестницы должны соответствовать следующим требованиям:

1) ступени выполняются из перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению;

2) ступени крепятся по торцам к бортовым полосам лестницы (косоурам) препятствующим проскальзыванию ноги и имеющим высоту не менее 150 мм;

3) минимальная ширина лестницы – 600 мм;

4) максимальный угол по отношению к горизонтальной поверхности - 50°;

5) минимальная ширина ступеней – 200 мм;

6) высота ступеней по всей высоте лестницы должна быть одинаковой и не превышать 250 мм (для катучей лестницы – 300 мм);

7) ступени должны иметь уклон во внутрь 2°-5° (разница отметок 5 мм - 10 мм);

8) поручень лестницы соединяется с поручнем переходов и площадок без смещения, высота поручня - 1,25 м от уровня ступеней;

9) конструкция поручня должна выдерживать нагрузку 0,9 кН, приложенную в верхней точке ограждения, конструкция лестницы должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН, распределенный на площади 200200 мм;

10) максимальное расстояние между стойками ограждения, измеренное вдоль поручня - 2,5 м;

11) поручни располагаются с обеих сторон кольцевой лестницы, если зазор между стенкой резервуара и лестницей превышает 200 мм, при этом зазор между настилом промежуточной площадки лестницы и стенкой резервуара не должен превышать 150 мм;

12) кольцевые лестницы полностью закрепляются на стенке резервуара, а нижний марш не должен доходить до земли около 100 - 25 мм;

13) при полной высоте лестницы более 9 м конструкция лестницы включает промежуточные площадки, разница вертикальных отметок которых не должна превышать 6 м;

14) подземные емкости оборудуются стационарной лестницей-стремянкой от люка до дна.

287. Площадки, переходы и ограждения выполняются с учетом следующих требований:

1) переходы снабжаются перилами с открытых сторон;

2) на резервуарах со стационарной крышей устанавливаются площадки обслуживания с перилами, для обеспечения доступа к местам, где расположено оборудование, требующее регулярной проверки или обслуживания;

3) ограждение должно устанавливаться по всему периметру крыши, а также по наружной (от центра резервуара) стороне площадок, располагаемых внутри крыши;

4) площадки обслуживания располагаются по периметру крыши;

5) переходы, соединяющие любую часть резервуара с любой частью соседнего резервуара либо отдельно стоящей конструкцией, должны иметь опорные устройства, допускающие свободное перемещение соединяемых конструкций;

6) настил площадок и переходов изготавливается из решетчатого, перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению, максимальная величина зазора между элементами настила не должна превышать 30 мм;

7) конструкция площадок и переходов должна обеспечивать свободный сток воды с поверхности настила;

8) ширина площадок и переходов по уровню настила - 600 мм;

9) высота верхнего поручня ограждения над уровнем пола должна быть не менее 1,25 м;

10) минимальная высота бортовой (нижней) полосы ограждения - 150 мм, с бортом не менее 0,15 м, примыкающие к перилам лестницы;

11) максимальный зазор между бортовой полосой и уровнем пола - 20 мм;

12) высота от уровня настила до средней полосы ограждения - около 0,5 м;

13) максимальное расстояние между стойками ограждения - 2,5 м;

14) верхняя площадка резервуара, имеет перила высотой не менее 1,25 м, с бортом не менее 0,15 м, примыкающие к перилам лестницы;

15) за исправностью резервуарной лестницы, прочностью перил, ограждения на крыше, проводится постоянный контроль;

16) площадки и ступени лестницы содержатся в чистоте, очищаются деревянными лопатами от наледи и снега, соблюдая правила безопасности, установленные для работ на высоте;

17) не допускается на лестницах и площадках оставлять посторонние предметы и детали оборудования, и производить их перемещение непосредственно по крыше резервуара;

18) во избежание нарушения прочности действующих резервуаров не допускаются работы с применением ударных инструментов (молотков, кувалд).

Параграф 3. Молниезащита резервуаров

288. Резервуары для легковоспламеняющейся и горючей жидкости относятся по устройству молниезащиты:

1) ко II категории (резервуары, относящиеся к зонам класса В-Iг);

2) к III категории (резервуары, относящиеся к зонам класса П-II - П-III).

289. Резервуары, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов через трубопроводы.

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.

290. Резервуары с толщиной металла крыши менее 4 мм защищаются от прямых ударов молнии отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеотводами.

291. Корпус резервуара при толщине металла крыши 4 мм и более, а также отдельные резервуары вместимостью менее 200 м³ независимо от толщины металла крыши достаточно присоединить к заземлителям.

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.

292. Защите от прямых ударов молнии также подлежат имеющиеся на резервуарах класса В-Iг дыхательные клапаны и пространство над ними, ограниченное цилиндром высотой 2,5 м и радиусом 5 м.

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.

294. Для защиты от заноса высоких потенциалов через подземные коммуникации необходимо при вводе последних в резервуар присоединять их к любому из заземлителей.

295. Для защиты от проникновения в резервуары высоких потенциалов через внешние трубопроводы, проложенные на опорах, необходимо:

1) на вводе в резервуар трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением растеканию тока не более 10 Ом для резервуаров II категории, не более 20 Ом для резервуаров III категории;

2) на ближайшей к резервуару опоре трубопроводы присоединять к заземлителю с импульсным сопротивлением не более 10 Ом для резервуаров II категории и 20 Ом для резервуаров III категории;

3) вдоль трассы эстакады через каждые 250 м – 300 м трубопроводы для нефтепродуктов с температурой вспышки паров 61 °С (334 К) и ниже присоединять к заземлителям с импульсным сопротивлением 50 Ом.

296. Плавающая крыша резервуара и понтоны для защиты от электростатической индукции соединяются гибкими металлическими перемычками с корпусом резервуара не менее чем в двух местах. Минимальная площадь сечения перемычки должна быть не менее 6 мм².

297. Молниеприемники изготавливают из различного металла любого профиля длиной не менее 200 мм, площадью сечения не менее 100 мм² и из многопроволочного оцинкованного троса площадью сечения не менее 35 мм² (диаметром около 7 мм).

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.

298. Токоотводы выполняются из стали, размеры которых соответствуют размерам указанным в таблице 4.

Таблица 4

Размеры токоотводов

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.

300. По расположению в грунте и форме электродов заземлители бывают:

1) вертикальные - из стальных вертикально ввинчиваемых стержней из круглой стали или забиваемых стержней из уголковой стали и стальных труб.

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;

2) горизонтальные – из полосовой или круглой стали, уложенные горизонтально на глубине 0,6 - 0,8 м от поверхности земли одним или несколькими лучами, расходящимися из одной точки, к которой присоединяется токоотвод;

3) комбинированные - вертикальные и горизонтальные, объединенные в общую систему.

301. Наименьшие размеры в сечении заземлителей должны быть не менее, чем указанные в пункте 314 настоящих Правил.

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.

302. При устройстве нового молниеотвода необходимо сначала сделать заземлитель и токоотводы, затем установить молниеприемник и немедленно присоединить его к токоотводу.

303. Во время грозы приближаться к молниеотводам ближе, чем на 4 м не допускается, о чем информируют вывешенные предупредительные надписи около резервуара или отдельно стоящего молниеотвода.

304. При эксплуатации устройств молниезащиты осуществляется систематическое наблюдение за их состоянием, в график планово-предупредительных работ должны входить текущее обслуживание (ревизии), текущие и капитальные ремонты этих устройств.

305. Ежегодно, перед наступлением грозового сезона, необходимо осмотреть состояние наземных элементов молниезащиты (молниеприемников, токоотводов), обращая особое внимание на места соединения токоведущих элементов.

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

306. После каждой грозы или сильного ветра все устройства молниезащиты должны быть осмотрены и повреждения немедленно устранены.

307. При техническом обслуживании необходимо обращать внимание на состояние токоведущих элементов, и при уменьшении их сечения (вследствие коррозии, надломов, оплавлений) больше чем на 30 % их необходимо заменить.

308. Проверка заземляющих устройств, включая измерения сопротивления растеканию тока, должны проводиться не реже одного раза в год (летом и при сухой почве).

Если сопротивление растеканию токов заземления превышает нормативное значение на 20 %, то необходимо установить дополнительные электроды или исправить заземляющее устройство.

309. Текущие ремонты молниезащитных устройств могут быть выполнены во время грозового периода, капитальные ремонты - только в негрозовой период года.

310. Результаты ревизий устройств молниезашиты, проверочных испытаний заземляющих устройств, проведенных ремонтов заносятся в журнал результатов ревизий устройств молниезащиты, проверочных испытаний заземляющих устройств. Допускается ведение электронных журналов по техническому обслуживанию.

311. Лица, проводящие ревизию молниезащиты, составляют акт осмотра и проверки с указанием обнаруженных дефектов.

Параграф 4. Защита резервуаров от статического электричества

312. Для предупреждения возникновения искровых разрядов с поверхности оборудования, нефти и нефтепродуктов, а также с тела человека необходимо предусматривать, с учетом особенностей производства, следующие меры, обеспечивающие стекание возникающего заряда статического электричества:

1) снижение интенсивности генерации заряда статического электричества;

2) устройство заземления оборудования резервуаров и коммуникаций, а также обеспечение постоянного контакта тела человека с заземлением;

3) уменьшение удельного объемного и поверхностного электрического сопротивления;

4) использование радиоизотопных, индукционных и иных нейтрализаторов.

313. Заземляющие устройства для защиты от статического электричества соединяются с заземляющими устройствами для электрооборудования. Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, допускается не выше 100 Ом.

Все металлические и электропроводящие неметаллические части оборудования резервуаров заземляются независимо от того, применяются ли иные меры защиты от статического электричества.

Лакокрасочное покрытие, нанесенное на заземленное металлическое оборудование, внутренние и наружные стены резервуаров, считаются электростатическим заземлением, если сопротивление наружной поверхности покрытия относительно заземленного оборудования не превышает 10 Ом.

314. Резервуары вместимостью более 50 м³ (за исключением вертикальных диаметров до 2,5 м) должны быть присоединены к заземлителям с помощью не менее двух заземляющих проводников в диаметрально противоположных точках.

315. Нефть и нефтепродукты закачиваются в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефти и нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается.

Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, а если это возможно, то струя направляется вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефти и нефтепродуктов выбирается таким образом, чтобы исключить разбрызгивание.

316. Скорость движения нефти и нефтепродуктов по трубопроводам необходимо ограничивать таким образом, чтобы заряд, приносимый в резервуар с потоком нефтепродукта, не мог вызвать с его поверхности искрового разряда, энергия которого достаточна для воспламенения окружающей среды. Допустимые скорости движения жидкости по трубопроводам и истечения их в резервуары зависят от следующих условий, влияющих на релаксацию зарядов: вида налива, свойств нефтепродукта, содержания и размера нерастворимых примесей, свойств материала стенок трубопровода, резервуара.

317. Для нефти и нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 Ом/м скорости движения и истечения допускаются до 5 м/с.

Для нефти и нефтепродуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 10 Ом/м допустимые скорости транспортирования и истечения устанавливаются для каждого нефтепродукта отдельно.

Для снижения до безопасного значения плотности заряда в потоке жидкости, имеющей удельное объемное электрическое сопротивление более 10 Ом/м, при необходимости транспортирования их по трубопроводам со скоростью, превосходящую безопасную, применяются специальные устройства для отвода зарядов.

Устройство для отвода зарядов из жидкого продукта должно устанавливаться на загрузочном трубопроводе непосредственно у входа в заполняемый резервуар так, чтобы при максимальной из используемых скоростей транспортирования время движения продукта по загрузочному патрубку после выхода из устройства до истечения в аппарат не превосходило 0,1 постоянной времени релаксации заряда в жидкости.

Если это условие конструктивно не может быть исполнено, то отвод возникающего в загрузочном патрубке заряда обеспечивается внутри заполняемого резервуара до выхода заряженного потока на поверхность имеющейся в резервуаре жидкости.

318. Нефть и нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.

При заполнении порожнего резервуара нефть и нефтепродукты подаются в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.

319. Для предотвращения опасности возникновения искровых разрядов на поверхности нефти и нефтепродуктов не должно быть незаземленных электропроводящих плавающих предметов.

320. Понтоны из электропроводящих материалов, предназначенные для уменьшения потерь нефти, нефтепродуктов от испарения, должны быть заземлены с помощью не менее двух гибких заземляющих проводников площадью сечения не менее 6 мм2, присоединенных к понтону в диаметрально противоположных точках.

321. Понтоны из неэлектропроводящих материалов должны иметь электростатическую защиту.

322. Ручной отбор проб нефтепродуктов из резервуаров допускается не ранее, чем через 10 минут после прекращения движения нефтепродукта.

Пробоотборник имеет токопроводящий медный тросик, один конец которого припаивается к корпусу пробоотборника, а на другом имеется наконечник под болт М10. Болт М10 с гайкой-барашком приваривается к периметровому ограждению заземленного резервуара. Перед отбором проб пробоотборник заземляется. Перед каждым использованием пробоотборника обязательно проверяется целостность медного токопроводящего тросика.

Работники, отбирающие пробы, обеспечиваются обувью с кожаной подошвой, укрепленной металлическими шпильками из неискрящихся материалов или подошвой из электронепроводящей резины.

Отбор проб из резервуара в одежде из синтетических тканей, кроме нательного белья, запрещается.

323. Осмотр и текущий ремонт заземляющих устройств, проводится одновременно с осмотром и текущим ремонтом всего технологического оборудования.

Измерения электрических сопротивлений заземляющих устройств должны проводиться не реже одного раза в год. Результаты измерений и ремонтов заносят в журнал по эксплуатации защиты от проявлений статического электричества. Страницы журнала пронумеровываются, прошнуровываются и скрепляются печатью. Допускается ведение электронных журналов по техническому обслуживанию.

324. Устройства защиты от статического электричества принимается одновременно с приемкой технологического и энергетического оборудования.

Глава 7. Обследование и комплексная дефектоскопия металлических резервуаров

Параграф 1. Общие положения

325. Техническое обследование и дефектоскопия предусматривают выявление износа элементов конструкций резервуаров (стенок, кровли, днища, несущих конструкций покрытий); установление механических характеристик материалов конструкций и геометрической формы резервуара; рентгенографический и ультразвуковой контроль сварных соединений.

326. Достаточно полную оценку общего состояния резервуара можно дать при наличии данных, характеризующих условия его работы за весь период эксплуатации с учетом всех факторов риска, которые отрицательно влияют на нормальную работу. В периоды между обследованиями осуществляется мониторинг состояния резервуаров, направленный на обеспечение надежности и механической целостности оборудования с учетом оценки факторов риска.

327. Первоочередному обследованию подвергаются резервуары, находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии; резервуары, изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой; резервуары, находящиеся в эксплуатации 20 лет и более, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

Параграф 2. Порядок проведения и объем контроля при обследовании и дефектоскопии

328. Объем контроля при обследовании и дефектоскопии определяется в зависимости от технического состояния, длительности эксплуатации резервуара.

329. Оценка технического состояния резервуара должна проводиться по результатам полного или частичного обследования. Частичное обследование выполняется без вывода резервуаров из технологического процесса (отключения), без их опорожнения и очистки, с целью предварительной оценки их технического состояния. Полное обследование резервуаров проводится после вывода их из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки.

330. Частичное обследование включает:

1) ознакомление с технической документацией;

2) внешний осмотр резервуара;

3) измерение толщины поясов стенки резервуара;

4) измерение геометрической формы стенок и нивелирование днища;

5) проверку состояния основания и отмостки;

6) составление технического заключения по результатам обследования.

331. Полное обследование предусматривает выполнение следующих работ:

1) ознакомление с технической документацией:

2) внешний осмотр резервуара с внутренней и наружной стороны, внешний осмотр понтона и плавающей крыши;

3) измерение толщины поясов стенки кровли днища, понтона (плавающей крыши) резервуара;

4) контроль сварных соединений неразрушающими методами;

5) механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений в случаях, указанных в пунктах 388 и 398 настоящих Правил;

6) химический анализ металла при необходимости согласно пункту 404 настоящих Правил;

7) измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

8) измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

9) проверку состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;

10) проверку состояния основания и отмостки;

11) составление технического заключения.

Сноска. Пункт 331 с изменениями, внесенными приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

332. При ознакомлении с технической документацией необходимо установить ее комплектность в соответствии с настоящими Правилами и собрать следующие сведения:

1) данные по изготовлению и монтажу резервуара, название изготовителя, номер проекта, дата изготовления и монтажа;

2) техническую характеристику резервуара (тип, высоту, диаметр, вместимость, количество поясов стенки, толщина стенки верхнего и нижнего пояса, толщина центральной части и окраек днища, толщина крыши);

3) сведения о металле (химический состав, механические свойства, толщину листов по сертификату качества);

4) характеристику проведенных ремонтов (когда, по какой причине, какие дефекты и как устранялись);

5) данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем нефтепродуктов.

333. При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

1) состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов;

2) местные деформации, вмятины, выпучины;

3) размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям;

4) состояние уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара.

334. Измерение толщины металла отдельных элементов резервуара проводится соответствующими приборами.

335. Контроль за качеством сварных соединений и основного металла осуществляется как неразрушающими, так и разрушающими методами.

336. При неразрушающем контроле в зависимости от конфигурации и местоположения швов используются следующие методы:

1) гамма- или рентгенографирование;

2) ультразвуковой контроль;

3) измерение геометрических размеров;

4) травление различными растворами;

5) магнитопорошковый или цветной (в отдельных случаях).

337. При контроле, связанном с разрушением, выполняются механические испытания, металлографические исследования и химические анализы металла.

338. Для проведения механических испытаний, химического анализа и металлографического исследования вырезаются контрольные образцы из резервуара.

339. При измерениях геометрической формы резервуара определяются отклонения образующей стенки от вертикали и размеры местных деформаций. Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

340. При обследовании отмостки определяется плотность прилегания днища к основанию, просадка основания, состояние отмостки, наличие и отвод атмосферных осадков.

341. Результаты контроля заносятся в паспорт резервуара с отметкой дефектов на эскизах.

342. По результатам контроля составляется техническое заключение о состоянии резервуара, и даются рекомендации по его ремонту.

Параграф 3. Подготовка резервуара к техническому диагностированию

343. При полном техническом обследовании резервуар выводится из эксплуатации, опорожняется, зачищается и дегазируется.

344. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.

345. До начала работ по обследованию резервуара необходимо выполнить следующее:

провести анализ газовоздушной смеси в резервуаре;

составить акт о готовности резервуара к проведению технического диагностирования, подписанный представителями владельца резервуара, организации, выполнявшей подготовку резервуара, и организации, выполняющей диагностирование;

получить наряд-допуск на проведение газоопасных работ на территории резервуарного парка и внутри резервуара;

проверить исправность приборов, аппаратуры и инструментов;

подготовить эскизы кровли, днища и развертки стенки;

подготовить яркую краску и кисти для нанесения отметок дефектных участков;

при отсутствии нумерации нанести на внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или соответствующими способами номера вертикальных стыков листов нижнего пояса (с нанесением их на схему). Нумеровать стыки по часовой стрелке от приемо-раздаточных патрубков или от шахтной лестницы;

нанести точки нивелирования (с нанесением их на схему) на фундаментах приемораздаточных патрубков (буква Т (трубы) с порядковым номером), на фундаменте лестницы (буква Л (лестницы) с порядковым номером) и газоуравнительной системы (буква Г (газоуравнительная система) с порядковым номером).

346. Внутреннюю поверхность стенки резервуара на высоту 1600 мм от днища очищают до металлической поверхности, используя обработку песком, дробью, суспензией кварцевого песка с водой или одним песком, гидроочисткой. В резервуарах без нанесенного ранее защитного внутреннего покрытия допускается производить зачистку без механических воздействий до полного удаления нефтяной пленки. Полости коррозионных каверн очищают до полного удаления продуктов коррозии.

347. Наружную и внутреннюю поверхности конструкции резервуара, шахтной лестницы и трубопроводов необходимо очистить от снега, воды, грязи, остатков и продуктов отложения хранимой нефти. Удалить наружное антикоррозионное покрытие в местах его повреждения. Очистить наружный контур днища от грунта, льда и иных загрязнений. Тщательно очистить металлической щеткой сварные швы и прилегающий к ним участок от загрязнений на ширине не менее 20 мм.

348. Тепловая изоляция, препятствующая контролю технического состояния, частично или полностью (в случае необходимости) удаляется.

349. Обеспечить освещенность рабочего места внутри резервуара при выполнении технического диагностирования не менее 50 лк.

350. Применение светильников с использованием напряжения 220 В может быть разрешено при условии питания их от разделительных трансформаторов (кроме автотрансформаторов), устройств защиты отключения типа, электропроводки в двойной резиновой изоляции с заземляющей шиной.

Параграф 4. Внешний осмотр поверхности основного металла

351. Поверхность резервуара осматривают с наружной, а затем с внутренней стороны в следующей последовательности:

1) окраек днища и нижняя часть первого пояса;

2) наружная часть первого и второго поясов, а затем третьего, четвертого поясов (осматривать с применением переносной лестницы);

3) верхние четыре пояса (осматривать с применением подвесной люльки, а при ее отсутствии необходимо использовать оптические приборы типа бинокль или подзорную трубу);

4) места переменного уровня нефтепродуктов;

5) кровля и перекрытие.

352. Осмотр кровли и перекрытия с внутренней стороны резервуара, возможен через вырезанное на кровле отверстие с использованием настила на фермах.

353. Осматриваемая поверхность очищается от грязи и нефтепродуктов.

354. Днище, стенки и кровля осматриваются по всей поверхности в доступных местах, как с наружной, так и с внутренней стороны. При выводе резервуара из эксплуатации после его зачистки выявляют дефекты (наличие рисок, волосовидных трещин, закатов, царапин, усадочных раковин, плен, вырывов, оплавления металла, коррозионных повреждений и иные дефекты).

355. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

356. Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

1) равномерную коррозию (когда сплошная коррозия проходит по всей поверхности металла);

2) местную (при охвате отдельных участков поверхности);

3) точечную, пятнистую, язвенную, в виде отдельных точечных и пятнистых поражений, сквозную, послойную.

357. Глубину раковин, образовавшихся от коррозии, подрезы измеряют штангенциркулем или специальным приспособлением с индикатором часового типа.

358. По результатам осмотра отмечают участки коррозионных повреждений поверхности и проводят измерение толщин ультразвуковым толщиномером.

359. Размещение патрубков на листах первого пояса или резервуара должно соответствовать проектным данным.

Параграф 5. Внешний осмотр соединений

360. Внешнему осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром очищаются от краски, грязи и нефтепродукта.

361. Внешний осмотр, измерения геометрических размеров проводятся шаблонами в условиях достаточной освещенности с целью выявления следующих наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта и документации завода изготовителя; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости и иных технических дефектов; отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому; несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

362. Геометрические размеры стыковых, нахлесточных и угловых швов измеряются с целью определения соответствия их размеров требованиям проекта на изготовление резервуара и требованиям межгосударственных стандартов: ГОСТ 17032-2010 для резервуаров объемом от 3 м³ до 100 м³ и ГОСТ 31385-2016 для резервуаров объемом от 100 м³ до 120 000 м³ с помощью шаблонов.

363. При осмотре сварных швов окрайка днища с наружной стороны необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояние между сварными швами окрайка днища и вертикальными сварными швами первого пояса.

364. Стыки нижнего пояса стенки резервуаров и листов днища, а также стыки верхнего пояса стенки и верхнего обвязочного уголка не должны совпадать друг с другом. Расстояние между стыками смежных элементов должно быть не менее 200 мм, а расстояние между монтажными стыками - не менее 500 мм.

365. Измеряется расстояние между сварными швами патрубков, расположенных на первом, втором и третьем поясах, и вертикальными и горизонтальными швами стенки резервуара.

Швы приварки отдельных элементов оборудования не должны быть расположены ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки и не ближе 200 мм от горизонтальных соединений стенки. Вертикальные сварные швы первого пояса стенки резервуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками.

366. Внешний осмотр и измерение сварных соединений проводятся в условиях достаточной освещенности контролируемого участка.

Параграф 6. Измерение толщины металла элементов резервуара

367. Для определения толщины металла применяются приборы, позволяющие измерять толщину в интервале от 0,2 мм до 50 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 °С до 40 °С.

368. Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения проводятся в местах, наиболее пораженных коррозией.

369. Толщину листов верхних поясов, начиная с четвертого, проверяют по образующей вдоль шахтной лестницы в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх).

Толщину нижних трех поясов проверяют по четырем диаметрально противоположным образующим. Толщину патрубков, размещенных на листах первого пояса, измеряют в нижней части не менее чем в двух точках.

370. Листы днища измеряются по двум взаимно перпендикулярным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

371. Толщины листов кровли измеряются по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее двух измерений на каждом листе.

372. В местах, где имеется значительное коррозионное разрушение кровли, вырезают отверстия размером 500х500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

373. При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трех) за его действительную толщину принимается средняя арифметическая величина от суммы всех измерений. При этом необходимо указывать на наличие данных измерений, отличающихся от средней арифметической величины более чем на 10 % в меньшую сторону.

374. При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или иного элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка или центральной части днища, кровли, центральной части понтона) принимается минимальная толщина отдельного листа.

375. Места измерения толщины элементов резервуара указываются в прилагаемых к заключению эскизах.

376. Измерение толщины листов понтона и плавающей крыши проводится на ковре, а также на коробах и ребрах жесткости.

377. При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки элементов резервуара заносится в паспорт с указанием координат места измерения, и при повторном обследовании измерение толщины выполняется в тех же точках.

Параграф 7. Неразрушающие методы контроля сварных соединений

378. Перед контролем сварных соединений резервуар освобождается от продукта, зачищается и подготавливается к ведению огнеопасных работ.

379. Сварные швы четырех нижних поясов стенки и днища очищаются от окалины, шлака и иных загрязнений.

380. Сварные швы предварительно подвергаются внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и иных видимых дефектов они подлежат устранению до просвечивания.

381. При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым иным доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением и применением ультразвука), имея в виду, что микроскопические трещины просвечиванием рентгеновскими и гамма-лучами могут быть не выявлены.

382. Методика контроля сварных швов с указанием применяемого оборудования и материалов для гамма-рентгенографии, требования к снимку, его фотообработка и расшифровка, дефекты снимков и способы их устранения, ведение учета и регистрации снимков, а также нормы контроля и оценка качества сварных соединений.

383. Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам (таких как шлаковые включения, трещины, газовые поры).

384. При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

385. Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от 5 °С до 55 °С.

386. Если данные, полученные в результате ультразвукового и радиографического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль проводят путем металлографических исследований.

Параграф 8. Механические испытания металла и сварных соединений

387. Для определения фактической несущей способности и пригодности резервуара к дальнейшей эксплуатации весьма важно знать механические свойства основного металла и сварных соединений.

388. Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлении трещин в различных местах корпуса и во всех иных случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок.

389. Для проведения механических испытаний основного металла и сварных соединений необходимо вырезать участок листа со швом диаметром 400 мм в одном из двух нижних поясов корпуса резервуара с таким расчетом, чтобы это место можно было легко и надежно отремонтировать с помощью сварки.

390. Центр вырезанного участка находится на вертикальном шве, на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов.

391. На вырезанную контрольную заготовку нанести маркировку (номер резервуара, пояса и листа); при последующей механической обработке маркировку перенести на образец.

392. Каждая заготовка (или партия), вырезанная для определения механических свойств, должна иметь сопроводительный документ, в котором отмечается наименование организации, номер резервуара и место вырезки, дата вырезки, фамилия ответственного лица за вырезку и его должность.

393. Из каждой контрольной заготовки для определения механических свойств основного металла необходимо вырезать:

1) три образца для определения предела прочности, предела текучести и относительного удлинения;

2) три образца для испытания на ударную вязкость;

3) два образца на статический изгиб.

394. При проверке прочностных и пластических характеристик основного металла, путем вырезки и испытания отдельных образцов, показатели механических свойств определяют как среднее арифметическое результатов, полученных на заданном числе образцов (по каждому виду испытаний).

Если при испытаниях металла одна из характеристик не удовлетворяет требованиям, то необходимо провести повторное испытание на удвоенном числе образцов, вырезанных из того же пояса.

395. Для определения механических свойств сварных соединений, из каждой контрольной заготовки, нужно вырезать:

1) три образца на статическое растяжение для определения предела прочности (размер плоских образцов 300х30 мм);

2) два образца для испытания на статический изгиб;

3) три образца для испытаний на ударную вязкость.

396. По результатам механических испытаний сварные соединения бракуются, если временное сопротивление ниже минимально допустимого предела для временного сопротивления основного металла (угол загиба при испытании сварных соединений ниже 120° - для углеродистых сталей; 80° - для низколегированных сталей толщиной 20 мм и менее; 60° - для низколегированных сталей толщиной более 20 мм).

397. Результаты механических испытаний основного металла и сварных соединений представляются в виде акта по форме согласно приложения 29 к настоящим Правилам (далее – Акт проведения механических испытаний и химического анализа металла), и приложены к паспорту резервуара.

Параграф 9. Металлографические исследования

398. Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

399. Образцы для металлографических исследований вырезают из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.

400. При металлографическом исследовании основного металла необходимо определить фазовый состав, величину зерна, характер термической обработки, наличие неметаллических включений и характер коррозионного разрушения (наличие межкристаллической коррозии).

401. Для металлографических исследований сварных соединений вырезают два образца (один на макроисследование, один на микроисследование) перпендикулярно к оси шва.

402. Образцы для макроисследований всех сварных соединений, а также для микроисследований сварных соединений включают все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла и подкладок для резервуаров телескопической сборки и ручной сварки.

403. По результатам металлографических исследований составляются технические заключения, которые прикладываются к паспорту резервуара.

Параграф 10. Химический анализ металла

404. Химический анализ металла проводится с целью установления соответствующей марки использованных материалов требованиям проекта на изготовление резервуара.

405. Для определения химического состава металла необходимо использовать образцы, вырезанные для механических испытаний.

406. В тех случаях, когда образцы для механических испытаний не вырезаются, а требуется определить химический состав, то берется стружка массой по 2 г на каждый исследуемый элемент.

407. Химический состав металла должен соответствовать техническим требованиям проекта на резервуар.

408. Результаты химического анализа лаборатории представляются в виде акта проведения механических испытаний и химического анализа металла, и прикладываются к паспорту резервуара.

Параграф 11. Измерения геометрической формы стенки и нивелирование днища резервуара

409. При выявлении действительной геометрической формы резервуара и определении величины отклонения от проектных требований необходимо измерить величину отклонения образующих стенки на уровне середины и верха каждого пояса от вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса.

410. Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6м по периметру резервуара.

411. Измерения отклонений образующих корпуса от вертикали проводятся отвесом путем прямых измерений, либо при помощи теодолита.

412. Измерения целесообразно проводить на заполненном и пустом резервуарах с целью определения мест расположения наиболее опасных деформаций. При этом необходимо обращать особое внимание на хлопуны и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений.

413. Величины неравномерной осадки наружного контура окрайка днища определяются путем нивелирования в тех же местах, в которых измеряется отклонение корпуса от вертикали.

Параграф 12. Проверка состояния основания и отмостки

414. При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

1) неплотное опирание днища резервуара на основание;

2) наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по иным причинам;

3) погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров;

4) наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

5) трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

6) наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка. Уклон отмостки определяется при помощи нивелира. При этом отсчет снимается с рейки, установленной на краю отмостки, прилегающей к резервуару, и на краю отмостки, прилегающей к кольцевому лотку. По разности отсчетов судят о наличии:

i = (h1-h2)/l,

где h1 - отсчет у края отмостки, прилегающей к кольцевому лотку;

h2 - отсчет у края отмостки, прилегающей к резервуару;

l -ширина отмостки.

Уклон отмостки i = 1:10.

7) не допускается эксплуатация резервуаров, давших осадку, негерметичных, с неисправным оборудованием.

Параграф 13. Проверка состояния понтона и плавающей крыши

415. При осмотре понтона, плавающей крыши необходимо обратить внимание на:

1) горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта);

2) плотность прилегания затвора к стенке резервуара, центральной, стойке и кожуху пробоотборника;

3) состояние сварных швов днища и угловых сварных швов коробов;

4) наличие хлопунов и вмятин на центральной части днища;

5) отклонение от вертикальности трубчатых опорных стоек, вертикального бортового листа коробов, трубчатых направляющих;

6) техническое состояние затвора.

416. На внутренней поверхности корпуса резервуара по ходу понтона и плавающей крыши не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин.

417. Контроль геометрических размеров и формы понтона (плавающей крыши) проводится путем измерений:

1) радиуса плавающей крыши и понтона, измеренного от центра до наружной поверхности вертикального бортового листа;

2) отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опирании на них понтона (плавающей крыши);

3) отклонений от вертикали трубчатых направляющих (на всю высоту);

4) зазоров между наружной поверхностью кольцевого листа и стенки резервуара;

5) отклонения вертикального бортового листа короба от вертикали.

Параграф 14. Оформление технических заключений по результатам обследования

418. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителями составляется техническое заключение, которое включает следующие данные:

1) место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки;

2) наименование организации, выполняющей проверку, фамилии, должность исполнителей;

3) проектные и фактические толщины листов кровли, стенки, понтона и днища резервуара;

4) виды аварий, число проведенных ремонтов и их краткое описание;

5) результаты внешнего осмотра и измерений;

6) расчет кольцевых напряжений, исходя из фактических толщин листов корпуса;

7) результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений;

8) результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;

9) результаты механических испытаний, химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случаях их проведения);

10) выводы по результатам обследования и комплексной дефектоскопии, которые содержат основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов или резервуара в целом;

11) заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации;

12) сведения об использованных оборудованиях при проведении обследования и диагностирования.

419. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии, затем утверждается руководством предприятия, в ведении которого находится служба дефектоскопии.

420. В заключении приводятся результаты оценки ремонтопригодности резервуара, определяются условия его дальнейшей эксплуатации и предложения по выполнению ремонтных работ.

По результатам оценки принимается одно из решений:

продолжение эксплуатации на установленных параметрах;

продолжение эксплуатации с ограничением параметров после проведения ремонтно-восстановительных работ;

продолжение эксплуатации после проведения ремонта;

продолжение эксплуатации после модернизации;

продолжение эксплуатации после реконструкции;

вывод из эксплуатации.

Глава 8. Указания по оценке технического состояния резервуаров

Параграф 1. Оценка состояния основных элементов резервуаров

421. Оценка технического состояния резервуаров проводится только при наличии следующих данных:

1) поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара;

2) фактических толщин листов поясов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин;

3) результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений;

4) результатов проверки качества основного металла и сварных соединений;

5) результатов контроля состояния оснований резервуаров.

422. Предельно допустимый износ листов кровли и днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % от проектной величины.

423. Предельно допустимый износ несущих конструкций покрытия (ферм, прогонов, балок, связей), а также окраек днища не должен превышать 30 % от проектной величины.

424. Предельно допустимый износ листов понтона и плавающей крыши по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50 % от проектной величины для центральной части, а для короба 30 %.

Параграф 2. Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов

425. Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов служат основанием для установления возможности его дальнейшей эксплуатации.

426. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, кровли, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара проводится на основании детального рассмотрения результатов технического обследования, полной дефектоскопии с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

427. Все выявленные при техническом обследовании и дефектоскопии данные, характеризующие состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность, уклон корпуса и иное, сравниваются с допускаемыми показателями в соответствии с проектными решениями и настоящими Правилами.

428. В случае выявления недопустимых отклонений от требований настоящих Правил и технической документации изготовителя (повреждение и деформация, потеки и потения на сварных швах и теле резервуара, неисправность КИПиА, запорной арматуры, предохранительных устройств, средств сигнализации, систем противоаварийной и противопожарной защиты, газоуравнительной системы, ограждений, лестниц, площадок) резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

429. Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующим испытанием и проверкой.

430. При большом объеме работ из-за износа металлоконструкций, требующих смены листов стенки, днища, кровли, несущих покрытий, переварки нескольких поясов стенки и иные работы, целесообразность восстановительного ремонта определяется экономическим расчетом.

431. Основание при решении вопроса о полной отбраковке резервуаров - неудовлетворительное качество металла, как по механическим свойствам, так и по химическому составу.

Глава 9. Ремонт металлических резервуаров

Параграф 1. Общие указания

432. Требования распространяются на работы по исправлению оснований и фундаментов; ремонту днищ, стенок, покрытий, металлических понтонов и плавающих крыш вертикальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных без давления, низкого давления до 2 кПа и повышенного давления до 70 кПа, а также горизонтальных цилиндрических резервуаров сварных и клепаных, работающих при давлении до 40 кПа.

Требования не распространяется на резервуары высокого давления и резервуары для низкотемпературного хранения сжиженных газов.

Ремонт понтонов из неметаллических материалов осуществляется в соответствии с указаниями изготовителя.

433. Руководство предусматривает работы, выполняемые при ремонтах:

1) текущем – работы, осуществляемые без освобождения резервуара от нефти и нефтепродуктов (такие как ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных соединений; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара);

2) среднем - работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара с соблюдением правил промышленной безопасности (установка отдельных металлических накладок с применением сварочных работ; ремонт трещин и швов, ремонт или замена оборудования);

3) капитальном - работы, предусмотренные средним ремонтом, и работы по частичной или полной замене дефектных частей стенки, днища, покрытия, плавающей крыши (понтона) и оборудования.

434. Ремонты проводятся по графикам. Периодичность каждого вида ремонта устанавливают в зависимости от фактической скорости износа элементов конструкций с учетом особенностей эксплуатации в соответствии с результатами технических обследований резервуаров.

435. При капитальном ремонте резервуаров предусматриваются следующие работы (типовая схема):

1) обеспечение ремонтных работ материалами, оборудованием, инструментом, приспособлениями и иным необходимым;

2) освобождение резервуара от нефти и нефтепродукта и зачистка;

3) дегазация (промывка, пропарка, вентиляция);

4) обследование и дефектоскопия с выдачей технического заключения о состоянии резервуара;

5) составление дефектной ведомости;

6) разработка проекта производства работ;

7) исправление осадок (кренов), укрепление оснований, фундаментов;

8) замена изношенных элементов (участков стенки, днища, покрытия, понтона и иных элементов);

9) устранение дефектов с применением огневых работ и без их применения;

10) испытание на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил;

11) работы по нанесению защитных антикоррозионных покрытий;

12) составление и оформление документации на ремонт, и испытание резервуара.

Параграф 2. Подготовительные работы к ремонту

436. Ремонт резервуаров с огневыми работами разрешается проводить только после полной очистки резервуара от остатков нефти, нефтепродуктов, дегазации его, при обеспечении безопасности рядом расположенных резервуаров (освобождение от нефти и нефтепродуктов соседних резервуаров с надежной герметизацией их, уборка разлитого продукта с засыпкой песком замазученных мест, надежная герметизация канализации и отглушение всех коммуникаций) и наличии письменного разрешения руководства предприятия.

437. Очистку резервуаров от остатков нефти, нефтепродуктов должны выполняться под руководством инженерно-технических работников. Ответственный за подготовку руководствуется разработанными инструкциями по очистке и дегазации резервуара, утвержденными руководством.

438. Концентрацию паров углеводородов внутри резервуара, освобожденного от жидкого продукта, снижают до значения, меньшего нижнего предела взрываемости, используя систему естественной и принудительной вентиляции.

439. Для осуществления естественной вентиляции открывают люки на крыше и в нижних поясах стенки. При этом более тяжелые по отношению к воздуху углеводороды выходят из резервуара через нижние люки, а атмосферный воздух поступает внутрь резервуара через верхние люки. Естественная вентиляция более эффективна в высоких вертикальных резервуарах.

440. Для принудительной вентиляции используются вентиляторы, работающие на приток или вытяжку. Во избежание образования искры необходимо применять вентиляторы и двигатели взрывобезопасного исполнения. Подача вентилятора обеспечивает не менее чем 10 кратный обмен воздуха в час. Наличие паров углеводородов в резервуаре определяется газоанализаторами и иными по методикам, прилагаемым к приборам. Допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 0,3 мг/л, а в резервуарах из-под бензина - 0,1 мг/л.

441. Очистка резервуаров большого объема от тяжелых остатков отложений, которые содержат значительные количества легких углеводородов и создают реальную угрозу взрыва и пожара, промывается моющими растворами, подаваемыми специальными моечными машинками струями под напором 0,8-1,2 кПа. Одновременно с промывкой резервуара от тяжелых остатков происходит и его дегазация.

Моечная машинка надежно заземляется, а струи очищающей жидкости для уменьшения силы удара и разбрызгивания направляются под небольшим углом к поверхности.

442. Если на днище резервуара остается часть продукта, то резервуар необходимо заполнить водой выше уровня задвижки и всплывший продукт откачать.

443. Пропарку резервуаров небольшого объема проводят при одном открытом верхнем люке. Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается температура 60-70 °С.

Пар направляют через нижний люк по шлангу, выходное отверстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру последнего. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы заземляют для отвода зарядов статического электричества. Наконечники шлангов изготовляют из цветного металла.

444. При наличии плавающего металлического понтона верхнее и нижнее пространства под ним и над ним пропаривают отдельно. Резервуар с понтоном из синтетических материалов освобождают от паров нефти и нефтепродуктов, заполняя его водой.

Пробы воздуха для анализа из резервуара с плавающими крышами (понтонами) отбирают из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и верхней части над крышей (понтоном).

445. Перед началом работ по очистке, осмотру и ремонту рабочие проходят инструктаж.

Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение подготовительных и ремонтных работ. Рабочие, не прошедшие инструктаж, к работе не допускаются. Без оформленного наряда-допуска на производство работ и разрешения начальника цеха приступать к очистке, осмотру и ремонтным работам не разрешается.

446. Рабочие, выполняющие работу внутри резервуара, должны быть обеспечены спецодеждой и обувью без металлических гвоздей и подковок. При работах по очистке рабочие обеспечиваются шланговых противогазах. При необходимости использования противогазов со шлангами длиннее 10 м требуется применять противогазы с принудительной подачей воздуха.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение очистных и ремонтных работ в резервуаре, и записывается в наряде-допуске по форме установленной в Правилах оформления и применения нарядов-допусков при производстве работ в условиях повышенной опасности, утвержденных приказом Министра труда и социальной защиты населения РК от 28 августа 2020 года № 344 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 21151). Этот срок не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15 минут. Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен закрепляться в заранее выбранном месте в зоне чистого воздуха.

Сноска. Пункт 446 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

447. Поверх спецодежды надевается спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему сигнальной веревкой. Выведенный из люка конец сигнальной веревки длиной не менее 5 м находится в руках наблюдающего рабочего, который, подергивая ее и подавая голос, периодически осведомляется о состоянии самочувствия рабочего, находящегося внутри. В случае необходимости наблюдающий вытаскивает пострадавшего наружу.

448. Наблюдающий рабочий обеспечивается спецодеждой и защитными средствами, как и работающий внутри резервуара. Работы внутри резервуара в отсутствие наблюдающего рабочего не допускается

449. Для предотвращения искрообразования при работе в резервуаре до его полной дегазации разрешается применять только омедненный инструмент, деревянные лопаты, жесткие травяные щетки и прочие необходимые инструменты. Аккумуляторные фонари взрывобезопасного исполнения напряжением не выше 12 В необходимо включать до входа в резервуар и выключать после выхода из него.

450. Зачищенный резервуар подлежит сдаче специально назначенной комиссии для последующего выполнения ремонтных работ с оформлением соответствующего акта на выполненную зачистку резервуара.

451. Ремонт выполняют с учетом требований настоящих Правил. В каждом конкретном случае необходимо выбрать и уточнить метод ремонта дефектного места.

452. Выбранный метод ремонта утверждается руководством предприятия, эксплуатирующего резервуары.

Параграф 3. Ремонт оснований и фундаментов

453. При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы:

1) исправление краев песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;

2) исправление просевших участков основания;

3) заполнение пустот под днищем в местах хлопунов;

4) ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);

5) исправление отмостки.

454. При ремонте оснований для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем и в местах хлопунов применяют гидроизолирующий грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.

455. Грунт для приготовления гидроизолирующего слоя должен быть сухим (влажность около 3 %) и иметь следующий состав (по объему):

1) песок крупностью 0,1-2 мм - от 80 % до 85 %;

2) песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм - от 40 % до 15 %.

Примечания:

1) Глина с частицами размером менее 0,005 мм допускается в количестве 1,5 %-5 % от объема всего грунта;

2) Допускается содержание в песке гравия крупностью от 2 мм до 20 мм в количестве не более 25 % от объема всего грунта.

456. Присутствие кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. Количество вяжущего вещества принимается в пределах от 8 % до 10 % по объему смеси.

457. Если ремонтные работы проводят при положительной температуре наружного воздуха, то приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.

Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то грунт укладывают подогретым до 50-60 °С.

458. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара укрепляется путем устройства сплошного бетонного или бутобетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не проводится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков, утора, нижней части первого пояса.

459. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают по ним гидроизолирующий слой.

460. При неравномерной осадке основания резервуара, превышающей допустимые значения, ремонт осуществляют путем подъема резервуара (на участке осадки) с помощью домкратов и подбивки под днище гидроизолирующего грунта.

461. Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объемом 10 000 м3 и выше устраняют путем подбивки под днище бетона марки не ниже М100.

462. Фундаменты (опоры) горизонтальных резервуаров, получивших осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) на седло опоры бетона марки М100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

Параграф 4. Удаление дефектных мест

463. Дефектные участки сварных соединений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и иными дефектами конструкций днища, стенки, кровли или плавающей крыши (понтона) подлежат частичному или полному удалению и ремонту.

464. Размер дефектных участков, подлежащих удалению, определяют в зависимости от конкретных размеров дефекта и выбранного метода ремонта.

465. Дефектные места в целых листах стенки, уторном уголке, днище, кровле или понтоне удаляют механической или газовой резкой с последующей зачисткой кромки от шлака и наплывов расплавленного металла зубилом, напильником, механической или ручной стальной щеткой или шлифовальными машинками.

466. Дефектные участки сварных соединений удаляют:

1) вырубкой пневматическим (ручным) зубилом;

2) вырезкой абразивным кругом;

3) вырезкой газовой резкой;

4) вырезкой воздушно-дуговой резкой.

Вырубить зубилом дефектный участок можно только в том случае, если ремонт резервуаров выполняется при положительной температуре окружающего воздуха.

467. Вырезка дефектных мест сварного соединения или основного металла осуществляется путем перемещения резака по линии реза. При этом на кромках удаляемого дефектного участка образуется канавка с закругленными краями и чистой поверхностью, не нуждающейся в дальнейшей очистке и механической обработке.

468. Подрубка корня шва, удаление заклепок, разделка трещин, выплавка дефектных участков листа, V-образная подготовка кромок листов под сварку, а также разделительная резка низкоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали проводится воздушно-дуговой резкой резаком.

469. Кромки деталей после кислородной или дуговой (воздушной и кислородной) резки не должны иметь неровностей, прожогов и шероховатостей более 1 мм.

470. При толщине металла свыше 5 мм, в котором выявлена трещина, кромки трещин разделывают под сварку с V-образной подготовкой (угол раскрытия 60°-70°). При толщине элементов менее 5 мм кромки трещины не разделывают.

471. Разделка кромок может осуществляться ручным и пневматическим зубилами, кромкорезами (электрическими), шлифовальными кругами и кислородной резкой.

Параграф 5. Устранение дефектов с применением сварочных работ

472. Сталь, предназначенная для ремонта резервуаров, предварительно очищается от ржавчины, масла, влаги, снега, льда и иных загрязнений.

473. Разметка металла и шаблонов осуществляется с помощью чертилок, кернеров и иных приспособлений, а также мерительных инструментов, обеспечивающих высокую точность.

474. Шаблоны для контроля гибки, вальцовки и сборки могут изготовляться из тонкого стального листа, дерева, а также комбинированными (из дерева и тонкого стального листа); шаблоны для резки заготовок - из картона и дерева.

Шаблоны изготавливаются с учетом допустимых отклонений от проектных размеров при разметке (1,5 мм при длине шаблона до 4,5 м) и припусков на обработку (плюс 1 мм на каждый сварной шов при толщине металла до 16 мм).

475. Древесина для шаблонов применяется высушенная, из хвойных пород; картон - плотный толщиной 1,5 мм – 3 мм.

476. Резка заготовок листового металла, обработка кромок под сварку должны выполняться механическим способом или газовой резкой. Электродуговая резка листа 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 1 мм.

477. Сборка, подгонка и разделка кромок под сварку ремонтируемых листов и других конструктивных элементов в зависимости от конструкции резервуара выполняются в соответствии стандартов. Швы сварных соединений, ручная электродуговая сварка, основные типы и конструктивные элементы следующим образом:

1) сборку листов и других элементов при толщине до 5 мм выполняют внахлестку, при толщине более 5 мм - встык; размер нахлестки не менее 30 мм – 40 мм, зазор между листами не должен превышать 1 мм;

2) элементы (накладки), свариваемых внахлестку, на верхних поясах стенки устанавливают с внутренней стороны резервуара;

3) зазор между стыкуемыми кромками листов в стыковых соединениях принимаются не менее 1 мм и не более 2 мм;

4) в стыковых односторонних соединениях с подкладкой при зазорах между кромками более 4 мм толщину подкладки принимают равной толщине свариваемых листов;

5) элементы, соединяемые встык ручной дуговой сваркой, должны иметь разделку со скосом под углом 27° ± 3°;

6) элементы тавровых соединений (при выполнении ручной сваркой) должны иметь зазор между вертикальными и горизонтальными листами до 2 мм.

478. Элементы вставок и накладок на стенке резервуара до подгонки их по месту предварительно вальцуют (в холодном состоянии) до радиуса меньшего, чем радиус резервуара, на 1 м -2,5 м в зависимости от диаметра стенки резервуара.

Концы листов (вставок) подвальцовывают по шаблону. Зазор между шаблонами (на длине по дуге 1,5 м и 3 м) и листом толщиной 6мм и более после вальцовки не должен превышать соответственно 2 мм и 4 мм.

Не допускается искривление листа (конусность). Углы элементов вставок и накладок закругляют.

479. Расстояние между пересекающимися сварными швами элементов вставок и накладок в днище и кровле резервуара должны быть не менее 200 мм, на стенке резервуара - не менее 500 мм.

480. При сборке элементов конструкции под сварку детали соединяют посредством прихватов или при помощи стяжных приспособлений.

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

482. Катет сварного шва прихватки не должен превышать 6 мм, длина 50 мм – 60 мм. Расстояние между прихватками 400 мм – 500 мм.

483. Прихватки выполняют сварочными материалами, применяемыми для сварки проектных швов. Прихватки выполняют сварщики, допущенные к сварочным работам и имеющие удостоверения.

484. 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.

485. При наличии значительных вмятин или выпучин в кромках верхних поясов стенки, возникающих в результате недопустимого вакуума или избыточного давления, необходимо, кроме исправления вмятин (выпучин), тщательно осмотреть конструкции покрытия (щиты, фермы, прогоны и иное покрытие) и в случае наличия повреждений устранить их.

486. Правку деформированных мест элементов стенки, центральной части понтона и покрытия во избежание образования наклепа и возникновения хрупкости металла выполняется в горячем состоянии путем местного нагрева газовыми горелками.

Нагрев осуществляют полосами или треугольниками по предварительной разметке с выпуклой стороны.

Нагретые участки правят молотками или кувалдами. Температура нагрева для углеродистой стали должна быть не менее 700 °С - 850 °С.

Скорость охлаждения после правки элементов резервуара должна исключать закалку, коробление, трещины, надрывы.

487. Правку деформированных мест элементов резервуара в холодном состоянии выполняют натяжными и ударными приспособлениями через подкладной лист при положительной температуре наружного воздуха.

488. Правка и сборка заготовок (вставки, накладки) при температуре ниже минус 25 °С ударными инструментами запрещается.

489. При ремонте резервуаров применяют механизированную сварку под флюсом, в защитных газах и порошковой проволокой, а при необходимости также ручную дуговую сварку.

Применение газовой сварки для ремонта ответственных элементов резервуаров не допускается.

490. К производству сварочных работ при ремонте резервуаров допускаются квалифицированные электросварщики, имеющие удостоверения, подтверждающие их квалификацию и характер работ, к которым они допущены.

Механизированная сварка выполняется сварщиками, прошедшими обучение по управлению указанной аппаратурой и получившими соответствующие удостоверения.

Сварщики на месте работы проходят технологическое испытание в условиях, тождественных с теми, в которых будет проводиться сварка конструкций.

491. При выполнении сварочных работ с целью ремонта и исправления дефектных мест резервуаров должны соблюдаться следующие требования:

1) сварка стыковых швов окраек днища выполняется на соответствующей подкладке в два слоя и более, с обеспечением полного провара корня шва; подкладка устанавливается на прихватках; приваривать подкладку по контуру к днищу не допускается; конец стыкового шва выводиться за пределы окрайки на остающийся конец подкладки длиной не менее 30 мм, который удаляют после окончания сварки кислородной резкой; места среза подкладок тщательно зачищать; зазор между, подкладкой и кромками не более 1 мм;

2) технологические подкладки для сварки окрайков днищ должны иметь размеры: толщину 4 мм - 6 мм, длину более длины дефектного места на 100мм-150мм и ширину не менее 100 мм;

3) 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.

При необходимости удаления вертикального шва на всей высоте стенки (рулонируемые резервуары) его вырезку и ремонт проводят участками, не превышающими высоту пояса;

4) вертикальные стыки поясов стенки из листов толщиной до 5 мм разрешается собирать внахлестку, сваривая иx с наружной и внутренней стороны резервуара;

5) соединение листов кровли и днища резервуара выполняется внахлестку с наложением сварочного шва с наружной стороны (в нижнем положении).

492. Ручную сварку стыковых швов при ремонте резервуаров выполняют обратноступенчатым способом.

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.

493. Сварку швов в нахлест проводят обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 300мм-500мм.

494. Ручную сварку многослойных угловых тавровых швов приварки стенки к днищу выполняют секциями обратноступенчатым способом. В пределах каждой секции швы также сваривают обратноступенчатым способом участками длиной до 300 м. Длина единовременно свариваемого шва каждого слоя секции принимается до 900 мм.

При сварке низколегированных сталей длина каждой секции не должна превышать 350 мм.

Сначала заваривают внутренний шов, а затем наружный.

495. Многослойную сварку стыков из низколегированной стали (при толщине более 6 мм) выполняют короткими участками, так, чтобы последующий шов накладывался на неостывший слой. На последние слои, имеющие температуру около 200 °С, по линии их стыка накладывают отжигающий валик, края которого должны отстоять на 2 мм – 3 мм от ближайших границ проплавления.

496. Механизированную сварку стыков под флюсом (полуавтоматами) выполняют без предварительного скоса кромок металла толщиной до 12 мм и со скосом кромок - при толщине более 12 мм.

497. Сварку стыков в углекислом газе выполняют без предварительного скоса кромок металла толщиной до 10 мм и со скосом кромок - при толщине более 10 мм.

498. В процессе выполнения механизированной сварки при случайном перерыве в работе сварку разрешается возобновлять после очистки концевого участка шва длиной 50 мм и кратера от шлака; этот участок и кратер полностью покрывают швом.

499. Наложение шва поверх прихваток допускается только после зачистки их от шлака и кромок основного металла от брызг. При этом неудовлетворительно выполненные прихватки удаляются и при необходимости выполняются вновь.

500. При ручной и механизированной дуговой сварке (полуавтоматом) зажигать дугу на основном металле вне границ шва и выводить кратер на основной металл запрещается.

501. Сварщик наносит присвоенный ему номер или знак рядом с выполненными им швами.

502. Рабочее место сварщика, а также свариваемая поверхность конструкции резервуара должны быть защищены от дождя, снега и сильного ветра.

503. Если в процессе сварки в сварном соединении или листе образуется новая трещина, лист удаляют и заменяют новым.

504. Дефекты в сварных соединениях устраняются следующими способами:

1) перерывы швов и кратеров заварены;

2) сварные соединения с трещинами, а также непроварами и иными недопустимыми дефектами удалены на длину дефектного места плюс по 15 мм с каждой стороны и заварены вновь;

3) 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.

505. Перекрывать наплавкой валика дефектные участки швов без предварительного удаления ранее выполненного дефектного шва, а также исправлять негерметичность в сварных швах путем зачеканки запрещается.

506. При заварке мест удаленных дефектных участков швов обеспечивается перекрытие прилегающих концов основного шва.

507. Исправленные сварные швы проходят повторный контроль.

508. По окончании сварочных работ, выполнявшихся при ремонте и устранении дефектных мест резервуара, все вспомогательные сборочные приспособления и остатки, крепивших их швов удаляются, сварные соединения, и место сварки очищается от шлака, брызг, натеков металла и при необходимости окрашивается.

509. Ремонт негерметичных клепаных соединений резервуаров допускается выполнять наложением на дефектные места (с последующей обваркой по контуру) коробчатых элементов.

Параграф 6. Контроль качества ремонтных работ, испытание резервуаров, приемка резервуаров после ремонта

510. Контроль выполненных работ осуществляют путем:

1) внешнего осмотра мест и элементов исправления в процессе сборки, сварки резервуаров с измерением сварных швов;

2) испытанием швов на герметичность;

3) проверкой сварных соединений рентгено- и гамма-просвечиванием или иными физическими методами;

4) окончательным испытанием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

511. Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах.

512. Сварные стыковые и нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с наружной стороны и прерывистым с внутренней, проверяют на герметичность путем обильного смачивания их керосином. Контролируемую сторону шва очищают от грязи и ржавчины и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть.

Шов смачивают керосином посредством опрыскивания не менее двух раз струҰй под давлением из краскопульта, бачка керосинореза или паяльной лампы. Допускается протирать швы 2-3 раза тряпкой, обильно смоченной керосином.

Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность вакуумкамерой или керосином. В последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина и после ее высыхания сварные соединения с наружной стороны опрыскивают керосином. Шов обрабатывают керосином не менее двух раз с перерывом 10 минут.

Испытания на герметичность двусторонних нахлесточных сварных соединений и стыковых швов, сваренных на остающейся подкладке, осуществляются введением керосина под давлением 0,1 МПа - 0,2 МПа в зазор между листами или подкладкой планкой через специально просверленные отверстия. Отверстия после проведения испытания заваривают. Перед заваркой отверстия пространство между листками должно быть продуто сжатым воздухом.

На поверхности, окрашенной меловым раствором, после смачивания керосином не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже 0 °С - в течение 24 ч.

В зимних условиях для ускорения процесса контроля разрешается смачивать сварные соединения керосином, предварительно нагретым до температуры 60 °С – 70 °С, в этом случае процесс контроля герметичности сокращается до 1 ч.

513. Испытание на герметичность сварных соединений резервуаров проводится (керосином, вакуумом, давлением).

514. Контролю вакуум-методом подвергают сварные соединения днищ, центральной части плавающей крыши и понтона (нахлесточные и угловые соединения). Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи и пыли, смачивают индикаторным мыльным раствором (при положительной температуре) или раствором лакричного корня (при отрицательной температуре). Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Водный раствор мыла применяется только при температуре не ниже минус 20 °С. Водный же экстракт лакричного корня представляет собой универсальный пенообразующий индикатор, как в летнее, так и в зимнее время. Введение в него солей хлористого натрия или хлористого кальция позволяет вести работы по испытанию на герметичность при температуре наружного воздуха до минус 35 °С.

На контролируемый участок плотно устанавливают вакуум-камеру, которую подключают к вакуум-насосу.

Разрежение в камере должно составлять не менее 66,5 кПа для сварных соединений листов толщиной 4 мм и не менее 80,0 кПа для соединений листов большей толщины. Перепад давления контролируют при помощи вакуум-манометра.

При проверке герметичности сварных соединений на поверхности шва, покрытой индикаторным раствором, не должны появляться пузыри.

В местах сквозных дефектов возникают пульсирующие (лопающиеся, вновь возникающие и снова лопающиеся) пузырьки.

В местах мельчайших сквозных дефектов обнаруживаются скопления мелких нелопающихся пузырьков.

515. Испытание на герметичность сварных соединений закрытых коробов понтона и плавающих крыш проводят путем нагнетания в них воздуха компрессором до избыточного давления 1 кПа с одновременным смазыванием всех наружных швов мыльным раствором или иным пенным индикатором.

До начала пневматических испытаний необходимо сварные соединения очистить от шлака и загрязнений, проверить соединения простукиванием металла в зоне шва, тщательно осмотреть их и устранить выявленные дефекты.

Герметичность сварных соединений открытых коробов понтона проверяют вакуум-камерой или керосином.

516. Испытания на герметичность сварных соединений кровли и обвязочного уголка проводят одним из следующих способов: вакуум-камерой, керосином или внутренним избыточным давлением воздуха. При испытании сварных соединений керосином его впрыскивают под давлением во все нахлесточные соединения изнутри резервуара с нижней стороны кровли. При этом сварные соединения кровли с наружной стороны окрашивают водной суспензией мела или каолина.

517. Испытания сварных соединений кровли сжатым воздухом проводятся путем создания внутреннего избыточного давления при наполнении герметически закрытого резервуара водой до уровня не менее 1 м или посредством нагнетания воздуха компрессором внутрь резервуара, залитого водой на высоту не менее 1 м, до получения в обоих случаях избыточного давления, превышающего эксплуатационное на 10 %, а для резервуаров повышенного давления - на 25 %.

Для регулирования избыточного давления в кровлю резервуара вваривают специальные трубопроводы. Избыточное давление в резервуаре контролируют по показаниям водяного манометра, во всех случаях, когда вода (или воздух) поступает и когда подача воды (воздуха) прекращена, так как давление в резервуаре может повышаться в результате повышения температуры наружного воздуха или под влиянием нагрева солнечными лучами.

При испытании сжатым воздухом сварные соединения кровли снаружи смачивают мыльным раствором или иным пенным индикатором.

Примечания:

1) Контроль швов кровли в зимних условиях проводят керосиновой пробой;

2) В резервуарах повышенного давления конструкций в процессе испытания герметичности кровли на избыточное давление необходимо при достижении эксплуатационного давления проявлять осторожность (медленно повышать давление) во избежание потери устойчивости торцовой части.

518. Обнаруженные в процессе испытания на герметичность дефекты в сварных соединениях отмечают мелом или краской, удаляют на длину дефектного места плюс 15 мм с каждого конца и заваривают вновь.

Исправленные дефекты в сварных соединениях вновь подвергаются повторному контролю на герметичность. Исправлять одно и то же дефектное место разрешается не более двух раз.

519. Исправление негерметичных сварных соединений зачеканкой запрещается.

Обнаруженные дефекты в сварных соединениях кровли резервуара (неповышенного давления) устраняют повторной подваркой без удаления дефектных участков.

520. Если при просвечивании будут обнаружены недопустимые дефекты, то необходимо выявить границы дефектного участка путем дополнительного контроля вблизи мест с выявленными дефектами. Если при дополнительном контроле будут также обнаружены недопустимые дефекты, то контролю подвергаются все сварные соединения.

Выявленные дефектные сварные соединения или их участки исправляются и вновь провариваются.

521. Окончательные испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность проводят в случае среднего или капитального ремонта основания, днища, окрайков, стенки, покрытия и анкерных устройств (за исключением работ по герметизации и устранению мелких дефектов отдельных мест кровли, днища и верхних поясов стенки) посредством заполнения резервуара водой на полную высоту и создания соответствующего избыточного давления и вакуума.

522. B процессе испытания ведется наблюдение за появлением возможных дефектов в отремонтированных местах (в стыковых соединениях стенки, сопряжении стенки с днищем и иных ответственных соединениях).

Если в процессе испытания по истечении 24 ч на поверхности стенки резервуара или по краям днища не появятся течи и если уровень не будет снижаться, то резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание.

523. После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

524. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путем измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведенной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали при наполнении его до расчетного уровня проводят по отвесу, геодезическими и иными способами.

525. Качество ремонта металлического понтона (плавающей крыши) и уплотняющего затвора проверяют путем подъема и опускания понтона при заполнении резервуара водой.

При подъеме и опускании понтона (плавающей крыши) ведется контроль за работой уплотняющего затвора с целью выявления возможного заклинивания, неплотного прилегания, перекосов и неплавного его хода.

Места дефектов фиксируют и устраняют.

526. После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, испытание считается законченным и составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию.

527. Резервуар принимают в эксплуатацию после среднего и капитального ремонтов (при выполнении работы подрядной организацией) комиссией с участием представителей от организаций, эксплуатирующей резервуар и осуществляющей ремонт.

При выполнении работ силами предприятия комиссия назначается руководством этого предприятия.

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

529. После ремонта резервуары подлежат поверке в соответствии с требованиями законодательства об обеспечении единства измерений.

530. В зависимости от типа ремонтных работ прилагается следующая документация:

1) дефектная ведомость (при нескольких дефектах);

2) чертежи, необходимые при ремонте;

3) проект производства работ (далее - ППР) по ремонту резервуара или технологическая карта ремонта отдельных мест или узлов;

4) документы (сертификаты и иные документы), удостоверяющие качество металла, электродов, электродной проволоки, флюсов, клея и прочих материалов, примененных при ремонте;

5) акты приемки основания и гидроизолирующего слоя;

6) копии удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку конструкции при ремонте, с указанием присвоенных им цифровых или буквенных знаков;

7) акты испытания сварных соединений днища, стенки, кровли, понтона (плавающей крыши) на герметичность;

8) заключения по качеству сварных соединений стенки и окрайков днища со схемами расположения мест контроля при физических методах контроля;

9) журнал осмотра и устранения дефектов основного оборудования и арматуры резервуара;

10) документы о согласовании отклонений от чертежей и ППР, если при ремонте такие отклонения были допущены;

11) результаты нивелирной съемки по наружному контуру днища и самого днища; результаты измерений геометрической формы стенки, в том числе и местных отклонений;

12) результаты измерений местных отклонений кровли (для резервуаров повышенного давления);

13) результаты измерений зазоров между стенкой и понтоном (при замене элементов стенки и коробов понтона);

14) результаты измерений вертикальности установки направляющих понтона (плавающей крыши);

15) акт на антикоррозионное покрытие анкерных болтов в случае их ремонта;

16) документы, подтверждающие марку бетона, примененного для ремонта железобетонных плит фундаментов противовеса;

17) акт на послойное трамбование грунта над плитами-противовесами;

18) акт приемки смонтированного оборудования;

19) градуировочная таблица после ремонта резервуара, связанного с изменением его объема;

20) акт проверки омического сопротивления заземления.

531. Комиссией составляется акт на приемку резервуара в эксплуатацию с приложением документации на выполненные работы.

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

Параграф 7. Ремонт днищ

532. Ремонт днищ применением рулонных заготовок связан с демонтажем стального днища резервуара, а затем восстановлением его. В некоторых случаях осуществляется одновременный ремонт основания резервуара и днища (полная замена и частичная без замены окрайков).

533. Ремонт днища с применением рулонированных заготовок осуществляется по следующей последовательности:

1) подготовительные работы, включая изготовление рулонов и их доставку к ремонтируемому резервуару со всеми монтажными приспособлениями и оснасткой;

2) выполнение монтажных проемов в кровле резервуара;

3) демонтаж всего или частично подлежащего замене днища;

4) удаление демонтированных участков днища через проем;

5) подъем и подача рулонов в резервуар через проемы в крыше;

6) разворачивание рулонов и подтаскивание полотнищ в проектное положение с временным их закреплением и сваркой между собой и окрайками днища.

534. Монтажные проемы в крыше вырезают следующим образом: размечают монтажный проем, приваривают три подъемные петли, стропят крюк крана к петлям. После этого вырезают монтажный проем и с помощью крана вырезанные элементы удаляют с крыши резервуара.

535. После окончания ремонта днища и проверки качества сварочных работ монтажные проемы на крыше закрываются. Затем выполняют сварку элементов, закрывающих монтажные проемы, с крышей.

536. Ремонт оснований резервуаров, получивших неравномерную осадку в период эксплуатации, проводят различными способами. При осадке основания в зоне окрайков, когда не требуется исправления центральной части, осуществляют подъем резервуара, подсыпку и ремонт основания только периферийной части.

При больших деформациях центральной части основания или необходимости полного его ремонта резервуар поднимают и вырезают днище. Днище разрезают на две части и попеременно надвигают их одну на другую, ремонтируя основание. По окончании ремонта ремонтируется днище резервуара.

Параграф 8. Ремонт верхних поясов стенки

537. Ремонт начинают с установки всех приспособлений и рулона-заготовки внутри резервуара через вырезанное монтажное окно в кровле. Старые листы верхних поясов, подлежащих замене, вырезают через 6м по окружности и с помощью крана опускают на землю. Рулонная заготовка к этому времени устанавливается на подставку; при этом верхний край развертываемого рулона должен быть ниже верхней отметки стенки резервуара. Вертикальную кромку рулона закрепляют за стенку резервуара прихватками и рулон развертывают с одновременной передвижкой подставки с помощью крана и лебедки. При развертывании рулона клиньями последовательно поджимают полотнище по горизонтальным соединениям к стенке резервуара и обвязочному уголку. Подготовив участок длиной 6м, начинают сварку горизонтальных соединений полотнища со стенкой резервуара и обвязочным уголком.

По окончании сварки демонтируют на последующем участке часть листов стенки, кровли и полуферму. Длина участка, подготавливаемого к развертыванию рулона, не должна превышать 6 м.

538. При развертывании рулона после прижатия кромок проводится сварка нахлесточного шва обратноступенчатым способом. Длина ступени не должна превышать 250 мм. Горизонтальные нахлесточные стыки выполняют сплошными с наружной стороны резервуара и прерывистыми (длиной 200 мм через 200 мм) с внутренней. По окончании развертывания рулона и демонтажа катушки осуществляют замыкание вертикального соединения. Для резервуара вместимостью до 400 м3 оно выполняется внахлестку, а более 400 м3 встык.

539. Сборка соединения внахлестку ведется с помощью трактора или рычажных лебедок и клиньев, а встык дополнительно с помощью балок, устанавливаемых с внутренней и наружной сторон, а также стяжных винтовых приспособлений.

540. После окончания ремонта проводят испытание сварных швов отремонтированных поясов стенки на герметичность керосиновой пробой, а затем гидравлическое испытание всего резервуара.

Параграф 9. Ремонт нижних поясов стенки

541. Ремонт нижних поясов стенки резервуара с применением рулонных заготовок выполняют в соответствии с ППР и техническими требованиями действующих нормативных документов по монтажу резервуаров.

542. Порядок выполнения основных этапов работ следующий:

1) заготовка материалов;

2) изготовление рулона;

3) разметка на стенке резервуара вырезаемого участка;

4) вырезка монтажного проема для заведения рулона внутрь резервуара;

5) вырезка монтажного проема в кровле;

6) установка рулона с поддоном на днище;

7) закрепление на днище отводного блока;

8) запасовка троса, разворачивающего и передвигающего рулон;

9) вырезка заменяемого участка; разворачивание рулона.

543. До начала ремонтных работ с внутренней стороны стенки резервуара навешиваются монтажные лестницы, монтажный проем в стенке окантовывается ребрами жесткости, которые фиксируют вертикальное положение кромок стенки вырезанного проема.

544. Рулон-заготовку доставляют к резервуару на транспортном устройстве (санях), затем натяжным тросом перемещают вместе с санями в резервуар через проем в стенке, краном через верхнее монтажное отверстие рулон поднимают в вертикальное положение и устанавливают на поддон. Затем вытаскивают из резервуара транспортные сани.

545. Отводной блок закрепляется на днище резервуара, на расстоянии не более 8м от рулона и по мере развертывания и перемещения последнего переносится и закрепляется на новой позиции.

546. Обрезку удерживающих планок и развертывание рулона проводят с соблюдением необходимых мер безопасности в соответствии с ППР и нормативно-технической документацией по монтажу резервуаров.

547. Непосредственная замена дефектных поясов стенки на новые, проводится участками длиной по 6 м. Последовательно, по мере вырезки участков, разворачивают и передвигают рулонную заготовку.

548. Нижняя горизонтальная кромка заготовки при этом прижимается к заранее приваренным на днище упорам и прихватывается к днищу, верхняя кромка с помощью клиньев прижимается с внутренней стороны к оставляемой части стенки и прихватывается к ней.

549. Вырезка дефектного участка проводится с учетом наименьшей деформации остающихся кромок после вырезки; при этом строго соблюдается последовательность вырезки: в начале нижний горизонтальный, затем вертикальные и в последнюю очередь верхний горизонтальный рез.

Вертикальные участки разрезов стенки выполняют резчики с гидроподъемников. Монтажное отверстие в покрытии вырезают аналогично рассмотренному варианту ремонта стенки верхних поясов.

550. После окончания ремонта проводят испытание на герметичность сварных швов стенки, выполненных на ремонтной площадке, а затем гидравлическое испытание всего резервуара.

Параграф 10. Ремонт настила покрытия

551. Ремонт покрытия с применением рулонных заготовок целесообразно проводить в том случае, когда замене подлежит весь настил покрытия.

552. Рулонированные полотнища настила шириной 3 м из листов толщиной 2,5-3 мм изготавливают в цеховых условиях с применением механизированных способов сварки и наворачивают на барабаны диаметром 2,5 м. В один рулон может быть свернута вся заготовка для одного покрытия резервуара. Готовый рулон доставляется на ремонтную площадку.

553. Рулонированное полотнище на крышу резервуара можно подавать с помощью тросовой подвески. Она состоит из двух параллельных канатов с расстоянием между ними 250 мм, соединенных между собой короткими жесткими траверсами через 1 500 мм. Монтаж подвески и закрепление ее на обвязочном уголке крыши осуществляют с помощью тягового устройства, состоящего из тягового троса и монтажной лебедки, с грузоподъемной силой 30 кН.

В целях обеспечения прочности тросы подвески натягивают до соотношения стрелы провеса к длине в свету канатной подвески от 1:15 до 1:20.

554. После монтажа канатной подвески тяговый трос используется для подачи полотнища. С этой целью конец тягового троса закрепляют к начальной поперечной кромке разворачиваемого рулона.

К моменту подачи полотнища на крышу резервуара часть покрытия демонтируют, и это место подготавливают для укладки нового элемента из рулонной заготовки. В практике обычно начинают демонтаж участка кровли от стенки до стенки через центр резервуара. Ширина демонтируемой полосы – 3 м, что соответствует ширине рулона. Остальная часть настила покрытия временно не демонтируется и служит для передвижения по крыше монтажников и сварщиков.

555. Рулон разматывают монтажной лебедкой с помощью тягового троса и по канатной подвеске полотнище подают на подготовленный участок крыши. На крыше полотнище подгоняют к каркасу, закрепляют электроприхватками и обрезают по месту (по краю крыши у стенки резервуара). Тяговый трос освобождают и закрепляют к оставшемуся полотнищу, расположенному на канатной подвеске. Следующий участок полотнища подается повторным действием тяговой лебедки и троса, при этом элемент полотнища, предназначенный для замены следующего участка, временно укладывают на первый участок и обрезают. С помощью рычажных приспособлений и лебедок вновь укладываемый элемент покрытия перемещают по крыше на подготовленный участок демонтированную полосу старого настила.

Уложенные элементы покрытия приваривают с одной стороны к ранее уложенному участку, с другой к каркасу.

556. Демонтаж старого настила покрытия ведется по отдельным участкам параллельно с подготовкой новых элементов. Такая очередность позволяет использовать старый и новый настилы покрытия как монтажную площадку для раскроя рулонированного полотнища на элементы. Демонтированные элементы покрытия с помощью малой механизации опускают по тросовой подвеске на прилегающую площадку около резервуара и затем удаляют за пределы обвалования.

После замены всего покрытия сварные швы испытывают на герметичность вакуум-методом.

Глава 10. Меры безопасности при ремонте резервуаров

Параграф 1. Общие правила безопасности при организации и производстве огневых работ

557. К огневым работам относятся электрическая и газовая сварка, бензиновая, керосиновая или кислородная резка, кузнечные и котельные работы с применением переносных горнов, паяльных ламп и разведением открытого огня.

558. Огневые работы проводятся под руководством руководителя предприятия, участка, на территории которого будут выполняться огневые работы.

559. Огневые работы необходимо выполнять на специально отведенных площадках, расположенных с соблюдением установленных разрывов от взрывоопасных производственных участков.

Площадка должна иметь надпись "Сварочная площадка" с указанием лиц, ответственных за проведение работ. При необходимости огневые работы могут быть проведены в резервуарном парке с письменного разрешения руководителя объекта.

560. До начала огневых работ ответственный за их проведение согласовывает эти работы со службой техники безопасности; сделать анализ воздуха на отсутствие врзывоопасных концентраций газа (паров) прибором (допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 5 % нижнего предела распространения пламени - нижнего предела воспламенения); организовать выполнение всех мер безопасности и обеспечить место проведения огневых работ необходимыми средствами.

Выполнение огневых работ у трубопроводов, находящихся в эксплуатации, без предварительной подготовки и установки заглушек на продуктовых и топливных линиях или заполнения водой (инертным газом), а также в туннелях и лотках без соответствующей продувки и анализа воздуха запрещается.

561. Ответственный, за проведение огневых работ, сварщики и другие рабочие, принимающие участие в этих работах, расписываются в журнале учета о получении соответствующего инструктажа.

562. Приступать к огневым работам без письменного разрешения, выданного руководителем объекта, не допускается.

563. В местах проведения огневых работ и на площадках, где установлены сварочные агрегаты, трансформаторы, контрольно-измерительные приборы, должны быть приняты следующие меры безопасности:

1) полностью устранена возможность проникновения огнеопасных газов и паров нефтепродуктов к месту производства этих работ;

2) на расстоянии 15 м от площадки, на которой выполняют огневые работы, и мест установки сварочных агрегатов территория очищается от мусора, горючих, предметов, различных нефтепродуктов; места, где были пролиты нефтепродукты, необходимо засыпать песком или землей слоем не менее 5 см;

3) в радиусе 5 м от места проведения огневых работ не должно быть сухой травы.

564. При выполнении ремонтно-монтажных работ на предприятии огневые работы разрешается проводить не ближе 20 м от резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров с нефтепродуктами; если в резервуарном парке проводят операции по наполнению (откачке) резервуаров нефтепродуктами, огневые работы можно проводить только на расстоянии не ближе 40 м от этих резервуаров (электросварочные агрегаты должны быть установлены с наружной стороны обвалования на расстоянии не менее 20 м от резервуаров с нефтепродуктами).

565. При производстве сварочных работ запрещается:

1) приступать к работе при неисправной сварочной аппаратуре, проводах, шлангах, горелках и трубопроводах;

2) выполнять сварку аппаратов и трубопроводов, находящихся под давлением жидкости, газа, пара или воздуха без их дегазации, а также под напряжением электрического тока;

3) сваривать свежеокрашенные конструкции до полного высыхания краски;

4) прокладывать токоведущие сварочные провода совместно с газосварочными шлангами и трубопроводами;

5) переносить провода от сварочных аппаратов под напряжением, а также волоком (для переноски провода обесточивают и свертывают в бухту, а затем разворачивают);

6) пользоваться промасленной спецодеждой и рукавицами;

7) класть горящие горелки и раскаленные электроды на сгораемые предметы и материалы (для этих целей устанавливается специальная подставка из несгораемых материалов);

8) оставлять без присмотра включенные сварочные аппараты; использовать металлоконструкции или трубопроводы в качестве обратного провода;

9) оставлять в процессе работы, не защищенные от дождя и снега сварочные аппараты, контрольно-измерительные приборы и трансформаторы;

10) хранить в сварочных кабинах горючие предметы и спецодежду.

566. Огневые работы немедленно прекращаются при обнаружении поблизости горючих газов или паров нефтепродуктов.

567. По окончании огневых работ место их проведения тщательно проветривается и очищается от раскаленных огарков, окалины или тлеющих предметов, а при необходимости поливается водой.

Параграф 2. Газосварочные работы

568. Для временного производства газосварочных работ переносные ацетиленовые генераторы устанавливаются на открытых площадках, на взрывобезопасных местах.

Ацетиленовые генераторы необходимо ограждать и размещать не ближе 10 м от места проведения сварочных работ, от открытого огня и сильно нагретых предметов.

При установке ацетиленового генератора делают надпись: "ВХОД ПОСТОРОННИМ ВОСПРЕЩЕН - ОГНЕОПАСНО", "НЕ КУРИТЬ", "НЕ ХОДИТЬ С ОГНЕМ".

569. Запрещается размещать склады для хранения карбида кальция на территории резервуарного парка.

570. В местах хранения и вскрытия барабанов с карбидом кальция запрещается курить, пользоваться открытым огнем и применять инструмент, способный образовать при ударе искру.

571. Вскрытые барабаны с карбидом кальция защищаются непроницаемыми для воды крышками с отогнутыми краями, плотно охватывающими барабан. Высота борта крышки должна быть не менее 50 мм.

572. Баллоны с кислородом необходимо устанавливать от места сварки на расстоянии не менее 10 м, от ацетиленового генератора не менее 5 м.

На месте газосварочных работ разрешается иметь не более двух закрепленных баллонов с кислородом.

573. Хранение и транспортировка баллонов с газами разрешаются только с навинченными на их горловины защитными колпаками. При транспортировке баллонов не допускается толчков и ударов.

574. Баллоны с газом при хранении, перевозке и эксплуатации защищают от воздействия солнечных лучей и иных источников тепла.

Расстояние от горелок (по горизонтали) до отдельных баллонов с кислородом и горючими газами устанавливают не менее 5 м.

575. При обращении с порожними баллонами из-под кислорода и горючих газов соблюдаются такие же меры безопасности, как и с наполненными баллонами.

576. Для предотвращения взрывов ацетиленовые генераторы заряжаются только кусковым карбидом кальция и не более как наполовину объема ящиков реторт.

При загрузке ацетиленового генератора запрещается загружать карбид кальция завышенной грануляции или проталкивать его в воронку аппарата железными прутьями и проволокой, работать на карбидной пыли.

577. После зарядки ацетиленового генератора карбидом кальция весь воздух из газгольдера и шлангов горелки вытесняется газом.

578. Перед тем как зажечь газовую горелку, необходимо проверить работу гидравлического затвора и наличие в нем воды. Заполнять гидравлический затвор водой и проверять ее уровень в затворе только при включении подачи газа. Выполнять сварочные работы при неисправном гидравлическом затворе ацетиленового генератора категорически запрещается.

579. Перед началом газосварочных работ проверяются исправность газопроводящих шлангов и надежное их закрепление на присоединительных ниппелях аппаратуры, горелок, резаков, редукторов. Для этой цели применяют специальные хомутики.

На ниппели водяных затворов шланги надеваются плотно, но не закрепляются.

Не допускается использование шлангов, пропускающих газ, а также замена ацетиленовых шлангов кислородными и наоборот. В процессе газосварочных работ газопроводящие шланги необходимо оберегать от действия высоких температур и механических повреждений.

580. При разжигании горелки сначала постепенно открывают кислородный кран, а затем ацетиленовый с одновременным поднесением пламени спички или зажигалки. При тушении горелки вначале перекрывают подачу ацетилена, а затем кислорода.

581. При газосварочных работах перегрев горелки не допускается.

582. При обнаружении неисправности ацетиленового генератора или заметной утечки газа газосварочные работы прекращаются, из газгольдера выпускается газ, реторты очищаются от остатков карбида кальция, генератор промывается и направляется для ремонта в мастерскую. Запрещается ремонтировать ацетиленовые генераторы на месте проведения газосварочных работ.

583. По окончании работы карбид кальция в переносном генераторе должен быть полностью доработан. Известковый ил, удаляемый из генератора, необходимо выгружать в приспособленную для этой цели тару и сливать в иловую яму или в специальный бункер.

Открытые иловые ямы ограждаются перилами в радиусе 10 м от края ямы, а закрытые имеют несгораемые перекрытия или оборудованы вытяжной вентиляцией и люками для удаления ила. 584. При газосварочных работах и газовой резке запрещается:

1) приступать к работе при неисправных аппаратуре и шлангах;

2) отогревать замерзшие ацетиленовые генераторы, трубопроводы, вентили, редукторы и иные детали установок открытым огнем или раскаленными предметами (отогревать можно только горячей водой или паром), а также пользоваться инструментом, способным образовывать искры при ударе;

3) допускать соприкосновение кислородных баллонов, редукторов, шлангов и иного сварочного оборудования с различными маслами, а также с промасленной одеждой и ветошью;

4) курить и пользоваться открытым огнем на расстоянии менее 10 м от баллонов с горючим газом и кислородом, шлангов, ацетиленовых генераторов, газопроводов и иловых ям;

5) работать от одного гидравлического затвора двум сварщикам;

6) загружать карбид кальция в мокрые загрузочные корзины или при наличии воды в газосборнике загружать корзины карбидом более половины их объема (при работе генераторов "Вода на карбид");

7) оставлять баллоны со сжатым и сжиженным газами на солнце без укрытия;

8) оставлять ацетиленовые генераторы после окончания газосварочных работ не очищенными от остатков карбида кальция и ила, реторты, ящики и другие части генератора непромытыми;

9) продувать шланги для горючих газов кислородом и кислородный шланг горючими газами, пользоваться шлангами, длина которых превышает 30 м. При производстве монтажных работ допускается применение шлангов длиной до 40 м. Применение шлангов длиной свыше 40 м допускается в исключительных случаях с разрешения руководителя работ и инженера по технике безопасности;

10) перекручивать, заламывать или зажимать газопроводящие шланги;

11) переносить генератор при наличии в газосборнике ацетилена;

12) преднамеренно увеличивать давление газа в ацетиленовом генераторе, накладывая на колокол тяжелые предметы или увеличивать единовременную загрузку карбида кальция.

Параграф 3. Электросварочные работы

585. Сварочные генераторы и трансформаторы, а также все вспомогательные приборы и аппараты к ним, устанавливаемые на открытом воздухе, выполняются в закрытом или защищенном исполнении с противосыростной изоляцией и устанавливаются под навесами из несгораемых материалов.

586. Электросварочные установки (стационарные и передвижные) и свариваемые предметы при проведении сварочных работ заземляются.

Помимо заземления основного электросварочного оборудования в сварочных установках надлежит заземлять тот зажим вторичной обмотки сварочного трансформатора, к которому присоединяется проводник, идущий к изделию (обратный провод).

Заземление выполняют при помощи гибких изолированных проводов, снабженных специальными зажимами, обеспечивающими надежный контакт. Применение голых проводов и подручных металлических предметов для заземления не допускается.

587. Соединение жил сварочных проводов между собой должно выполняться горячей пайкой. Подключение электропроводок к электрододержателю, свариваемому изделию и сварочному аппарату допускается только при помощи специальных зажимов или медных кабельных наконечников, скрепленных болтами с шайбой.

588. Провода, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и иному оборудованию, имеют надежную изоляцию, защиту от действия высокой температуры, механических повреждений и химических воздействий.

Применять для электросварочных работ провода с поврежденной изоляцией и переносить провода сварочных аппаратов под напряжением запрещается.

589. При проведении электросварочных работ, связанных с частыми перемещениями сварочных установок, применяются механические шланговые кабели.

590. Обратный проводник от свариваемого изделия к источнику тока должен быть аналогичным основному проводу, присоединҰнному к электрододержателю.

591. При смене электродов в процессе сварки их остатки (огарки) складываются в специальный металлический ящик.

592. Во время перерыва, а также при уходе сварщика с рабочего места электросварочный аппарат и провода должны быть обесточены.

Параграф 4. Резка металла

593. При бензо-, керосине- и кислородной резке бачок с горючим должен находиться не ближе 5 м от баллонов с кислородом и от источников открытого огня и не ближе 3 м от рабочего места резчика. При этом бачок должен быть расположен так, чтобы на него не попадали пламя и искры при работе.

594. Перед зарядкой бачка горючим проверяются его исправность и герметичность. При пропуске горючей жидкости и неисправности насоса бачок эксплуатировать не разрешается.

595. Бачок оснащен исправным манометром, а также предохранительным клапаном, не допускающим повышения давления в бачке более 0,5 МПа. Нельзя выполнять резку металла при давлении воздуха в бачке, превышающем рабочее давление кислорода в резаке. Рабочее давление в бачке (с горючим) устанавливается не выше 0,3 МПа.

596. Для бензо-, керосино- кислородной резки бачки заправляются только фильтрованным горючим не более чем на 3/4 его объема, в специально отведенном помещении или на специально отведенной площадке.

Место заправки от места выполнения огневых работ и открытых источников огня расположено не ближе чем 20 м. Хранение запаса горючего допускается в количестве не более сменной потребности. Горючее необходимо хранить в исправной, небьющейся, плотно закрывающейся специальной таре.

597. Перед началом бензо-, керосино- кислородной резки необходимо проверить надежность и плотность присоединения бензостойкого шланга к бачку и резаку. Сальник запорного вентиля на бачке не должен пропускать горючее.

598. При обратном ударе пламени работа немедленно прекращается, а горелка тушится.

599. При резке металла бензо-, керосино- и кислородорезаком запрещается:

1) пользоваться неисправными аппаратами, шлангами и горелками;

2) применять загрязненное или с примесью воды горючее для бензорезов;

3) применять для подачи горючего к резаку кислородные шланги;

4) перегревать испаритель резака до вишневого цвета, а также подвешивать резак во время работы вертикально, головкой вверх;

5) направлять пламя и класть горелку на сгораемые предметы;

6) резать при давлении в бачке с горючим, превышающим рабочее давление кислорода в резаке;

7) зажимать, перекручивать или заламывать шланги, подающие кислород и горючее к резаку;

8) хранить запас горючего на рабочей площадке.

Сноска. Пункт 599 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 03.10.2023 № 533 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

600. При прекращении резки воздух из бачка выпускают только после гашения резака.

Приложение 1 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Указания по защите резервуаров от коррозии

1. Резервуары необходимо защищать от коррозии путем нанесения полимерных покрытий на внутреннюю и наружную поверхности. При наличии подтоварной воды с концентрацией солей не менее 0,3 % для противокоррозионной защиты днища катодная или протекторная защита. Защиту днищ резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами осуществляют с помощью катодных станций или групповых протекторов.

2. Перед проведением окрасочных работ новый резервуар необходимо подвергать гидравлическим испытаниям и градуировать. При подготовке к внутренней окраске эксплуатирующийся резервуар должен быть освобожден от нефти или нефтепродукта, зачищен, проверен на наличие дефектов и при необходимости резервуар подвергается текущему или капитальному ремонту. По окончании подготовительных работ резервуар принимают по акту, представленному в приложении 2 Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

3. Поверхность подготавливают непосредственно перед окраской, при этом осуществляют механическую очистку от продуктов коррозии, обезжиривание, дополнительную обработку модификаторами при наличии плотно сцепленной ржавчины с поверхностью металла.

На подготовленную поверхность наносят покрытие, причем каждый последующий слой покрытия допускается наносить только после технологической выдержки предыдущего слоя.

4. Работы по защите резервуаров от коррозии выполняются бригадами, укомплектованными специалистами, которые имеют соответствующую квалификацию. Бригады должны быть оснащены соответствующим оборудованием и механизмами.

5. Организацию и проведение окрасочных работ возглавляет руководство предприятия (нефтебазы, резервуарного парка).

6. Перед началом работ необходимо:

1) подготовить и проверить все оборудование для очистки поверхности и нанесения модификаторов ржавчины и эмали;

2) установить леса на определенную высоту;

3) при защите внутренней поверхности резервуара смонтировать вентиляцию и при необходимости вырезать монтажное окно в нижнем поясе для внесения в резервуар оборудования и лесов;

4) при проведении работ в ночное время используется освещение во взрывобезопасном исполнении;

5) для проведения подготовительной работы и приготовления лакокрасочных составов вблизи окрашиваемого резервуара нужно оборудовать открытую площадку с навесом;

6) при наличии понтона под ним устанавливаются стойки или иные приспособления для уменьшения его провисания.

7. Качество нанесенного покрытия необходимо контролировать по истечении полного времени формирования покрытия (сушки) согласно ТУ или проекту организации работ по следующим параметрам: толщине покрытия, сплошности, адгезии, а также визуальному осмотру.

8. По окончании работы по нанесению покрытия составляют акт приемки резервуара в эксплуатацию. К акту приемки должны быть приложены: паспорт на применяемые материалы, акт на скрытые работы, журнал производства работ по антикоррозионной защите.

Состояние покрытия проверяют при проведении эксплуатационных осмотров, ремонтных и очистных работ, но не реже одного раза в год. Результаты осмотра записывают в акте проверки. Состояние покрытия контролируют визуально после очистки резервуара от грязевых отложений. Завистные работы необходимо выполнять, не нарушая покрытия.

Покрытие, имеющее вздутие, растрескивание, отслоение или иные явные дефекты, считается поврежденным. В сомнительных случаях целостность покрытия определяют, проверкой адгезии (метод решетчатых надрезов). Поврежденные участки покрытия должны быть восстановлены.

Разрушенное покрытие удаляют механическим способом, поверхность зачищают и окрашивают по первоначальной схеме.

Приложение 2 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

ЖУРНАЛ
регистрации срабатывания установок систем блокировки и автоматических защит

№ записи п/п	Наименование и номер по схеме установки, оборудования	Дата и время срабатывания	Причина срабатывания	Фамилия, имя, отчество (при наличии), должность, место работы, подпись лица, производившего запись о срабатывании	Отметка об устранении причин срабатывания	Дата и время подключения установки, оборудования	Фамилия, имя, отчество (при наличии), должность, место работы, подпись лица, производившего запись о устранении и подключении
1	2	3	4	5	6	7	8

Приложение 3 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт № _______
на приемку основания резервуара №____ и гидроизолирующего слоя

г. ___________
"_____"___________20___ г.
__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии),

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации ___________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии),

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

технического надзора заказчика ___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), реквизиты документа о представительстве)

проектной организации (в случаях осуществления авторского надзора проектной организацией) ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), реквизиты документа о представительстве)

произвели осмотр выполненных работ по сооружению основания под резервуар
№_____ и установили следующее:
кольцевой фундамент, насыпная подушка и гидроизолирующий слой выполнены
в соответствии с проектом №______.
На основании результатов осмотра и прилагаемых документов основание
принимается под монтаж.
Акт составлен в ________ экземплярах.
Приложения:
1. Исполнительная схема на кольцевой фундамент и основание под резервуар №_______.
2. Акт на скрытые работы по подготовке и устройству насыпной подушки под резервуар №_______.
3. Акт на скрытые работы по устройству гидроизолирующего слоя под резервуар №_______.

Подписи:
Председатель комиссии	_____________________________________________ должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 4 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт № ______ испытания на герметичность швов покрытия
(кровли, понтона (плавающей крыши) резервуара № ______

г. _________ "_____"_________20___г.

__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика ______________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии), реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации ______________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии),

______________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что после окончания сварочных работ на покрытии
(кровле, понтоне (плавающей крыше)) резервуара №______ было проведено испытание
швов покрытия на герметичность
путем______________
при температуре окружающего воздуха ________________________________
с контрольной выдержкой в течение___________________________________
В результате испытаний установлено__________________________________
Выявленные дефекты швов (при их наличии) были устранены путем повторной подварки без вырубки дефектных участков.
На основании вышеуказанных результатов покрытие (кровлю, понтона (плавающую крышу)) считать____________________ испытание.
Акт составлен в ________ экземплярах.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 5 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных резервуаров

Таблица 1

Вертикальные резервуары

Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров, м
	со стационарной крышей		с плавающей крышей
	диаметр, Д	высота, H	диаметр, Д	высота, H
100	4,7	6,0	-	-
200	6,6	6,0	-	-
300	7,6	7,5	-	-
400	8,5	7,5	-	-
700	10,4	9,0	-	-
1000	10,4	12,0	12,3	9,0
2000	15,2	12,0	15,2	12,0
3000	19,0	12,0	19,0	12,0
5000	21,0	15,0	22,8	12,0
10 000	28,5	18,0	28,5	18,0
20 000	40,0	18,0	40,0	18,0
30 000	45,6	18,0	45,6	18,0
40 000	56,9	18,0	56,9	18,0
50 000	60,7	18,0	60,7	18,0
100 000	-	-	85,3	18,0
120 000	-	-	92,3	18,0
Примечание - В сырьевых резервных парках центральных пунктов сбора (НДС) нефтяных месторождений при технико-экономическом обосновании допускается применение резервуаров объемом 10 000 м3, диаметром 34,2 м высотой 12 м.

Таблица 2

Горизонтальные резервуары

Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров, м
	Диаметр, Д	Длина, L, при днище
		плоском	коническом
3	1,4	2,0	-
5	1,9	2,0	-
10	2,2	2,8	3,3
25	2,0	4,3	4,8
50	2,0	9,0	9,6
75	3,2	9,0	9,7
100	3,2	12,0	12,7
500	6,0	18,0	-
1000	6,0	35,8	-

Приложение 6 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма титульного листа

ЖУРНАЛ
распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефти и нефтепродуктов

Организация
__________________________________________________________________________
Резервуарный парк нефти и нефтепродуктов
_______________________________________________

Начат ________________________ Окончен ______________________

Дата и время	Содержание задания (распоряжения)	Задание выдано		Задание принято
		фамилия, должность	подпись	фамилия, должность	подпись

Пояснения и указания по заполнению журнала:

1. журнал распоряжений (указаний) по подготовке к перекачке нефти и нефтепродуктов является внутренним документом организации;

2. журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью ответственного лица;

3. в журнале отражаются основные операции задания: время проведения перекачки (начало и окончание) или погрузки в транспортные емкости, внутренние перекачки.

Приложение 7 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Технологическая карта эксплуатации резервуаров

"________" ______________ ________ г.
(число) (месяц) (год) по _________________________________

№ резервуаров по технологи-ческой схеме	Тип резерву-ара	Абсолют-ная отметка окрайки днища резервуа-ра у ПРП, м	Предель-но установ-ленный уровень заполне-ния резер-вуара, м	Приемо-раздаточные патрубки			Допусти-мое рабочее давление на крышу резервуара, избыточное /вакуум, мм вод.ст.	Дыхательная арматура
				диаметр / количес-тво, мм/шт.	расстоя-ние от оси (торца при донном клапане) патрубка до днища резервуа-ра, мм	максимально допустимая производи-тельность истечения нефти через один патрубок, м3/ч		дыхательный клапан, вентиляционный патрубок		предохранительный клапан
								тип, диаметр/ количество, мм/ шт.	суммар-ная пропуск-ная способ-ность, м3/ч	тип, диаметр/ количество, мм/ шт.	суммар-ная пропуск-ная способ-ность, м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

_____________________________________________
(наименование объекта)

Продолжение таблицы

Макси-мально допусти-мая скорость движе-ния понтона, плаваю-щей крыши, м/ч	Максимально допустимая производи-тельность заполнения /опорожнения резервуара, м3/ч	Макси-мально допусти-мая скорость изменения уровня нефти в резервуаре, м/ч	Количество резервуаров, одновремен-но подклюю-чаемых в технологи-ческую группу, шт.	Уровни и объемы продукта в резервуарах
				допустимый		технологический		максимальный рабочий
				минимально допустимый уровень и соответству-ющий ему объем, м/м3	максимально допустимый уровень и соответству-ющий ему объем, м/м3	расчетное время при определении технологического уровня, ч	технологи-ческий уровень и соответству-ющий ему объем, м/м3	расчетное время при определе-нии максималь-ного рабочего уровня, ч	максималь-ный рабочий уровень и соответствующий ему объем, м/м3
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

Технологическая карта эксплуатации резервуаров

1. Пояснения по заполнению отдельных граф приведенной формы технологической карты:

1) графа 4 предусматривает предельный установленный уровень заполнения резервуара.

Предельный установленный уровень заполнения резервуара - максимальный уровень возможного заполнения резервуара, определяемый проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

В соответствии с пунктом 7.1.11 СН РК 3.02-28-2011 "Сооружения промышленных предприятий":

Расстояние от верха стенки резервуара с плавающей крышей или опорного кольца в резервуаре с понтоном до максимального уровня жидкости принимаются с учетом технологических ограничений.

В резервуарах со стационарной крышей минимальное расстояние от низа врезки пенокамер до максимального уровня жидкости с учетом температурного расширения продукта и технологических ограничений.

2) в графах 5-7 приемо-раздаточные патрубки.

Если на резервуарах смонтировано более одного приемо-раздаточного патрубка и по ним осуществляются или могут осуществляться раздельный прием и откачка нефти или нефтепродукта, необходимо привести раздельные характеристики приемных и раздаточных патрубков.

Максимально допустимая производительность истечения нефти или нефтепродукта через один патрубок определяется при:

приеме нефти или нефтепродукта в резервуар - по максимально допустимой скорости истечения нефти или нефтепродукта в резервуар с обеспечением электростатической безопасности, в соответствие с таблицей "Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности";

откачке нефти или нефтепродукта из резервуара - по условиям обеспечения бескавитационной работы насосов.

Таблица

Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности

Диаметр приемо-раздаточного патрубка, мм	200	300	500	600	700
Максимально допустимая скорость, м/с	10,9	10,3	9,4	9,1	8,8

3) в графе 8 указывается допустимое рабочее давление на крышу резервуаров.

Допустимое рабочее давление на крышу резервуаров определяется проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

4) в графах 9-12 указывается дыхательная арматура.

Дыхательные и предохранительные клапаны резервуаров регулируются на давление (избыточное и вакуум) исходя из допустимого рабочего давления на крышу резервуара.

Дыхательные и предохранительные клапаны резервуаров одной технологической группы должны быть отрегулированы на соответствующие одинаковые избыточное давление и вакуум, не превышающие величину избыточного давления и вакуума любого резервуара этой группы.

Сопротивление вентиляционных патрубков при их паспортной пропускной способности не должно превышать допустимое рабочее давление и вакуум, установленные для крыши резервуаров.

Пропускная способность вентиляционных патрубков с огневыми предохранителями ограничивается пропускной способностью огневых предохранителей.

Суммарная пропускная способность дыхательных и предохранительных клапанов, вентиляционных патрубков в каждой технологической группе должна обеспечить безаварийную работу резервуаров при избыточном давлении и вакууме во всех ситуациях, включая аварийные.

5) в графе 13 указывается максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши.

Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого до максимально допустимого уровня при приеме и откачке нефти из резервуара определяется проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 2,5 м/с.

6) в графе 14 указывается максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуара.

Максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров ограничивается пропускной способностью дыхательной арматуры, допустимой производительностью истечения нефти или нефтепродукта через приемо-раздаточные патрубки, максимально допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши.

За максимально допустимую производительность заполнения и опорожнения резервуара принимается меньшая из производительностей, рассчитанная по вышеуказанным ограничительным показателям.

Максимально допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров определяется в соответствии с действующей нормативной документацией по проектированию и устройству вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

7) в графе 15 указывается максимально допустимая скорость изменения уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре по допустимой производительности заполнения и опорожнения

Максимально допустимая скорость изменения уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре по допустимой производительности его заполнения и опорожнения приводится для удобства оперативного контроля за производительностью.

8) в графе 16 указывается количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу.

Минимальное количество резервуаров, одновременно подключаемых в технологическую группу, определяется из условия:

не превышения допустимой производительности заполнения - опорожнения резервуаров с учетом возможного перетока нефти или нефтепродукта;

обеспечения технологического процесса перекачки нефти или нефтепродукта (при ожидаемой максимальной производительности приема или откачки нефти) в течение времени, принятого для определения допустимых уровней или технологического и максимального рабочего уровней.

В технологической карте эксплуатации резервуаров должно быть отражено минимально необходимое количество резервуаров. При подключении в технологическую группу большего количества резервуаров целесообразно в технологической карте или в отдельном приложении отразить все возможные варианты.

Основным показателем при определении максимальной допустимой производительности заполнения или опорожнения резервуара.

Если для приема и откачки нефти или нефтепродукта выделяются одни и те же группы резервуаров, за минимальное количество резервуаров в группах берется их наибольшее потребное количество, необходимое для приема или откачки нефти или нефтепродукта.

9) в графах 17-22 указываются уровни и объемы нефти или нефтепродукта в резервуарах:

Допустимые уровни нефти в резервуарах (графы 17-18):

Минимально допустимый уровень нефти или нефтепродукта для резервуаров типа РВС определяется как сумма большего из расчетных уровней по воронкообразованию, кавитации насосов или полному затоплению струи при приеме нефти в резервуары и дополнительного уровня, необходимого для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, необходимого для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, остановки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров или для переключения на откачку нефти с одной группы резервуаров на другую.

Минимально допустимые уровни нефти или нефтепродукта (м) в резервуаре определяются по формуле:

где: Н p.min - наибольший из расчетных уровней по воронкообразованию и кавитации насосов, полному затоплению струи, м;

Q - максимально допустимая производительность опорожнения резервуара, м3/ч;

t - время, необходимое для оперативных действий, ч;

S - площадь зеркала нефти в резервуаре, м2.

Минимально допустимые уровни нефти или нефтепродукта для резервуаров типа РВСП - вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей и понтоном, РВСПК - вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, определяются из условия нахождения понтона (плавающей крыши) на плаву.

Максимально допустимый уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре определяется как разница между предельным установленным уровнем заполнения резервуара и уровнем, необходимым для создания запаса емкости, достаточной для приема нефти из трубопровода на время оперативных действий по отключению резервуаров (передача соответствующих оперативных распоряжений и согласований, остановка перекачки и сброс давления с приемного участка нефтепровода, отключение резервуаров) или переключению приема нефти с одной группы резервуаров на другую.

Максимально допустимые уровни нефти или нефтепродукта (м) в резервуаре определяются по формуле:

где: Ноmax - предельный установленный уровень заполнения резервуара (графа 4), м;

Q - максимально допустимая производительность заполнения резервуара, м3/ч;

t - время, необходимое для оперативных действий, ч;

S - площадь зеркала нефти или нефтепродукта в резервуаре, м².

Технологический (минимальный рабочий) уровень нефти или нефтепродукта в резервуарах (графы 19-20).

Приложение 8 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма титульного листа

ЖУРНАЛ
осмотра и устранения дефектов основного оборудования и арматуры резервуара

Организация ___________________________________________________________
Резервуарный парк нефти и нефтепродуктов ________________________________
Начат _________________________ Окончен ______________________

Дата осмот-ра	Наимено-вание оборудова-ния, арматуры	Результат осмотра (обнару женные дефекты)	Выполнение работы по устранению дефектов	Дата устранения дефектов	Атмосферные условия (температура окружающей среды, осадки, влажность, сила ветра)*	Фамилия, должность лиц выполнив-ших ремонт	Подпись ответст-венного лица
*При наличие, указать особые условия, например: туман, гололед, штормовой ветер.

Пояснения и указания по заполнению журнала:

1) журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара является внутренним документом предприятия;

2) журнал ведется в одном экземпляре, пронумеровывается и скрепляется печатью. Количество страниц в журнале заверяется подписью ответственного лица;

3) в журнале отражаются результаты осмотра и устраняемые неисправности оборудования и арматуры резервуара.

Приложение 9 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Перечень основных проверок технического состояния понтона и устранение неисправностей

1. При визуальном осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить, нет ли нефтепродукта на поверхности ковра или затвора, разрывов ковра, зазора между затвором и стенкой резервуара.

2. При осмотре понтона внутри резервуара необходимо проверить:

1) герметичность швов ковра и нет ли разрывов в нем;

2) нет ли зазора между затвором и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине);

3) степень изношенности затвора (затвор считается изношенным, если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до тканевого материала);

4) герметичность коробов;

5) не засорился ли перфорированный кожух, предназначенный для ручного отбора проб и измерений уровня;

6) нет ли обрыва и коррозии токоотвода заземления (измеряют сопротивление растеканию тока токоотводов).

3. При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может проводиться сифонами (шлангами), передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов. Используемые передвижные насосные агрегаты устанавливаются вне резервуара и имеют взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов (шлангов), эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями техники безопасности и Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонтерезервуаров для нефти и нефтепродуктов.

4. Сварные соединения освобожденных из-под нефти или нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность.

В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.

5. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефти или нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением эпоксидных составов.

6. Неисправные элементы затворов и системы заземления должны быть заменены.

Особенности обслуживания и ремонта синтетических понтонов

7. В настоящее время применяются на новых и дооснащении действующих резервуаров синтетические понтоны следующих модификаций: пенополиуретановые конструкции, полиэтиленовые из полиэтилена высокой плотности, пленочные из полиамидной пленки, резинотканевые.

8. Монтаж синтетических понтонов начинается с подготовки резервуара, врезки люков-лазов, сооружения и соединения конструктивных элементов, обеспечивающих жесткость и плавучесть защитного покрытия (таких как поплавки, короба жесткости, настил), соединения элементов, обеспечивающих электростатическую защиту понтона. После чего ведутся монтажные операции по перекрытию кольцевого пространства резервуара (разворачивание и подсоединение к коробам жесткости рулона полиэтилена, ковра из пленки), технологические операции по напылению на арматуру жесткости компонентов пенополиуретана. Монтаж ведется согласно технической документации, проекту производства работ, разработанному проектными организациями.

При дооснащении полиэтиленовыми или пленочными понтонами резервуаров с центральной стойкой на ковре предусматривается монтажный шов, который сваривается или склеивается после монтажа по технологии организации-разработчика. После полной сборки понтона из пенополиуретана (далее - ППУ) вся его поверхность с целью электростатической защиты покрывается латексом согласно технологической инструкции. После нанесения латекса ходить по понтону не разрешается.

9. Огневые работы в резервуаре выше отметки опорного устройства понтона (1800 мм) после монтажа неметаллического понтона проводятся с принятием мер, исключающих попадание искр раскаленного металла на поверхность ковра.

10. После окончания монтажа представитель заказчика совместно с представителем монтажной организации проверяет качество сборки и монтажа понтона.

11. Технологический режим (такой как скорость подъема понтона, предельный уровень наполнения, максимальная температура хранимого нефтепродукта) определяется соответствующими инструкциями организаций-разработчиков синтетических понтонов.

12. При максимальном уровне наполнения обеспечивается запас свободного пространства над понтоном 300 мм – 500 мм до, выступающих частей кровли, балок. При заполнении до верхнего предельного уровня скорость наполнения заблаговременно (за 1 м -1,5 м) снижается до 150 м3/ч - 200 м3/ч.

13. В период эксплуатации резервуаров с синтетическими понтонами для сокращения потерь паров нефтепродукта нецелесообразно опускать уровень нефтепродукта ниже 1,8 м.

14. Осмотр понтона из ППУ предусматривается в графике эксплуатации не реже одного раза в шесть месяцев.

15. Зачистка и промывка резервуаров с понтоном из ППУ проводится с помощью моющего раствора типа МЛ-2. Применение острого пара запрещается.

16. При пропарке и промывке резервуаров с пленочными и полиэтиленовыми понтонами температура под понтоном должна быть не более 60 °С, а давление не более 0,3 МПа.

17. Ремонт понтона из ППУ в случае необходимости осуществляется в резервуаре путем зачистки дефектных мест, напыления или заливки ППУ и подклеивания эластичного затвора. Передвижение по понтону из ППУ во время ремонта и обслуживания его допускается только по трапам шириной 650 мм и длиной не менее 2 м. Передвижение по понтону из ППУ, когда он находится в плавучем состоянии, не допускается.

18. При текущем и среднем ремонте полиэтиленового понтона устраняют локальные дефекты ковра, негерметичность коробов, соединяют отвод статического электричества и заземляющего устройства в случае их обрыва или полностью заменяют токоотвод в случае коррозии. При капитальном ремонте понтона выполняются работы по частичной или полной замене ковра, затвора, сетки для защиты от статического электричества.

19. При текущем ремонте пленочного понтона проводится заклеивание обнаруженных разрывов ковра (технология склейки разрывов ковра приведена ниже), установка дополнительных промежуточных поплавков. При капитальном ремонте выполняются работы по частичной или полной замене ковра, сетки, затвора, замене или установке дополнительных поплавков, частичной или полной замене монтажной опоры.

20. При проведении капитального ремонта резервуара, связанного с полной заменой кровли, верхних поясов, предусматриваются меры предосторожности во избежание попадания искр, брызг сварки на синтетический материал понтона. При этом предусматриваются либо временный демонтаж и сворачивание в рулон ковра, либо временное затопление водой понтона при выполнении огневых работ (наличии дренажных устройств в коробах).

21. Срок службы синтетических понтонов должен быть не менее 10 лет.

	Приложение 10 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти
	и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Указания по дегазации резервуара с понтоном

1. Дегазация (очистка) резервуара осуществляется при положении понтона на стойках путем пропарки или промывки с последующей вентиляцией.

2. Для очистки понтона резервуар освобождается от остатка нефтепродукта, отсоединяется от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов закрываются заглушками с хвостовиком-указателем.

3. Резервуар необходимо пропарить, подавая пар одновременно под понтоном и над ним через люк-лаз и монтажный люк, расположенные соответственно на первом и третьем поясах стенки; пропарка должна выполняться при одном открытом световом люке. В процессе пропарки пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены через отжатый участок затвора кольцевого зазора между стенками резервуара и понтоном, расположенного на противоположной стороне от люков, через которые подается пар. Длина отжатого участка затвора должна быть не менее 10 м. Отжатие затвора от стенки резервуара может быть осуществлено с помощью деревянных клиньев или иных отжимных приспособлений. Во время пропарки внутри резервуара необходимо поддерживать температуру в пределах 60 °С - 70 °С, для синтетических не более 60 °С. Пропарка должна проводиться до полного удаления паров нефти и нефтепродукта из резервуара. Если для подачи используются шланги, то они оснащаются наконечниками из цветного металла. Паропровод и наконечники шлангов заземляются.

Примечание - Не допускается попадание струи пара на ковер и поплавки из синтетических материалов.

4. После окончания пропарки резервуар охлаждается до температуры не выше 30°С с проветриванием при открытии всех люков. Далее резервуар должен быть промыт водой путем дополнения его до максимально допустимого уровня с последующим опорожнением или промыт водяной струҰй (при этом не допускается попадание воды на поверхность понтона).

5. При выполнении работ по пропарке и вентилированию резервуара с понтоном крышки открытых люков и патрубков прикрепляются к своим фланцам одним или двумя болтами, затянутыми гайками.

6. Резервуар с понтоном, в котором имеются пирофорные отложения, необходимо пропарить при закрытом нижнем люке и открытых световом и замерном люках. Пар подаҰтся одновременно под понтоном и над ним. При этом газовые пространства над понтоном и под ним должны быть сообщены между собой. По окончании пропарки резервуар должен быть заполнен водой до верхнего уровня, после чего (для обеспечения медленного окисления пирофорных отложений) уровень воды необходимо снижать со скоростью не более 0,5-1 м/ч. Удаление пирофорных отложений из резервуара проводится в специально отведенное место. Пирофорные отложения до удаления из резервуара сохраняются во влажном состоянии. Пробы пирофорных отложений из резервуара отбираются по разрешению руководства предприятия специально подготовленными людьми при обязательном присутствии представителя пожарной охраны предприятия и с соблюдением мер безопасности, изложенных в Правилах обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Приложение 11 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Инструкция по определению герметичности сварных соединений понтонов

1. Герметичность сварных соединений понтона проверяется внешним осмотром, смачиванием керосином или вакуум-методом.

2. При проверке герметичности стыкового сварного соединения или нахлесточного соединения, выполненного с одной стороны сплошным швом, а с другой прерывистым, контролируемая сторона соединения тщательно очищается от грязи, окалины и окрашена водной суспензией мела или каолина. После высыхания водной суспензии обратная сторона соединения (сварного шва) обильно смачивается керосином не менее двух раз с перерывом 10 минут. На окрашенной водной суспензией мела или каолина поверхности сварного шва не должно появляться пятен в течение 12 ч, а при температуре ниже 0 оС в течение 24 ч.

3. Для проверки герметичности двусторонних нахлесточных сварных швов керосин вводится под давлением 0,098 МПа - 0,0196 МПа в зазор между листами через специально просверленное отверстие; после проведения испытания пространство между листами продувается сжатым воздухом, а отверстие заваривается.

4. При контроле сварных соединений вакуум-методом контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной 150 мм по обеим сторонам от шва очищается от шлака, масла и пыли, смачивается индикаторным мыльным раствором, а при отрицательной температуре - раствором лакричного корня. Далее на контролируемый участок плотно устанавливается вакуум-камера, которая подключается к вакуум-насосу. При проведении испытания разрежение в вакуум-камере составляет не менее 0,665 МПа для сварных соединений стальных листов толщиной 4 мм и не менее 0,079 МПа для соединений стальных листов большей толщины. Отсутствие пузырьков внутри камеры при проведении испытания свидетельствует о достаточной герметичности контролируемого участка сварного соединения.

Приложение 12 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Указания по восстановлению плавучести (работоспособности) затонувшего понтона

1. Восстановление плавучести (работоспособности) затонувшего понтона должно осуществляться в следующей последовательности:

1) измерить расстояние до поверхности затонувшего понтона через световые люки, при этом необходимо убедиться, что понтон находится на опорных стойках;

2) понизить уровень нефти или нефтепродукта в резервуаре до верхней кромки борта понтона путем ее откачки через раздаточный патрубок технологическими насосами, при этом нефть или нефтепродукт из надпонтонного пространства будет поступать в раздаточный патрубок через затворы направляющих стенок и кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном, а также через направляющие стойки.

2. При откачке необходимо:

1) ограничить по возможности расход нефти или нефтепродукта;

2) установить запасную крышку люка-лаза в третьем поясе с приваренным к ней сливным патрубком диаметром 80 мм – 100 мм;

3) заполнить резервуар водой до уровня не ниже нижней образующей сливного патрубка запасной крышки люка в третьем поясе, подавая воду в подпонтонное пространство. Во избежание образования статического электричества закачивается вода со скоростью 1 м/с. Если при закачке воды понтон всплывает в плоскости раздела вода - нефть, то воду необходимо подавать с помощью шланга также сверху через люк-лаз на центральную часть понтона;

4) откачать нефть с поверхности воды через сливной патрубок запасной крышки люка-лаза в третьем поясе;

5) дегазировать резервуар путем полного заполнения его водой и последующего опорожнения или путем вентилирования через все открытые люки;

6) снизить уровень воды до верхней кромки борта понтона путем слива ее через сифонный кран;

7) установить сифонные линии (шланги) для слива воды из отсеков и центральной части понтона в резервуар (рабочий устанавливает сифонные линии изнутри резервуара через люк-лаз), после чего через сифонный кран полностью удалить воду из резервуара. Для ускорения удаления воды могут быть использованы также передвижные насосы и установлены дополнительные сифоны (шланги) через люки в первом и третьем поясах стенки. При установлении сифонных линий соблюдаются требования безопасности, изложенные в настоящих Правилах;

8) проверить исправность всех элементов понтона и герметичность швов сварных соединений.

3. При отсутствии поврежденных элементов понтона резервуар можно эксплуатировать. При обнаружении повреждений элементов понтона и его негерметичности резервуар выводят из эксплуатации и ремонтируют.

Приложение 13 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма

Журнал контроля воздушной среды

№ п/п	Дата, время и место отбора пробы	Наименование токсичных и взрывоопасных веществ	Метод отбора проб. Тип и номер прибора	Фамилия и должность лица, выполняющего анализ	Санитарная допустимая норма или/пределы взрываемости, нижний/верхний в % объемных	Результаты анализа в мг/м3 или % объемных		Подпись специально назначенного лица (начальника смены, мастера)	Принятые меры по ликвидации загазованности (заполняется начальником смены, мастером)	Причина повышения загазованности	Примечание
						показания приборов	аналитический контроль в мг/м³ или объемный в %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Приложение 14 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма акта приемки скрытых работ

Акт №____
приемки скрытых работ
г. _______________		"_____"____________20 ___ г.
Комиссия в составе представителей: заказчика_____________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, фамилия, инициалы,
______________________________________________________________________________________
реквизиты документа о представительстве)
строительно-монтажной организации ______________________________________________________ (наименование организации, должность, фамилия,
_______________________________________________________________________________________
инициалы, реквизиты документа о представительстве)
технического надзора заказчика ___________________________________________________________
_______________________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)
проектной организации (в случаях осуществления авторского надзора проектной организацией) ____________________________________________________________________________________
_______________________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)
а также иные представители лиц, участвующих в приемке:
________________________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа о
________________________________________________________________________________________
представительстве)
произвели осмотр работ, выполненных ______________________________________________________
(наименование организации, осуществляющей _________________________________________________________________________________________
строительно-монтажные работы, выполнившей работы)
и составили настоящий акт о нижеследующем:
1) К приемке предъявлены следующие работы _________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
(наименование скрытых работ)
2) Работы выполнены по проектной документации ______________________________________________
(номер иные реквизиты чертежа, __________________________________________________________________________________________
наименование проектной документации, сведения об организациях,
__________________________________________________________________________________________
осуществляющих подготовку раздела проектной документации)
3) При выполнении работ применены _________________________________________________________
(наименование строительных материалов, (изделий) со
__________________________________________________________________________________________
ссылкой на сертификаты или иные документы, подтверждающие качество)
4) Предъявлены документы, подтверждающие соответствие работ
предъявляемым к ним требованиям: ___________________________________________________________
___________________________________________________________________________________________
(исполнительные схемы и чертежи, результаты экспертиз, обследований,
___________________________________________________________________________________________
лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе
___________________________________________________________________________________________
строительного контроля)
5) Дата начала работ: "____" __________________ 20__ г.
6) Дата окончания работ: "____" __________________ 20__ г.
7) Работы выполнены в соответствии с _________________________________________________________
(указываются наименование, статьи (пункты)
___________________________________________________________________________________________
технического регламента (норм и правил), иных нормативных правовых актов,
___________________________________________________________________________________________
разделов проектной документации)
8) Разрешается производство последующих работ по ______________________________________________
(наименование работ, конструкций, ____________________________________________________________________________________________
участков сетей инженерно-технического обеспечения)
Дополнительные сведения ____________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________________
Акт составлен в __________________ экземплярах.
Приложения:
Подписи:
Председатель комиссии	___________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество(при наличии)
Члены комиссии:	___________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ___________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 15 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Журналы промежуточной приемки на монтажные работы сварочных работ
по резервуару №__________ вместимостью ______ м3

Номер шва схеме	Тип шва и положение в пространстве		Марка электрода или проволоки и флюса	Дата сварки	Температура воздуха, °С	Фамилия и инициалы сварщика	Номер и срок действия удостоверения сварщика	Знак сварщика	Оценка швов по внешнему виду	Подпись сварщика	Подпись контрольного мастера
Приложение: Схемы швов резервуара.

Производитель работ ___________________
Мастер по сварке ______________________
Примечания:
1. настоящий журнал оформляется в виде тетради из 10-12 страниц с тем, чтобы все
записи выполненных сварочных работ вплоть до окончания сооружения резервуара
были занесены в один документ;
2. в журнал вносят только сварочные работы, выполненные при монтаже.
подготовки поверхности под окраску резервуара №___ вместимостью __м3

Номер поверх-ности по схеме	Дата зачист-ки	Темпера-тура воздуха, °С (°К)	Оценка поверхно-сти по внешнему виду	Нали-чие дефек-тов	Мероприя-тия по устране-нию дефектов			Фамилия, имя, отчество (при наличии), выполняю-щего	Подпись выполня-ющего	Подпись контроли-рующего мастера

Производитель работ ___________________________________
Ответственный за проведение работ ______________________

Приложение 16 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Формы актов испытаний
Акт № _______ на испытание соединений днища резервуара №____

г. ______________ "_____"________ 20___ г.
________________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика ______________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации _____________________________________________________ (наименование организации, должность, фамилия,

_______________________________________________________________________________________

инициалы, реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что после окончания работ по монтажу днища
резервуара № ______ было произведено испытание соединений (швов) днища в
соответствии с технологической картой _______ со следующими результатами
____________________________________________________________________

На основании вышеуказанных результатов комиссия считает днище ________

Акт составлен в ________ экземплярах.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Акт № _____ на испытание герметичности сварного соединения стенки
с днищем резервуара №_____

г. ___________ "_____"___________ 20___ г.

__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика _________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, инициалы,

__________________________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации __________________________________________________________ (наименование организации, должность,

___________________________________________________________________________________________

фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что были произведены проверка и испытание
сварного соединения стенки с днищем резервуара №_______ на герметичность
в соответствии с технологической картой
________________________________________________________________________________
со следующими результатами ______________________________________________________

На основании вышеуказанных результатов комиссия считает
________________________________________________________________________________

Акт составлен в ________ экземплярах._

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) _____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Акт № ______ на просвечивание вертикальных монтажных стыков
стенки резервуара № _______

г. _______________ "_____"___________ 20__ г.

__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика ____________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, инициалы,

_____________________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации ____________________________________________________ (наименование организации, должность,

______________________________________________________________________________________

фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что просвеченные швы (см. схему резервуара)
выполнены сварщиками __________________________________________________________
знак ___________________________________________________________________________

Просвечивание произведено в соответствии с технологической картой
_______________________________________________________________________________

В результате просвечивания установлено _____________________________________

На основании, вышеуказанного резервуар может быть представлен к гидравлическим
испытаниям.

Приложение:

Схема просвеченных вертикальных стыков стенки резервуара и заключение
радиографа в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82.

Акт составлен в ________ экземплярах.

Подписи:
Председатель комиссии	__________________________________ (фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	_________________________________ (фамилия, имя, отчество (при наличии) _________________________________ (фамилия, имя, отчество (при наличии)

Акт № ______ испытания на герметичность швов покрытия
(кровли, понтона (плавающей крыши)) резервуара № ______

г. ___________ "_____"___________ 20__ г.

__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика _____________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, инициалы,

_____________________________________________________________________________________

реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации ____________________________________________________ (наименование организации, должность,

_____________________________________________________________________________________

фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что после окончания сварочных работ на покрытии
(кровле, понтоне (плавающей крыше)) резервуара №______ было проведено испытание швов
покрытия на герметичность путем __________________________________________________
при температуре окружающего воздуха _____________________________________________
с контрольной выдержкой в течение ________________________________________________

В результате испытаний установлено _________________________________________

Выявленные дефекты швов (при их наличии) были устранены путем повторной
подварки без вырубки дефектных участков.

На основании вышеуказанных результатов покрытие (кровлю, понтона (плавающую
крышу)) считать____________________ испытание.

Акт составлен в ________ экземплярах.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Акт № ________ на испытание наливом воды резервуара № _______

г. ________ "_____"_________ 20__ г.

__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

Комиссия в составе представителей: заказчика _____________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

строительно-монтажной организации _____________________________________________________ (наименование организации, должность,

______________________________________________________________________________________

фамилия, инициалы, реквизиты документа о представительстве)

составила настоящий акт в том, что резервуар №________ был залит водой на высоту
______ м с _______ по ____________________________ и выдержан под испытательной нагрузкой в течение _________ ч.
Произведенные обмер и осмотр показали, что резервуар имеет следующие параметры:
1) высота ________________ м,
2) диаметр _______________ м,
3) максимальноеотклонение образующих стенки от вертикали _____ мм;
4) максимальный зазор между плавающей крышей (понтоном) и стенкой________ мм,
минимальный __________ мм.
Максимальная осадка резервуара за этот период ________________ мм.
Схема осадки резервуара по отдельным точкам периметра.
На основании вышеуказанных результатов считать резервуар____________________
испытание на прочность.
Акт составлен в _____________ экземплярах.

Приложения:
1) схема отклонений образующих стенки от вертикали (замеры производятся после
слива воды для 20 % образующих с наибольшими отклонениями по результатам
замеров на монтаже, зафиксированных в журнале монтажных работ).
2) схема и таблица зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов
плавающей крыши (понтона) и стенкой резервуара, а также зазоров между
направляющими и патрубками в крыше (понтоне).
3) развертка профиля контура днища резервуара.
Нивелировкой определяются отметки контура днища в точках, отстоящих
на расстоянии, не более 6 м. Точки отмечаются постоянными марками.
Нивелировка производится:
перед заполнением резервуара;
по достижении максимального уровня налива;
по окончании выдержки при максимальном уровне налива;
после слива воды.

	Подписи:
	Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
	Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 17 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Результаты испытаний и контроля качества сварных соединений

№ п.п.

Наименование элемента и номер чертежа, эскиза (с указанием соединений, для которых выполнялись контрольные соединения

Номер и дата сертификата

Механические испытания

Металлографический анализ

Клеймо сварщика

Сварное соединение

Наплавлен-ный металл

оценка

сигма, МПа (кгс/мм2)

ударная вязкость Дж/см2(кгс×м/см2)

тип образца

диаметр отправки и угол загиба

сигма, МПа (кгс/мм2)

дельта 5, %

номер и дата документа макро или микроисследования

оценка

Примечания:

1) прилагаются (при необходимости) эскизы с указанием расположения сварных соединений, микрофотографии структур с описанием последних;

2) при замене испытания сварных соединений труб на ударную вязкость испытанием на сплющивание или загиб результаты вносятся в графику "Ударная вязкость";

3) в графиках "Оценка" дается ссылка на соответствующие нормативно-технические документы.

Приложение 18 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

АКТ №________ приемки смонтированного оборудования
__________________________________________________________________________
(наименование объекта)

"___"____________20____г.
Комиссия в составе представителей:
Члены комиссии:

составили настоящий акт в том, что нижеперечисленное оборудование, установленное на резервуаре, подвергалось ревизии и испытанно ___________________________________

1. Механический дыхательный клапан № _____ диаметром_____ мм отрегулирован и при испытании срабатывал при давлении ____ мм вод.ст. и вакууме ___________ мм вод. ст.

2. Гидравлический предохранительный клапан ______ диаметром ______ мм залит жидкостью в количестве ____ л и при испытании срабатывал при давлении _____ мм вод. ст. и вакууме ________ мм вод. ст.

3. Замерный люк отрегулирован и снабжен прокладкой из _________________.

4. Сифонный кран диаметром _____ мм отрегулирован, сальник выполнен из бензостойкой набивки и колпак обеспечивает его запор.

5. У хлопушек диаметром ____ мм в количестве _____ шт. Крышки плотно прилегают к седлам, шарнирное соединение работает без заеданий и перекосов. Хлопушки имеют трос к боковому управлению и запасной трос к световому люку.

6. Боковые управления нормально поднимают на тросах крышки хлопушек, сальники выполнены из бензостойкой набивки. Стопоры на корпусе обеспечивают запор маховиков.

Управление хлопушкой работает исправно без заеданий и перекосов в шарнире, усилие в рукоятке не превышает допустимого по норме.

Вентиль перепускного устройства диаметром ____ мм имеет сальник из бензостойкой набивки.

7. Указатель уровня дистанционный проверен, зацепление мерной ленты правильное, показания отсчетного механизма соответствуют действительному уровню жидкости в резервуаре; в гидрозатворе, нижней полости показывающего прибора и в дистанционной приставке имеется необходимое количество жидкости; видимость через стекло отсчетного механизма хорошая.

8. Сниженный пробоотборник проверен; запорный клапан в трубе слива пробы, насос и пневмосистема работают правильно.

На основании указанных выше результатов оборудование считать отвечающим техническим условиям.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 19 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт (протокол) № _______
проверки омического сопротивления заземлителей и заземляющих устройств

Климатические условия при проведении измерений:
Температура воздуха ___°С. Влажность воздуха ___ %.
Атмосферное давление ____ мм.рт.ст

Цель измерений (испытаний) ________________________________________________________________________________
(приемо-сдаточные, сличительные, контрольные испытания,
эксплуатационные, для целей сертификации)

Нормативные и технические документы, на соответствие требованиям которых проведены измерения (испытания):
_______________________________________________________________________________
Вид грунта:_____________________________________________________________________
1. Характер грунта: ______________________________________________________________
(влажный, средней влажности, сухой)
2. Заземляющее устройство применяется для электроустановки
_______________________________________________________________________________
(до 1000 В, до и выше 1000 В, свыше 1000 В)
3. Режим нейтрали: ______________________________________________________________
4. Удельное сопротивление грунта: __________________________________________ (Ом·м)
5. Расчетный ток замыкания на землю:__________________________________________ (А)
6. Результаты измерений:

№ п/п	Назначение заземлителя, заземляющего устройства	Адрес измерения, место измерения	Расстояние до вспомогатель-ных зондов, м	Сопротивление заземлителей (заземляющих устройств), Ом			Коэффициент сезонный, Ксез.
				доп.	измер.	привед.

7. Измерения проведены приборами:

№ п/п	Тип	Заводской номер	Метрологические характеристики		Дата проверки		№ аттестата (св-ва)	Орган гос. метроло-гической службы, проводившей проверку
			диапазон измерения	класс точности	последняя	очередная

Заключение:_______________________________________________________________

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 20 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт № _____ от _______ проведения нивелирования

В соответствии с договором (техническим заданием) ___________________________
(обозначение документа) выполнено нивелирование конструкций (элементов) резервуара.

№ п.п.	Объект контроля	Резервуар _________________ № _________ ________________________________________ (наименование эксплуатирующей организации)
2	Дата контроля
3	ОбъҰм контроля, %	___ % в соответствии с требованиями
4	Средства контроля	нивелир ____________, заводской № _____________
5	Сертификат о поверке	№ ______, дата поверки ________________
6	Контроль выполнен в соответствии с требованиями	________________________________________________ (наименование и (или) обозначение технической документации)
7	Реперная точка	Реперная точка Репер Rр с абсолютной отметкой Н = _____ мм, находящийся на территории
№ п/п		Наименование конструкции (элемента)	Результат нивелирования	Заключение
1		Днище
1)
2		Стенка
1)
3		Стальная крыша/Стальная плавающая крыша
1)
4		Стальной понтон/Понтон из алюминиевых сплавов
1)
5		Конструкции вне резервуара и трубопроводы
1)
6		Отмостка
1)
Контроль выполнил	__________________________ (уровень квалификации, номер удостоверения, срок действия)	__________ (подпись)	____________________ фамилия, имя, отчество (при наличии),
Руководитель диагностических работ	__________________________ (уровень квалификации, номер удостоверения, срок действия)	__________ (подпись)	___________________ фамилия, имя, отчество (при наличии),

Приложение 21 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

АКТ Скрытых работ по подготовке поверхности металла под лакокрасочное покрытие

от "___" ______________ 20___ г.
г._________ _________________________________
(наименование организации)

Акт составлен комиссией в составе:
Председатель _____________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
члены комиссии:
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
исполнитель
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
на проведенный осмотр и проверку качества подготовки поверхности металла
резервуара № ____ для нанесения лакокрасочного покрытия.
Состояние внутренней поверхности резервуара:
_________________________________________________________________________
(указать степень подготовки поверхности
_________________________________________________________________________
и заключение о возможности проведения лакокрасочных работ)
Акт составлен в __________ экземплярах:
1-й экземпляр направлен ___________________
2-й экземпляр - в дело

	Подписи:
	Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
	Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 22 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

АКТ № на приемку резервуара №_____ _____________________________"____" 20__ г.
(наименование объекта)

Мы, нижеподписавшиеся, представители:
заказчика _____________________________________________________________
строительной-монтажной организации
______________________________________________________________________
составили настоящий акт в том, что в резервуаре №____ после удаления _______
днище очищено от грязи.
На резервуаре в соответствии с проектом № ____ установлено следующее
оборудование:__________________________________________________________
(перечисляется установленное
_______________________________________________________________________
резервуарное оборудование с указанием его регулировки или испытания.)
Резервуар может быть принят в эксплуатацию.
Приложения:
1) сертификат качества на стальные конструкции резервуара;
2) акт на приемку основания резервуара под монтаж;
3) журнал сварочных работ;
4) акт на испытание швов днища резервуар;
5) акт на испытание герметичности сварного соединения стенки с днищем;
6) акт на просвечивание вертикальных монтажных стыков стенки резервуара;
7) акт испытания швов покрытия на герметичность;
8) акт на испытание резервуара наливом воды;
9) акты на скрытые работы по подготовке основания и устройству гидроизолирующего слоя;
10) Паспорт резервуара.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 23 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Паспорт резервуара

Вместимость __________________________________________________________
Марка____________________________ № _________________________________
Дата составления паспорта ______________________________________________
Место установки (наименование предприятия) _____________________________
Назначение резервуара _________________________________________________
Максимальный и минимальный уровни жидкости в резервуаре (в см)
_____________________________________________________________________
Максимально допустимая температура подогрева жидкости в резервуаре (оС)
____________________________________________________________________
Тип, количество и пропускная способность дыхательных и предохранительных
клапанов;
максимальная производительность наполнения и опорожнения резервуара (м3/ч)
______
Максимальный и минимальный допустимый уровень нефти при включенных
пароводоподогревателях (в см) __________________________________________
Дата ввода в эксплуатацию _____________________________________________
Назначенный (расчетный) срок службы ___________________________ _______
Основные размеры элементов резервуаров (диаметр, высота)
_____________________________________________________________________
Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи КМ,
и номера чертежей ____________________________________________________
Наименование изготовителя стальных конструкций
_____________________________________________________________________
Наименование строительно-монтажных организаций,
участвовавших в возведении резервуара:
1.___________
2. ___________
3. ____________ и т.д.
Перечень установленного на резервуаре оборудования:
_______________________________________________________________________
Отклонение от проекта ___________________________________________________
Дата начала монтажа _____________________________________________________
Дата окончания монтажа __________________________________________________
Дата начала и окончания каждого промежуточного и общего испытаний резервуаров
и результаты испытаний: __________________________________________________
Дата приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию ____________________ _____
Приложения:
1) рабочие чертежи ______________________________________________________;
2) заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции ;
3) документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже ;
4) акты приемки скрытых работ;
5) документы (сертификаты), удостоверяющие качество электродов,
электродной проволоки, флюсов и прочих материалов,
примененных при монтаже _______________________________________________;
6) схемы геодезических измерений при проверке разбивочных осей и установке
конструкций ____________________________________________________________;
7) журнал сварочных работ _______________________________________________;
8) акты испытания резервуара _____________________________________________;
9) описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков, проводивших сварку
конструкций при монтаже, с указанием присвоенных им цифровых или
буквенных знаков _______________________________________________________;
10) документы результатов испытаний сварных монтажных швов
_______________________________________________________________________;
11) заключение по просвечиванию сварных монтажных швов проникающим
излучением со схемами расположения мест просвечивания
_______________________________________________________________________;
12) акты приемки смонтированного оборудования:
подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций
_______________________________________________________________________;
эксплуатация резервуара:
13) периодическая проверка осадки фундамента;

№ п/п	Дата проверки	Способ проверки	Результат проверки	Должность, фамилия и подпись лица, проводившего проверку	Место хранения акта проверки (№ дела)

14) проведение ремонтов фундамента;

№ п/п	Дата приемки из ремонта	Описание ремонта	Должность, фамилия лица, руководившего ремонтом	Место хранения акта на проведенный ремонт (№ дела)

15) аварии резервуара;

№ п/п	Дата аварии	Описание аварии	Причина аварии	Место хранения акта об аварии (№ дела)

16. ремонт резервуара;

№ п/п	Дата приемки из ремонта	Характер и вид ремонта	Что подвер- галось ремонту?	Как проводился ремонт	Качество и результаты ремонта	Должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) подпись лица, ответственного за ремонт	Место хранения акта на ремонт (№ дела)

Приложение 24 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

АКТ проверки готовности объекта к проведению антикоррозионной защиты

Комиссия в составе ________________________________________________________
произвела осмотр и проверку качества подготовки резервуара __________________________
(тип, номер) к проведению работ по антикоррозионной защите

Дата начала и окончания производства работ (число, месяц, год, время)	Выявленные дефекты	Способ устранения дефектов	Качество сварных швов	Соответствие конструкции резервуара требованиям "Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов"	Результат гидро-испытаний резервуара после ремонта	Степень загрязнения поверхности по ГОСТ 9.402-2004	Степень окисления поверхности по ГОСТ 9.402-2004	Ф.И.О, должность лица, проводившего приемку, подпись, дата
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Комиссия на основании проверки качества подготовки резервуара приняла следующее
решение: резервуар ______________________ к проведению антикоррозионных работ готов.
(тип и номер резервуара)

*Представитель проектной организации участвует в составлении акта в случае проведения авторского надзора.

Подписи:
Председатель комиссии	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)
Члены комиссии:	____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии) ____________________________________________ (должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 25 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт на послойное тpамбoвание грунта №__от "__" 20__года

Подрядная организация:___________________________________________
Заказчик: _______________________________________________________
Объект: _________________________________________________________
Тип и масса катка:
Место уплотнения основания: ______________________________________
Наименование основания:

№ прохода

Отчет по рейке марка №1

Величина осадки, мм

Отчет по рейке марка №2

Величина осадки, мм

Отчет по рейке марка №3

Величина осадки, мм

Отчет по рейке марка №4

Величина осадки, мм

Примечание

До прохода

После прохода

До прохода

После прохода

До прохода

После прохода

До прохода

После прохода

Общая величина осадка

После____ проходов виброкатка, весом ______, при слое _____ м осадку прекратил.
Данное уплотнение отвечает требованиям ____________________________
Подписи:
Ведущий инженер – геодезист ______________________________________
Представители лица по вопросам строительного контроля
_______________________________________________________________

Приложение 26 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Титульный лист

Журнал выполнения монтажных соединений на болтах
с контролируемым натяжением № ___________

Наименование организации, выполняющей работы ____________________
Наименование объекта ___________________________________________
Должность, фамилия, инициалы и подпись лица, ответственного за выполнение
работ и ведение журнала ____________________________________
Организация, разработавшая проектную документацию, чертежи КМ ____
Шифр проекта ___________________________________________________
Организация, разработавшая проект производства работ _______________
Шифр проекта ___________________________________________________
Предприятие, разработавшее чертежи КМД и изготовившее конструкции
_________________________________________________________________
Шифр заказа _____________________________________________________
Заказчик (организация), должность, фамилия, инициалы и подпись руководителя
(представителя) технического надзора _______________________
Журнал начат "____"________________20____г.
Журнал окончен "____" ________________ 20 ____ г.

1-я страница

Список звеньевых (монтажников), занятых установкой болтов

Фамилия, имя, отчество (при наличии)	Присвоенный разряд	Присвоенный номер или знак	Квалификационное удостоверение		Примечание
			дата выдачи	кем выдано

2-я и последующие страницы

Дата	Номер чертежа	Постановка болтов			Результаты контроля
	КМД и наименова-ние узла (стыка) в соединении	число поставлен-ных болтов в соеди-нении	номер сертифи-ката на болты	способ обработки контакт-ных поверх-ностей	расчетный момент закручи-вания или угол поворота гайки	обработка контакт-ных поверх-ностей	число проверен-ных болтов	результаты проверки момента закручивания или угла поворота гайки	номер клейма, подпись бригадира	подпись лица, ответствен-ного за постановку болтов	подпись представи-теля заказчика

3-я страница обложки

В журнале пронумеровано и прошнуровано___________________ страниц " ____" _____________ 20 ___г.
________________________________________________________________________________
(должность, фамилия, инициалы и подпись руководителя организации, выдавшего журнал) МП

Приложение 27 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма градуировочной таблицы
______________________________________________________________________
Название организации, утверждающей градуировочную таблицу
"____"_______20___г.
Градуировочная таблица
_______________________________________________________________________
(название, номер резервуара)

Сноска. Приложение 27 исключено приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Приложение 28 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Журнал результатов ревизий устройств молниезащиты,
проверочных испытаний заземляющих устройств

№ п/п	Дата проведения	Организация, проверяющая заземляющие устройства	Объект	Место и харак- терисика дефектов	Сведения о ревизиях и работах по устранению дефектов	Дата устра- нения дефек- тов	Ответствен- ное лицо, должность, фамилия, имя, отчество (при наличии)	Подпись ответ-ственного лица

Пояснения и указания по заполнению журнала:
1) журнал является внутренним документом;
2) журнал ведется в одном экземпляре, листы пронумеровываются и скрепляются печатью;
3) число листов в журнале заверяется подписью ответственного лица;

Приложение 29 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Акт № _____ от ____________
проведения механических испытаний и химического анализа металла

В соответствии с договором (техническим заданием) ____________________________
проведены механические испытания и (обозначение документа) химический анализ
основного металла и сварных швов резервуара.

1	Объект контроля	Контрольные образцы из резервуара № ______, ________ м3,
2	Дата контроля
3	Объем контроля, %
4	Средства контроля	Разрывная машина, модели __________________________________________ Маятниковый копер, модели _________________________________________ Весы лабораторные, тип _____________________________________________ Колориметр фотоэлектрический концентрационный, тип _________________ Экспресс-анализатор на углерод, тип __________________________________
5	Сертификат о поверке	№ ___ до ___, № ___ до ___, № ___ до ___,
6	Контроль выполнен в соответствии с требованиями	_________________________________________________________________- (наименование и/или обозначение технической документации)
№ п.п.			Наименова- ние марки материала	Элементы резервуара	Толщина заготовки, мм	Химический анализ
						Массовая доля элементов, %
						С	Si	Mn	S	P	Cr	Ni	Cu
1			2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Продолжение таблицы

Результаты механических испытаний
Механические свойства основного металла					Механические свойства сварного соединения
временное сопротивление разрыву, кгс/мм2	относительное удлинение, %	изгиб до параллельности сторон	предел текучести, кгс/мм2	ударная вязкость, Дж/см2	временное сопротивление разрыву, кгс/мм2	угол загиба сварного шва, 80 %	ударная вязкость KSV, Дж/см2
13	14	15	16	17	18	19	20

По результатам механических испытаний стали резервуара № _____
механические свойства основного металла и сварного соединения соответствуют
требованиям __________________________________.
(нормативный документ)

Контроль выполнил	____________________________ (уровень квалификации, номер удостоверения, срок действия)	_______________ (подпись)	______________________ (фамилия, имя, отчество (при наличии)
Руководитель диагностических работ	____________________________ (уровень квалификации, номер удостоверения, срок действия)	_______________ (подпись)	_____________________ (фамилия, имя, отчество (при наличии)

Приложение 30 к Правилам обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефти и нефтепродуктов от " " 2021 года №

Форма наряда-допуска

Сноска. Приложение 30 исключено приказом Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 20.12.2022 № 315 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).