АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ» ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ. Роснефть правила технической эксплуатации резервуаров
Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 Г. Утверждено ОАО «нк «Роснефть» 28. 01. 2004 г введено приказом №9 от 28. 01. 2004 г. Содержание
УТВЕРЖДЕНО ОАО «НК «Роснефть» 28.01.2004 г.введено приказом № 9 от 28.01.2004 г.
Содержание:
Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров
Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов
Приложение 1. Перечень документов, используемые при разработке руководства
Приложение 2. Паспорт стального вертикального цилиндрического резервуара
Приложение 3. Журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуара
Приложение 4. Наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности
Приложение 5. Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны (по ГОСТ 12.1.005-88*)
Приложение 6. Результаты измерения толщин элементов резервуара
Приложение 7. Инструкция по определению герметичности сварных соединений понтонов
Приложение 8. Методика инфракрасной спектроскопии
Приложение 9. Методика контроля сварных соединений с помощью проникающих лучей
Приложение 10. Методика ультразвукового контроля сварных соединений
Приложение 11. Обследование резервуаров методом акустической эмиссии
Приложение 12. Методика определения величины неравномерной осадки днища и уклона отмостки
Приложение 13. Методика оперативного диагностирования герметичности днищ резервуаров
Приложение 14. Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ
Приложение 15. Рекомендации по ремонту резервуаров в условиях отрицательных температур
Приложение 16. Требования охраны труда при работе с составами на основе эпоксидных смол
Приложение 17. Форма акта приемки резервуара в эксплуатацию после ремонта
ЧАСТЬ I. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящие правила устанавливают основные требования технической эксплуатации, обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены для работников ОАО НК «Роснефть».1.3. Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий», СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов». ПБ 03-381-00 «Правил устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», «Правил технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных Минэнерго России 19.06.2003 г. № 232.
1.4. Руководство предприятий должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и их оборудования.
1.5. Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по технической эксплуатации и ремонту резервуаров должны обеспечиваться в соответствии с Федеральным Законом РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-170-97, ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда. Общие положения».
1.6. Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации и ремонте резервуаров должны выполняться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ 01-93*, «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения» ВППБ 01-01-94, «Типовой инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах» РД 09-364-00, «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций» и настоящими Правилами.
1.7. Полный перечень документов, использованных при разработке настоящих Правил приведен в Приложении 1.
rykovodstvo.ru
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ» ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ - Документ
3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ
И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
3.1. Технологические операции по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов из резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-041-99 «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов».
При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/ч до момента заполнения конца приемо-раздаточного патрубка.
При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать 3,5 м/ч. Допустимая скорость подъема понтонов из полимерных материалов должна быть указана в технической документации на понтон.
Нефтепродукты в резервуар должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта.
Нефтепродукты должны закачиваться в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. Налив нефтепродуктов свободнопадающей струей не допускается.
Расстояние от конца загрузочной трубы до дна резервуара не должно превышать 200 мм, и по возможности, струя нефтепродукта должна быть направлена вдоль стенки. При этом форма конца трубы и скорость подачи нефтепродукта должны быть такими, чтобы исключить разбрызгивание.
3.2. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков.
При увеличении производительности наполнения и опорожнения резервуаров необходимо дыхательную арматуру приводить в соответствие с новыми показателями.
3.3. При эксплуатации горизонтальных резервуаров должно быть обеспечено полное заполнение и полное опорожнение резервуара без образования воздушных мешков.
3.4. Перекачку нефтепродуктов разрешается начинать только по письменному указанию (телефонограмме) ответственного лица по выполнению товарно-транспортных операций.
3.5. Перекачка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам должна выполняться в соответствии с РД 153-39.4-041-99 и ВНТП 5-95 «Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами».
Нефтепродукты, перекачка которых допускается по одному технологическому трубопроводу, приведены в ГОСТ 1510 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортировка и хранение».
Перечень нефтепродуктов, перекачку которых допускается производить только по отдельным технологическим трубопроводам, должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510.
3.6. Открывать и закрывать резервуарные задвижки необходимо плавно, без применения рычагов и усилителей.
При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением следует предусматривать сигнализацию, указывающую положение запорного устройства задвижки. Сведения о перекачке должны записываться в журнал телефонограмм, рабочий журнал, режимный лист.
3.7. Если по измерениям уровня продукта в резервуаре или по другим данным обнаружится, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, необходимо немедленно остановить перекачку, принять меры к выявлению причин нарушения и к их устранению, после чего возобновить перекачку.
3.8. При переключении резервуаров во время перекачки необходимо сначала открыть задвижки свободного резервуара и убедиться, что в него поступает нефтепродукт, после чего закрыть задвижки заполненного резервуара.
Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышенного давления в случае неправильного переключения задвижек.
3.9. Во время сброса из резервуара отстоявшейся воды и грязи нельзя допускать вытекания нефтепродукта. Подтоварную воду необходимо дренировать до появления эмульсии.
3.10. Уровень нефтепродуктов при заполнении резервуаров устанавливается по проекту с учетом расположения генераторов пены и температурного расширения нефтепродукта при нагревании.
3.11. На резервуаре с понтоном должна быть указана предельно допустимая высота верхнего положения понтона. Резервуар, оборудованный понтоном, должен иметь ограничитель максимального уровня. В случае отсутствия ограничителя оперативно измерять уровень нефтепродукта при заполнении последнего метра до максимального уровня необходимо по уровнемеру (дистанционно или по месту) через промежутки времени, гарантирующие понтон от затопления и повреждения. Эксплуатация понтона без затвора не допускается.
3.12. Запрещается принимать нефтепродукт в резервуар с понтоном, если в технологических или магистральных трубопроводах после ремонтных работ остался воздух.
3.13. Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных в обращение в установленном порядке.
3.14. Учетно-расчетные операции между поставщиком и потребителем осуществляются в соответствии с «Инструкцией по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах» РД 153-39-011-97.
4. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ
4.1. Зачистку резервуаров следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов» с учетом требований пожарной безопасности ВППБ-01-03-96 и ПОТ РО 112-002-98.
4.2. Резервуары должны периодически зачищаться согласно требованиям ГОСТ 1510 [42]:
- не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов. Допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;
- не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
- не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов;
- по мере необходимости - для моторных топлив, мазутов.
Резервуары зачищаются также при необходимости смены сорта нефтепродукта, пирофорных отложений, ржавчины и воды, ремонта, при проведении полной комплексной дефектоскопии.
4.3. Технология зачистки резервуаров включает технологические операции в соответствии с требованиями Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов.
4.4. Подготовка резервуара к зачистке включает организационно-технические мероприятия, прокладку вспомогательных трубопроводов для воды, пара, подготовку и установку оборудования для механизированной зачистки и др.
С учетом особенностей эксплуатации резервуаров и других факторов следует разработать рабочие инструкции по зачистке конкретных резервуаров.
4.5. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск установленной формы (выполнение работ повышенной опасности) (приложение 4).
К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и установки зачистного оборудования (выкачки остатка, мойки, дегазации, обезвреживания, удаления продуктов зачистки и др. операций).
Перечень подготовительных мероприятий, состав и последовательность операций зачистки за подписью ответственного лица указывается в наряде-допуске.
4.6. Руководство работой по зачистке резервуаров должно быть поручено ответственному лицу из инженерно-технических работников.
Перед началом работ по зачистке резервуара рабочие проходят инструктаж о правилах безопасного ведения работ и методах оказания первой помощи при несчастных случаях.
Состав бригады и отметка о прохождении инструктажа заносится в наряд-допуск лицами, ответственными за проведение зачистных работ. Без оформленного наряда-допуска на производство работ приступать к работе не разрешается.
4.7. Контроль за организацией и безопасностью работ по зачистке осуществляется главным инженером и инженером по технике безопасности или лицом, назначенным приказом из числа инженерно-технических работников.
4.8. Резервуар, подлежащий зачистке, освобождается от остатка нефтепродукта по зачистному трубопроводу-шлангу. Для более полного освобождения резервуара от остатков нефтепродуктов производится подъем их на «воду», затем обводненный нефтепродукт направляется в разделочный резервуар (резервуар-отстойник), а вода сбрасывается на очистные сооружения или сборную емкость.
4.9. Переносное оборудование, применяемое при зачистке резервуаров, должно быть взрывозащищенного исполнения. Электрические кабели должны соответствовать классу взрывоопасной зоны.
4.10. При опорожнении резервуара и откачке остатка нефтепродукта («мертвого» остатка) скорость движения нефтепродукта устанавливается регулировкой производительности насоса в соответствии с требованиями по защите резервуаров от статического электричества.
4.11. Откачка «мертвого» остатка легковоспламеняющихся нефтепродуктов (с температурой вспышки до 61°С) разрешается только при герметично закрытых нижних люках.
4.12. После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединяют от всех трубопроводов путем установки заглушек с указателями-хвостовиками.
Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал.
4.13. На период подготовки и проведения в резервуаре зачистных работ должны быть прекращены технологические операции по наполнению (опорожнению) резервуаров, находящихся в одном каре ближе 40 м от зачищаемого.
Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов готовят к зачистке в соответствии с требованиями «Инструкции по борьбе с пирофорными соединениями».
4.14. При зачистке резервуаров от сернистых нефтепродуктов необходимо соблюдать меры безопасности в соответствии с требованиями ВППБ 01-03-96.
4.15. При зачистке резервуаров из-под этилированного бензина необходимо контролировать содержание паров ТЭС в воздушном пространстве резервуара, которое не должно превышать значения ПДК (приложение 5).
В случае превышения содержания паров нефтепродуктов и ТЭС значений ПДК необходимо прекратить работы по зачистке и удалению остатков и продолжить вентилирование до безопасного содержания указанных веществ.
4.16. Обезвреживание от тетраэтилсвинца (ТЭС) производится водным 0,1%-ным раствором перманганата калия с помощью насоса и распылителя (форсунки).
4.17. Во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара напылением раствора перманганата калия допуск людей в резервуар не разрешается.
Бригада рабочих по зачистке резервуара должна быть обеспечена профилактическими средствами дегазации: хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом и аптечкой доврачебной помощи.
4.18. В процессе мойки должен быть обеспечен отстой моющей жидкости в резервуаре-отстойнике. Содержание растворенных нефтепродуктов в моющей жидкости не должно превышать 1500 мг/л.
По достижении этого содержания нефтепродуктов моющую жидкость следует отстоять, отделить от нефтепродуктов или заменить на новую (чистую).
Запрещается сбрасывать в канализацию очистных сооружений продукты зачистки резервуаров.
Промывную воду допускается сбрасывать в канализацию только после предварительного отстаивания.
4.19. Механизированную мойку резервуаров выполняют с помощью моечных машинок и гидромониторов типа ММП-2/11, ММП-3/11, Г-15, ММ-200, ММС-100.
При использовании в качестве моющей жидкости свободных струй холодной или горячей воды, водных растворов технических моющих средств (ТМС) на основе присадок типа МЛ-51, МЛ-52, МЛ-72, МС-6, МС-9, Лабомид 101, Лабомид 102, Темп-100 и др. негорючих водных растворов ТМС перед мойкой проводят предварительную дегазацию, т. е. снижение концентрации паров нефтепродукта до концентрации не более 2 г/м3.
4.20. Мойка резервуаров свободными струями растворяюще-эмульгирующих средств типа «Термос», «Эмульсин», растворителями (дизельное топливо, керосин, уайт-спирит и т.п.) и другими моющими средствами, приготавливаемыми на основе керосина, дизельного топлива, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
4.21. Перед началом работы в резервуаре необходимо определить содержание кислорода и паров нефтепродукта в газовом пространстве резервуара. Допуск в резервуар разрешается при концентрации паров нефтепродуктов ниже ПДК в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».
4.22. Дегазация резервуаров принудительным вентилированием должна проводиться в соответствии с «Временной инструкцией по дегазации резервуаров от паров нефтепродуктов методом принудительной вентиляции» и «Дополнением к этой инструкции для резервуаров, оборудованных понтонами».
Для вентилирования должны использоваться вентиляторы в пожаровзрывобезопасном исполнении.
4.23. До начала и в процессе дегазации проводят контроль концентрации паров нефтепродукта. Пробы паровоздушной смеси в процессе дегазации отбирают на выходе из резервуара с периодичностью 0,5-1,0 час.
Для отбора проб в основании газоотводной трубы должен быть вмонтирован угольник из трубки диаметром 6 мм, один конец которого длиной 100 мм должен быть направлен навстречу потоку выходящей газовоздушной смеси, а к другому (наружному) подключаются трубки газоанализатора.
Контроль газовоздушной среды внутри резервуара следует выполнять с помощью следующих приборов:
- газоанализаторы ГХП-3М, АМ-5, ГВ-3, АНТ-2М;
- хроматограф «Газохром 310», ХПМ-2, ХПМ-3.
Допускается применять другие аналогичные промышленные газоанализаторы, разрешенные для этих работ.
4.24. В зависимости от назначения зачистки резервуара качество дегазации необходимо обеспечивать до содержания паров нефтепродуктов:
- не более 0,1 г/м3 (0,002% по объему) в соответствии с требованиями ВППБ 01-03-96 /52/ для резервуаров перед их ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств;
- не более 2,0 г/м3 (0,04% по объему) при выполнении огневых работ без пребывания рабочих внутри резервуара;
4.25. Работы, связанные с пребыванием рабочих внутри резервуара, рекомендуется выполнять при наличии вытяжной вентиляции. При достижении в резервуаре требуемой концентрации вентилятор отключается.
4.26. Наземные резервуары типа РВС остаются под наблюдением в течение двух часов, подземные и заглубленные резервуары - в течение 15-16 часов. Если по истечении указанного времени концентрация паров нефтепродукта не увеличивается, дегазация считается законченной.
В случае увеличения концентрации паров в резервуаре дегазация продолжается.
После напыления раствор выдерживают в резервуаре не менее 4 ч, после чего откачивают по зачистной линии. Резервуар обмывается чистой водой через распылитель.
Эффективность обезвреживания контролируют анализом проб воздуха на содержание в нем ТЭС. Остаточное количество ТЭС в воздухе не должно быть более ПДК. Результаты анализа заносят в специальный журнал.
5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ
Антикоррозийная защита резервуаров для нефти и нефтепродуктов должна выполняться с учетом требований СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии», выполняют в соответствии с проектом и требованиями антикоррозионной защиты по РД 112-РСФСР-015-89 «Основные требования к антикоррозионной защите объектов проектируемых и реконструируемых предприятий нефтепродуктообеспечения» и ГОСТ 21.513 «Антикоррозийная защита конструкций, зданий и сооружений. Рабочие чертежи» с учетом конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.
В процессе эксплуатации резервуары подвергаются коррозии как с наружной, так и с внутренней стороны.
5.1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий
5.1.1. Технологический процесс противокоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами включает следующие операции:
- подготовительные работы;
- подготовка внутренней поверхности резервуара под окраску;
- нанесение лакокрасочного материала и его сушка;
- контроль качества покрытия;
- заделка технологических отверстий и их окраска.
5.1.2. При выборе защитных покрытий следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе.
Для средне- и сильноагрессивных сред применяют следующие системы лакокрасочных покрытий:
- грунт ВЛ-08, эмаль ЭП-56;
- шпатлевка ЭП-00-10, эмаль ЭП-773;
- эмаль ЭП-5116.
Для антикоррозийной защиты резервуаров и их герметизации рекомендуются также клеевые композиции «Спрут-МП», «Спрут-5МДИ», «Спрут-4».
5.1.3. Антикоррозионную защиту резервуаров рекомендуется начинать с крыши. Затем покрываются стенки и в последнюю очередь днище. В резервуарах с плавающей крышей в первую очередь покрывается нижняя часть крыши, днище резервуара и участок стенки между плавающей крышей и днищем резервуара, затем производится постепенное заполнение резервуара водой и работы ведутся с плавающей крыши. При этом покрываются стенки резервуара и верхняя часть плавающей крыши. Такая же последовательность операций используется в резервуарах с понтоном.
5.1.4. В проекте нанесения покрытия на резервуары должны быть указаны:
- степень очистки подготавливаемой поверхности и методы обработки;
- рекомендуемые системы покрытий, количество слоев и общая толщина изоляционного слоя.
5.1.5. Контроль состояния покрытия производится визуально после очистки резервуара от хранимого продукта. Поврежденные участки подлежат восстановлению. Каждые 3 года покрытие следует обновлять.
5.1.6. Транспортирование, хранение, подготовка к нанесению лакокрасочного покрытия должно отвечать требованиям ГОСТ 9980, ГОСТ 6613, ГОСТ 8420.
5.2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий
5.2.1. Технология получения комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий состоит из трех самостоятельных процессов:
- абразивной подготовки поверхности;
- нанесения металлизационного слоя;
- нанесение покрытия из полимерных материалов.
5.2.2. Подготовка металлоконструкций резервуара (удаление парафинов, ржавчины, шлаков и других загрязнений, а также придание определенной шероховатости поверхности металла) осуществляется абразивно-струйной обработкой.
Для абразивно-струйной обработки используется сухой песок с размером гранул 0,2...2,0 мм.
Масляные, жировые загрязнения поверхности резервуара, а также замасливание абразива, наличие влаги не допускаются.
5.2.3. Шероховатость поверхности металла должна быть не более Rz40 по ГОСТ 2789-73 «Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики» и СНиП 3.06.04.
5.2.4. Перед нанесением металлизированного слоя поверхность резервуара обеспыливается.
5.2.5. Для напыления используется калиброванная, гладкая и чистая проволока марки АПТ (ГОСТ 28302-89).
Толщина покрытия должна быть 160...200 мкм в соответствии с ГОСТ 9.304-69 Фрезы торцевые насадные. Типы и основные размеры.
5.2.6. В качестве лакокрасочного материала применяются эмали на основе эпоксидных смол типа «Полак ЭП-21» ТУ-2313-002-2421693.
5.2.7. Лакокрасочное покрытие состоит из 2-х слов:
- пропитывающий слой, заполняющий поры металлизационного покрытия, толщиной 50...70 мкм;
- покрывающий слой толщиной 110...130 мкм. Покрывающий слой наносится только после полной полимеризации пропитывающего слоя.
5.2.8. Транспортирование, хранение, подготовка к нанесению лакокрасочного покрытия должно отвечать требованиям ГОСТ 9980, ГОСТ 6613, ГОСТ 8420.
5.3. Протекторная защита резервуаров от коррозии
5.3.1. Проектирование протекторной защиты следует проводить с учетом общей минерализации, щелочности, газового состава подтоварных вод.
В качестве протекторного материала для защиты стальных резервуаров применяют магниевые, цинковые и алюминиевые сплавы. Расчет протекторной защиты и выбор сплава следует производить согласно ВСН 158-83 «Инструкция по протекторной защите внутренней поверхности нефтяных резервуаров от коррозии».
5.3.2. При монтаже протекторной защиты выполняются следующие работы:
- подготовка протекторов к установке;
- разметка днища;
- подготовка мест для установки протекторов в резервуаре;
- приварка к днищу контактного стержня в случае магниевых протекторов типа ПРМ или крепящей арматуры алюминиевых или цинковых контактов.
5.3.3. Подготовку протекторов выполняют в специальном помещении с принудительной вентиляцией или на площадке. Она состоит в основном в нанесении изоляции кистью на нижнюю и часть боковой поверхности протектора.
5.3.4. Протекторы размещают на днище и стенках резервуара так, чтобы величина защитного потенциала резервуар - подтоварная вода в промежутках между протекторами и по краям днища была не менее защитного потенциала.
Протекторы на днище резервуара следует располагать по концентрическим окружностям. В зоне приемо-раздаточного патрубка плотность расстановки протекторов на днище должна увеличиться в 2 раза.
На боковой стенке резервуара протекторы должны размещаться по окружности на высоте равной радиусу защиты одного протектора от днища и на расстоянии друг от друга, равном двум радиусам защиты протектора.
5.3.5. Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и продуктов коррозии. На очищенную поверхность наносят изоляцию, за исключением места сварки, аналогичную изоляции протектора.
5.3.6. Контакт протектора с днищем резервуара осуществляют путем приварки к нему стальной арматуры, а протекторов типа ПРМ - с помощью стального стержня.
Места контактов протекторов с днищем резервуара изолируют эпоксидной смолой.
5.3.7. Техническое обслуживание протекторной защиты заключается в контроле эффективности протекторной защиты и периодической замене изношенных протекторов.
Эффективность протекторной защиты проверяют путем измерения потенциала резервуара. Результаты измерений записывают в специальный журнал.
Потенциал резервуара измеряют мультивольтамперметром с помощью специального медносульфатного электрода сравнения. При этом прибор заключается в разрыв цепи электрод сравнения - резервуар. Перед измерением электрод через отверстия заполняют насыщенным раствором медного купороса до нижних кромок боковых отверстий в корпусе.
Замену изношенных протекторов производят в соответствии с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным главным инженером предприятия. План составляется с учетом срока службы протекторов и эксплуатационных данных об их работе.
5.4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров
5.4.1. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров и крыши должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из 1-го слоя грунтовки ГФ-021 или ГФ-0163 и 2-х слоев эмали. Выбор цвета покрытия следует производить с учетом коэффициента отражения световых лучей. Периодически окраску наружной поверхности необходимо обновлять.
5.4.2. Для долговременной защиты стенок резервуаров на прогрунтованную наружную поверхность резервуаров наносят эпоксидные битумно-резиновые, битумно-полимерные мастики и полимерные ленты.
5.4.3. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт или скопление дождевой воды по контуру резервуара.
5.4.4. Основной и дополнительной защитой от почвенной коррозии является соответствующая гидроизоляция и катодная защита, выполненная по специальным проектам.
textarchive.ru
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ» ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ - Документ
8. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ
ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ
Карты примерных исправлений дефектов в стальных цилиндрических резервуарах распространяются на все случаи устранения дефектов (трещин, непроваров, вмятин и т.п.), обнаруженных в период их эксплуатации.
Карты являются иллюстрированным дополнением общих указаний, приведенных в настоящем Руководстве.
В картах приведены наиболее часто встречающиеся случаи образования дефектов в конструкциях металлических резервуаров и даны примеры устранения этих дефектов.
Трещины и другие дефекты, обнаруженные не в сварных соединениях, а в околошовной зоне, должны быть устранены аналогично методам, приведенным в указанных картах.
Дефекты, возникающие в конструкциях резервуаров, не предусмотренные настоящими картами, должны устраняться по отдельным решениям с разработкой технологии применительно к изложенным в картах случаям. Дефекты в конструкциях могут устраняться организацией, проводящей ремонтные работы, по специально разработанной и согласованной с заказчиком технологии.
1. Карты ремонта оснований стальных вертикальных цилиндрических резервуаров
Карта 1.1. Дефект Неравномерность осадки основания резервуара А превышает допустимое значение. |
|
Метод исправления I 1. На участке осадки к корпусу резервуара приваривают через 2,5 - 3 м ребра жесткости Б на расстоянии 0,4 м от днища. Сварной шов 8 100 мм через 1500 мм. 2. Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Резервуар поднимают выше осадки на 40-60 мм. 3. Подбивают грунтовую смесь (супесчаный грунт, пропитанный битумом). 4. Резервуар опускают на основание. Ребра удаляют. 5. Смеси подбивают трамбовками: под днищем -вертикальными слоями, за пределами днища - горизонтальными слоями. Откосы выполняют в соответствии с требованиями основного проекта. |
|
Метод исправления II 1. На участке осадки резервуара приваривают через 10-12 м в двух-трех местах патрубки Б из трубы диаметром 520 мм (толщиной 8-10 мм) на расстоянии 0,6-0,8 м от днища. 2. С помощью трубоукладчика Q-60 тс резервуар поднимается за один из патрубков на высоту, превышающую величину осадки на 40-60 мм. 3. Подбивают грунтовую смесь с помощью специальных штанг-трамбовок. 4. Резервуар опускают на основание. Патрубки удаляют. |
|
Карта 1.2. | |
Дефект Зазоры между бетонным кольцом основания А и окрайка днища Б - до 100 мм на значительном протяжении периметра корпуса резервуара В Метод исправления 1. Зазоры между бетонным кольцом и днищем утрамбовывают бетоном марки не ниже 100. 2. При необходимости работы по восстановлению вертикальности стенки резервуара, выполняют в соответствии с требованиями карты 8.1.1. |
|
Карта 1.3. | |
Дефект Превышающая допуски равномерная осадка основания резервуара А, в районах с недостаточно устойчивыми грунтами. |
|
Метод исправления 1. Вокруг резервуара, на расстоянии 1 м от него, устраивают монолитное бетонное (бутобетонное) кольцо Б. Верх кольца должен быть ниже основания резервуара не менее чем на 50 мм. 2. Отмостки В устраивают согласно требованиям основного проекта. 3. Подходящие трубопроводы должны обеспечивать возможность осадки за счет гибких вставок или компенсирующих устройств. |
|
Карта 1.4. Дефект Местная просадка основания А под днищем резервуара Б (вне зоны окрайка) глубиной более 200 мм на площадке более 3 м кв. |
|
Метод исправления 1. В днище резервуара Б на участке пустоты вырезают отверстие В диаметром 200-250 мм для подбивки грунтовой смеси Г. В зависимости от площади просадки основания и удобства подбивки при необходимости вырезают дополнительные отверстия. 2. Пустоту засыпают грунтовой смесью Г (супесчаным грунтом, пропитанным битумом) и уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой или вручную. 3. Вырезанное в днище отверстие закрывают круглой накладкой Д диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара. 4. Накладку с днищем сваривают по всему контуру плотным швом. Примечание. В случае пропитки основания в зоне дефектного места нефтепродуктом допускается выемка гидрофобного грунта в указанной зоне глубиной 250 мм с последующей засыпкой и уплотнением сухим песком. |
|
Карта 1.5. | |
Дефект Днище резервуара А не просело, а основание Б частично осыпалось. Между днищем и основанием образовался зазор. |
|
Метод исправления 1. На разрушенном участке подбивают грунтовую смесь пневмотромбовкой или вручную (супесчаный грунт, пропитанный битумом). 2. За пределами резервуара укладывают слой песчаного грунта В, а поверх него утрамбовывают изолирующий слой. 3. Откосы основания Г выполняют согласно проекту. Примечание. При ведении ремонтных работ в зимних условиях смесь для изолирующего слоя перед укладкой необходимо подогреть до 50-60°С. |
|
Карта 1.6. | |
Дефект Значительная равномерная просадка стенки резервуара по всему периметру до 250 мм с резким прогибом окрайки днища на расстоянии до 500 мм от стенки; сварные соединения днища не нарушены. |
|
Метод исправления 1. На отдельных участках стенки резервуара на расстоянии 0,4 м от днища приваривают через 2,5-3 м по периметру ребра жесткости (см. карту 8.1.1.). 2. Под ребра жесткости устанавливают домкраты. Участок стенки поднимают выше просадки на 50 мм. 3. Распускают сварные соединения приварки окрайка к центральной части днища и стенке резервуара. Окраек разрезают на отдельные части и удаляют из резервуара. 4. Укладывают слой гидрофобного грунта до проектной отметки основания и уплотняют трамбовкой. 5. Подводят под стенку части окрайка днища с технологической прокладкой. Части окрайка между собой сваривают встык, поджимают к стенке и приваривают двухсторонним тавровым швом. 6. Сваривают внахлест окраек с центральной частью днища. 7. Стенку опускают на основание, снимают домкраты и удаляют ребра жесткости. 8. Все сварные соединения проверяют на герметичность и проводят гидравлические испытания резервуара наливом воды до расчетного уровня. |
2. Карты ремонта днищ стальных вертикальных резервуаров
Карта 2.1 | |
Дефект Продольная трещина А в сварном стыковом соединении окрайка днища, не доходящая до уторного уголка Б; в резервуарах без уторного уголка до корпуса В. Остальное выполнено качественно. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место, выявляют границу трещины Г засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм. 3. Сварку дефектного места осуществляет на технологической подкладке Д в два слоя или более от засверловки до наружного края окрайка с обязательным выводом шва на технологическую подкладку. 4. Видимый конец технологической подкладки обрезают. |
|
Карта 2.2. | |
Дефект Радиальная трещина А длиной не более 100 мм в окрайке днища Б, не доходящая до уторного уголка В или стенки Г снаружи или внутри резервуара. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место трещины и концы ее Д засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 2. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм. 3. Сварку дефектных мест осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более. Направление сварки указано стрелками, при сварке трещины на наружной части окрайка днища последовательность сварки принимается по карте 2.1. 4. Видимый конец технологической подкладки обрезают. |
|
Карта 2.3. | |
Дефект Продольная трещина А в сварном стыковом соединении сегментного окрайка днища Б, не имеющей остающейся технологической подкладки. Трещина дошла до уторного уголка В или прошла под горизонтальной полкой, или вышла на горизонтальную полку уторного уголка и прошла под стенку Г резервуара, но не вышла на основной металл днища. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место, вырезают уторный уголок длиной 500 мм (по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины). 2. Выявляют границу трещины и ее конец Д засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм. 4. Сварку дефектного места окрайка осуществляют на технологической подкладке Е в два слоя или более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны. 5. Приваривают стенку к сегментам окрайка днища в месте вырезки уторного уголка. 6. Приваривают торосы уторного уголка к стенке и сегментному окрайку днища герметичным швом. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами. 7. Видимый конец технологической подкладки обрезают. |
|
Карта 2.4. | |
Дефект Сварная трещина А в сварном стыковом соединении сегментной окрайки днища Б, не имеющим технологической подкладки. Трещина прошла под уторный уголок В и стенкой резервуара Г вовнутрь и распространилась на основной металл днища Д. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место, вырезают уторный уголок длиной 500 мм по 250 мм симметрично в обе стороны от трещины. 2. Выявляют границы трещины и ее конец Е засверливают сверлом диаметром 6-8 мм. 3. Разделывают кромки трещины с зазором между ними 2 ± 1 мм. 4. Сварку дефектного места осуществляют на технологической подкладке Ж в два слоя и более. Сварку ведут одновременно два сварщика из-под стенки в противоположные стороны. 5. Приваривают стенку к сегментной окрайке днища в месте вырезки уторного уголка. 6. Приваривают торцы уторного уголка к стенке и сегментному окрайку днища. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами. 7. Видимый конец технологической подкладки обрезают. |
|
Карта 2.5. | |
Дефект То же, что и на карте 2.4 при сварке сегментных окрайков днища на остающихся технологических подкладках. |
|
Метод исправления То же, что и в карте 2.4, следующими дополнительными операциями: - после разделки кромок трещины (п. 3) на расстоянии 150 мм от засверленного отверстия вырезают в днище круглое отверстие диаметром 100 мм; - через вырезанное отверстие подводят дополнительную технологическую планку И; - сварка - согласно п.п. 4, 5, 6 карты 2.4; - на круглое отверстие в днище подгоняют внахлест круглую закладку К толщиной, равной толщине листа и диаметром 200 мм и приваривают по всему контуру швом с катетом 4-5 мм. Направление и очередность сварки указаны стрелками и цифрами. |
|
Карта 2.6. | |
Дефект I Поперечная трещина А в сварном стыковом соединении окрайка днища Б, распространившаяся на основной металл окраек. |
|
Дефект II Трещина А по основному металлу окрайка днища Б внутри или снаружи резервуара. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место, устанавливают границы вырезаемого участка: ширина не менее длины трещины плюс 500 мм, а длина - по ширине окрайка. 2. Вырезают уторный уголок длиной не менее 1500 мм, симметрично в обе стороны от границы вырезаемого участка. 3. Выплавляют нахлесточное соединение приварки днища к окрайку 3 и угловой шов приварки стенки к окрайку 4. 4. Приподнимают участок днища в месте нахлесточного шва. 5. Вырезают дефектный участок окрайка днища. 6. Взамен вырезанного участка подгоняют встык вставку с зазорами 3 ± 1 мм. 7. Сварку вставки осуществляют в два слоя или более на технологических подкладках. Очередность и направление сварки указаны стрелками и цифрами. Сварные соединения 2, 3, 5 выполняют по аналогии с требованиями п.п. 4. 5, 6 карты 2.3. 8. Видимые концы технологических подкладок обрезают. |
|
Карта 2.7. | |
Дефект Продольная трещина в сварном стыковом соединении или нахлесточном соединении полотнища днища с выходом А или без выхода Б на основной металл. Аналогичные трещины в местах пересечения соединений. |
|
Метод исправления 1. Расчищают дефектное место, выявляют границы трещины и концы ее засверливают диаметром сверла 6-8 мм. Затем разделывают кромки трещины с последующей их сваркой. 2. Подгоняют к полотнищу днища внахлестку накладку В, толщиной не менее толщины дна резервуара и превышающей длину трещины 250 мм. Края накладки должны иметь закругления радиусом не менее 50 мм. 3. Сварку накладки с днищем осуществляют по контуру с катетом шва не более 4-5 мм. |
|
Карта 2.8 | |
Дефект Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II, п 1.22, с плавным переходом на днище резервуара. |
|
Метод исправления 1. В вершине хлопуна А вырезают отверстие Б диаметром 200-500 мм в зависимости от площади хлопуна и удобства подбивки грунтовой смеси В. В необходимых случаях вырезают дополнительное отверстие. 2. Пазуху засыпают грунтовой смесью В (супесчаный грунт, пропитанный битумом), уплотняют глубинным вибратором, пневмотрамбовкой вручную. 3. Подгоняют круглую накладку Г диаметром более отверстия на 100 мм и толщиной не менее толщины днища резервуара. 4. Сварку накладки с днищем выполняют по всему контуру швом с катетом 4-5 мм. |
|
Карта 2.9. | |
Дефект Выпучина или хлопун А превышает значение, указанное в Разделе II, п 1.22, сложной конфигурации или вытянутой формы в одном направлении с плавным переходом на днище резервуара. |
|
Методы исправления 1. Выявляют границы дефектного участка А и намечают линию разреза Б. 2. По концам линии разреза вырезают круглые отверстия В диаметром не более 100 мм. 3. Разрезают (вырезают) полотнище днища по намеченной линии. 4. Концы полотнища днища в месте разреза поджимают к основанию. Максимальная высота хлопуна или выпучены должна быть не более 100 мм после поджатия. 5. Подгоняют по месту разреза полосовую накладку Г с нахлестом не менее 30-40 мм от краев разреза (выреза). 6. В случае нескольких разрезов, выходящих из одного отверстия, под него подводят подкладку Д толщиной не менее 5 мм. 7. Сварку закладки и подкладки осуществляют по всему контуру. |
|
Карта 2.10. | |
Дефект Выпучина - складка на днище с резкими перегибами и изломами. |
|
Метод исправления 1. Выявляют границы дефектного участка, подлежащего удалению, в зависимости от конкретных размеров дефекта. 2. Распускают сварные швы в районе выпучины и удаляют деформированные листы. 3. В случае необходимости исправляют гидроизолирующий слой. 4. Удаленные листы заменяют новыми и подгоняют с листами полотнища днища внахлестку по коротким и длинным кромкам. 5. Сварку выполняют герметичными швами с катетом 5 мм. Направление и последовательность сварки показаны стрелками и цифрами. |
|
textarchive.ru
ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ - АНТЦ ЗЕВС. Экспертиза промышленной безопасности
«Транснефтеавтоматика»
Скачать полную версию документа:
ПТЭР Роснефть
Содержание:АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ»ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ2004 г.Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ2.1. Классификация резервуаров, технические требования к ним2.2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой.2.3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров2.4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования2.5. Требования к территории резервуарных парков.3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ ИОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ4. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРОВ5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ5.1. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочныхпокрытий5.2. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированныхметаллизационно-лакокрасочных покрытий5.3. Протекторная защита резервуаров от коррозии5.4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуаров6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ6.1. Промышленная безопасность6.2. Пожарная безопасность6.3. Требования охраны труда6.4. Молниезащита резервуаров и защита от статического электричества6.5. Охрана окружающей среды7. ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ РЕЗЕРВУАРОВЧасть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов1. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ1.1. Общие требования 1.2. Обследование металлоконструкций резервуара1.3. Обследование сварных соединений1.4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши1.5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара1.6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров2. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИРЕЗЕРВУАРОВ3. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМОБСЛЕДОВАНИЯ3.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнителисоставляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные:4. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ4.1. Общие положения4.2. Подготовительные работы4.3. Ремонт металлоконструкций4.4. Ремонт основания и фундамента4.5. Ремонт резервуаров с применением огневых работ4.6. Ремонт резервуаров без применения огневых работ4.7. Ремонт резервуаров с двойной стенкой4.8. Ремонт (бандажирование) стенок резервуаров4.9. Ремонт металлических и пенополиуретановых (ППУ) понтонов и теплоизоляции5. ОБОРУДОВАНИЕ, МЕХАНИЗМЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТАРЕЗЕРВУАРОВ6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ, ИСПЫТАНИЯ И ВВОДРЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ7. ОХРАНА ТРУДА И ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕРЕЗЕРВУАРА8. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХПриложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕРУКОВОДСТВАПриложение 2 ПАСПОРТ стального вертикального цилиндрического резервуараПриложение 3 ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И АРМАТУРЫРЕЗЕРВУАРАПриложение 4 НАРЯД-ДОПУСК на выполнение работ повышенной опасностиПриложение 5 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочейзоны (по ГОСТ 12.1.005-88*)Приложение 6 РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИН ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРАПриложение 7 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВПриложение 8 МЕТОДИКА ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИСтр. 2 из 114 Правила технической эксплуатации резервуаровПриложение 9 МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ С ПОМОЩЬЮПРОНИКАЮЩИХ ЛУЧЕЙПриложение 10 МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙПриложение 11 ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ МЕТОДОМ АКУСТИЧЕСКОЙЭМИССИИПриложение 12 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ НЕРАВНОМЕРНОЙОСАДКИ ДНИЩА И УКЛОНА ОТМОСТКИПриложение 13 МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯГЕРМЕТИЧНОСТИ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВПриложение 14 Обязательное Акт о готовности проведения ремонта резервуара сведением огневых работПриложение 15 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУРПриложение 16 ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С СОСТАВАМИ НАОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛПриложение 17 ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ РЕЗЕРВУАРА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕРЕМОНТАСтр. 3 из 114 Правила технической эксплуатации резервуаров
Скачать файлan-tc.ru
