ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИКИ, КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА (РЕКОНСТРУКЦИИ) РЕЗЕРВУАРОВ И ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Утвержден 9 июля 2001 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Данный Регламент вводится вместо «Регламента вывода из эксплуатации, проведения диагностики, подготовки резервуаров к капитальному ремонту (реконструкции) и вводу в эксплуатацию от 29.01.2001 г., «Регламента плановых работ по ремонту резервуарных емкостей при капитальном ремонте» от 01.03.2000 г., «Дополнения к регламенту вывода из эксплуатации, проведения диагностики, подготовки резервуаров к капитальному ремонту (реконструкции) и вводу в эксплуатацию» от 5.03.2001 г.

1.2. В состав технологических операций по выводу резервуара в ремонт, проведению ремонта (реконструкции) и последующего ввода его в эксплуатацию входят:

-      вывод резервуара из технологического режима работы;

-      зачистка резервуара от донных отложений, подготовка поверхности резервуара к диагностике;

-      диагностика резервуара с составлением дефектной ведомости;

-      составление технического задания на разработку проектно-сметной документации на ремонт (реконструкцию) резервуара, на основании дефектной ведомости и перечня работ в соответствии с п. 5.3 регламента;

-      разработка проектно-сметной документации в соответствии с техническим заданием, проведение экспертизы и регистрации (согласования) ее в органах государственного надзора;

-      выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции);

-      гидравлические испытания и освобождение резервуара от опрессовочной воды;

-      нанесение антикоррозионного покрытия;

-      заполнение резервуара нефтью и включение в технологический режим работы НПС.

1.3. При капитальном ремонте (реконструкции) резервуара типа РВС, РВСП, РВСПК должны быть выполнены следующие работы:

-      восстановление основания резервуара;

-      ремонт и замена металлоконструкций (днища, окрайки, стенки, кровли);

-      монтаж системы подслойного (комбинированного) пожаротушения;

-      монтаж (ремонт) системы орошения;

-      замена «хлопуш» на приемо-раздаточные устройства типа «ПРУ-Д»;

-      замена системы размыва донных отложений с веерными соплами на устройства типа «Диоген»;

-      ремонт (замена) систем измерения уровня и температуры;

-      ремонт (монтаж) понтона;

-      ремонт плавающей крыши, катучей лестницы, системы водоспуска;

-      оборудование понтона (плавающей крыши) дополнительными патрубками или другими устройствами для изменения высоты опорных стоек в эксплуатационном положении;

-      оборудование резервуара с понтоном (плавающей крышей) направляющими, в которых монтируется оборудование для измерения уровня;

-      установка (замена) резервуарного оборудования;

-      оборудование резервуаров протекторной защитой;

-      гидроиспытания;

-      антикоррозионное внутреннее и наружное покрытие;

-      калибровка резервуара;

-      восстановление отмостки и каре резервуара.

1.4. При ремонте резервуара типа ЖБР должны быть выполнены следующие работы:

-      восстановление днища и стен резервуара;

-      ремонт колонн, ригелей, балок;

-      ремонт (замена) плит покрытия;

-      ремонт (восстановление) приемо-раздаточных технологических трубопроводов, патрубков для установки оборудования;

-      монтаж системы подслойного пожаротушения;

-      монтаж (ремонт) системы размыва донных отложений с трубной разводкой, кольцевыми веерными соплами, с фиксированной максимальной высотой щели;

-      установка (замена) резервуарного оборудования;

-      нанесение защитного гидроизоляционного слоя на покрытие резервуара;

-      восстановление отмостки и каре резервуара;

-      гидроиспытания;

-      калибровка резервуара.

1.5. Все виды работ по выводу резервуара из эксплуатации, зачистке и подготовке к диагностике проводятся на основе Проекта производства работ, утвержденного главным инженером ОАО МН, и наряда допуска, оформляемого на каждый вид выполняемых работ в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Регламентом оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть»;

-      «Технологией проведения работ по предотвращению образования и удаления из резервуаров донных отложений», РД 153-39.4-057-00;

-      «Инструкцией по пожаро-взрывобезопасной технологии очистки нефтяных резервуаров», РД 153-39ТН-012-96;

-      «Инструкцией по обеспечению пожаро-взрывобезопасности эксплуатации и ремонта нефтяных резервуаров резервуарных парков магистральных нефтепроводов» РД 153-39ТН 013-96;

-      «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», ВППБ 01-05-99;

-      Настоящим регламентом и другими нормативными документами, регламентирующими безопасное производство работ.

1.6. Производство работ по капитальному ремонту резервуара осуществляется на основании рабочего проекта, выполненного проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию, прошедшего экспертизу, зарегистрированного в территориальном органе Госгортехнадзора России и утвержденного к производству работ Главным инженером ОАО МН, в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз», введенными в действие приказом ОАО «АК «Транснефть» № 25 от 12 марта 2001 года;

-      «Инструкцией «Методы ремонта элементов конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации»;

-      «Инструкцией по ремонту железобетонных предварительно напряженных цилиндрических резервуаров для нефти» РД 39-0147103-378-87;

-      СНиП 3.03.01-87, СНиП 2.05.06-85;

-      другими нормативными документами, определяющими порядок и организацию работ по капитальному ремонту (реконструкции) резервуаров.

1.7. Приемка резервуаров из ремонта в эксплуатацию осуществляется в соответствии со следующими нормативными документами:

-      СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»;

-      «Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов», введенными в действие приказом ОАО «АК «Транснефть» № 25 от 12.03.01 года;

-      «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД 153-39.4-056-00.

1.8. Подлежат первоочередному включению в Планы-графики технического диагностирования и капитального ремонта резервуары:

-      находящиеся в аварийном состоянии или выведенные из эксплуатации из-за недопустимых дефектов;

-      со сниженным уровнем взлива из-за дефектов металлоконструкций и оборудования;

-      с ограниченными сроками эксплуатации из-за дефектов;

-      изготовленные из стали марки 16Г2АФ или сваренные электродами с меловой обмазкой (для РВС);

-      применяемые для хранения нефти с высокой коррозионной активностью и не имеющие внутренней антикоррозионной защиты (для РВС);

-      с дефектами металлоконструкций, отремонтированных временными методами ремонта, без выполнения сварочных работ (установка накладок механическим способом, наклеек с помощью эпоксидных составов и ремонт другими методами, не предусмотренными при строительстве резервуаров);

-      находящиеся в эксплуатации более нормативного срока службы (20 лет для РВС, 30 лет для ЖБР).

1.9. ОАО МН представляет до 1 июня в ОАО «АК «Транснефть» на следующий год проект «Плана-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта» с помесячной разбивкой по прилагаемой форме (прил. 1).

1.10. Утвержденный главным инженером ОАО МН «План-график вывода резервуаров из эксплуатации, подготовки и проведения капитального ремонта (реконструкции) и ввода в эксплуатацию» (прил. 2), с разбивкой по основным видам работ, ОАО МН в срок до 1 июня представляют в ОАО «АК «Транснефть» на следующий год.

1.11. Разработка Плана-графика технического диагностирования резервуаров на планируемый год (прил. 3) осуществляется исходя из их технического состояния (пункт 1.8 регламента). Утвержденный главным инженером ОАО МН «План-график технического диагностирования резервуаров» ОАО МН в срок до 1 июня представляют в ОАО «АК Транснефть» на следующий год.

1.12 Сроки формирования плановых объемов работ на следующий год по ремонту резервуарных емкостей и представления данных в ОАО «АК «Транснефть» приведены в таблице 1.

Таблица 1

1.13. Раздел «Резервуарные емкости» «Комплексной Программы...» должен содержать раздел технико-экономических обоснований необходимости выполнения работ по ремонту резервуаров отдельно на каждый резервуар. При выполнении технико-экономического обоснования должно учитываться:

-      техническое состояние резервуарной емкости в соответствии с п. 1.8 Регламента;

-      значение резервуарной емкости для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти;

-      перспективность дальнейшего использования резервуара в технологическом процессе;

-      продолжительность выполнения ремонтных работ, наличие технических возможностей и т.д.;

-      увеличение полезной емкости резервуара в результате выполнения комплекса планируемых работ.

1.14. Стоимость планируемых работ по капитальному ремонту резервуарной емкости должна быть определена на основе цен на материалы и услуги, действующих на момент составления Плана, с использованием применяемых и установленных в регионах расценок и коэффициентов перерасчета.

1.15. Стоимостные показатели по материалам и оборудованию, закупаемым централизованно, принимаются на основании данных, полученных от ОАО «Торговый Дом «АК «Транснефть».

1.16. Форма сводки о выполнении плана графика работ по ремонту резервуарных емкостей по программе техперевооружения, реконструкции и капитального ремонта приведена в приложении 4.

1.17. Количество резервуаров, единовременно выводимых в капитальный ремонт и реконструкцию, не должен превышать «Нормативный коэффициент» (Кр) вывода в ремонт нефтяных резервуаров ОАО МН (табл. 2).

Таблица 2

Нормативный коэффициент (Кр) вывода в ремонт нефтяных резервуаров ОАО МН

1.18. Продолжительность проектирования, капитального ремонта и реконструкции резервуаров определяется «Нормативными сроками продолжительности капитального ремонта и реконструкции резервуаров ОАО «АК «Транснефть» (прил. 5). Сроки капитального ремонта и ввода резервуаров в эксплуатацию по результатам диагностики и разработанной в полном объеме ПСД корректируются только по согласованию с ОАО «АК «Транснефть».

1.19. Выполнение работ по капитальному ремонту (реконструкции) резервуара следует планировать с расчетом завершения всего комплекса работ в срок не более одного года, с проведением гидравлических испытаний при положительной температуре окружающего воздуха.

2. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1. Резервуары из эксплуатации выводятся на основании «Комплексной программы диагностики, реконструкции, техперевооружения и капремонта объектов ОАО МН» и «План-графика ввода в эксплуатацию резервуарных емкостей после реконструкции и капитального ремонта», утвержденных ОАО «АК «Транснефть».

2.2. Вывод резервуара из эксплуатации в ремонт (реконструкцию) осуществляется службой эксплуатации, конкретная дата вывода согласовывается с отделом ТТО ОАО МН, а по резервуарам транзитных магистральных нефтепроводов и нефтебаз с диспетчерским управлением Компании. Отдел эксплуатации ОАО МН в день вывода резервуара из эксплуатации предоставляет в ТТО сведения о резервуарной емкости в эксплуатации, ТТО вносит изменения по используемой емкости в ежесуточную «Сводку о состоянии резервуарного парка ОАО МН» и СДКУ.

2.3. До вывода резервуара из эксплуатации должен быть разработан проект организации работ по подготовке резервуара к ремонту, который должен включать в себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом конкретных условий, меры по охране труда, способы контроля взрывопожароопасности. ПОР должен быть утвержден главным инженером РНУ (УМН), ПНБ и согласован с вневедомственной пожарной охраной или местными инспекциями территориальных подразделений ГПС МВД РФ.

2.4. При выводе резервуара из эксплуатации выполняются следующие работы:

-      откачка нефти из резервуара;

-      размыв парафинистых отложений;

-      закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

-      установка заглушек на фланцевых соединениях технологических трубопроводов резервуара с составлением схемы и акта на установку.

2.5. После выполнения работ по выводу резервуара из эксплуатации составляется акт готовности и передачи резервуара для выполнения зачистных работ (прилож. 6) с указанием объема оставшихся нефтешламов и выполненных мероприятий по его отключению от технологических трубопроводов.

3. ЗАЧИСТКА РЕЗЕРВУАРА ОТ ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПОДГОТОВКА К ДИАГНОСТИКЕ

3.1. До начала работ по зачистке резервуара от донных отложений и подготовки его к диагностике должны быть выполнены требования пункта 2.3 данного регламента.

3.2. В объем работ по зачистке резервуара входят работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к диагностике и проведению огневых работ:

-      размыв и удаление донных отложений;

-      пропарка резервуара;

-      механическое удаление нефтешламов из резервуара;

-      утилизация нефтешламов;

-      промывка резервуара и дегазация;

-      песко(дробе)струйная обработка внутренней поверхности резервуара для диагностики.

3.3. После завершения работ по зачистке резервуара от нефтешламов составляется акт (прилож. 7).

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. Нормативная документация по техническому диагностированию

4.1.1. Техническое диагностирование резервуаров должно выполняться в соответствии со следующими нормативными документами:

-      «Положением о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» РД-08-95-95;

-      «Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров» РД 39-30-284-85;

-      «Инструкцией по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утвержденной Госгортехнадзором России 21 января 1997 года;

-      «Комплексной технологией акустико-эмиссионного и ультразвукового контроля стенок стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов» ТД 23.441-98;

-      «Технологией геодезического обследования стальных вертикальных резервуаров» ТД 23.115-96;

-      «Правилами организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов» РД 03-131-97;

-      «Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» ПБ 03-381-00;

-      Строительными нормами и правилами «Несущие и ограждающие конструкции» СНиП 3. 03.01-87;

-      Ведомственными строительными нормами «Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м³» ВСН 311-89;

-      Настоящим регламентом и другими нормативными документами, регламентирующими производство работ по техническому диагностированию резервуаров.

4.2. Периодичность проведения технического диагностирования и планирование работ по диагностике резервуаров

4.2.1. Система технического диагностирования включает в себя два уровня проведения работ:

-      частичное (без вывода его из эксплуатации) техническое обследование резервуара с наружной стороны;

-      полное (предремонтное) техническое обследование, с выводом резервуара из эксплуатации, опорожнением, зачисткой и дегазацией.

4.2.2. Периодичность проведения технического диагностирования планируется с учетом срока эксплуатации резервуара и приводится в табл. 3.

Таблица 3

4.2.3. Кроме того внеочередное полное обследование резервуара проводится, если по результатам частичного диагностического обследования выявлены недопустимые дефекты и резервуар выводится из эксплуатации для проведения ремонта. Результаты частичного обследования учитываются при проведении полного диагностического обследования.

4.2.4. Планирование работ по диагностическому обследованию резервуаров осуществляется согласно «Регламента формирования планов и отчетов по определению технического состояния, эксплуатации и ремонту магистральных нефтепроводов и резервуарных парков».

4.2.5. ОАО МН в срок до 1 июня текущего года разрабатывает и представляет в ОАО «АК «Транснефть» для формирования сводного плана «Проект плана диагностического обследования резервуаров» на следующий год (прилож. 3), составленный с учетом приоритетности обследования резервуаров в соответствии с их техническим состоянием, сроками эксплуатации и результатами проведенных ранее обследований.

4.2.6. Для новых резервуаров после окончания строительно-монтажных работ перед проведением гидравлических испытаний, антикоррозионной защитой и вводом в эксплуатацию проводится техническое диагностирование в объеме полного обследования в соответствии с пунктом 4.4 данного регламента.

4.3. Порядок проведения диагностического обследования

4.3.1. Основанием для проведения работ по техническому диагностированию резервуаров является утвержденный план диагностики резервуаров ОАО «АК «Транснефть» на текущий год.

4.3.2. ОАО МН разрабатывает в соответствии с требованиями нормативной документации и данного Регламента техническое задание (прил. 8) на диагностическое обследование резервуара, в котором определяются требования к проведению диагностических работ, объемы и методы контроля, требования к срокам обследования и к содержанию технических отчетов. Техническое задание утверждается Главным инженером ОАО МН.

4.3.3. В техническом задании выделяются объемы работ, выполняемые собственными силами ОАО МН и силами подрядной организации. К техническому заданию должны прилагаться исходные данные о резервуаре, необходимые Подрядчику для проведения обследования (прилож. 9).

4.3.4. На основе технического задания для каждого резервуара разрабатывается индивидуальная программа проведения технического обследования резервуара, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

4.3.5. Договор с подрядной организацией, привлекаемой для проведения технического диагностирования резервуара, оформляется в соответствии с требованиями типового договора (прилож. 10). Подрядная организация, привлекаемая к проведению диагностического обследования резервуара, должна иметь лицензию на осуществление данного вида деятельности, руководители должны пройти аттестацию по вопросам промышленной безопасности в комиссии ГГТН.

4.3.6. Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на отдел эксплуатации ОАО МН. До начала работ по обследованию составляется акт готовности резервуара к проведению технической диагностики, подписанный представителем ОАО МН, представителем организации, выполнявшей работы по подготовке резервуара к диагностированию, и представителем организации которая будет проводить диагностику (прилож. 11).

4.3.7. Работы по обследованию проводятся на основании приказа филиала (РНУ) ОАО МН, в котором назначается ответственное лицо за безопасное производство работ от структурного подразделения (ЛПДС, НПС), определяется порядок, режим работы подрядной организации и ответственность руководителей подрядной организации за безопасное производство работ. После прохождения персоналом Подрядчика инструктажа по технике безопасности и пожарной безопасности, допуск к работам осуществляется на основе «Регламента оформления нарядов-допусков на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных объектах МН дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть».

4.3.8. Продолжительность выполнения диагностического обследования резервуаров в зависимости от их объема приводится в табл. 4.

Таблица 4

4.3.9. Сроки проведения работ по диагностическому обследованию резервуаров и предоставления технических отчетов устанавливаются техническим заданием на диагностику резервуара и могут быть изменены в зависимости от объемов работ и применяемых методов контроля, но не более приведенных в табл. 4.

4.3.10. На выполненные при техническом диагностировании работы составляется первичная документация, на основании которой оформляется заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости вывода его из эксплуатации и объемов проведения ремонта.

4.4. Виды работ по частичному (без вывода из эксплуатации), полному (с выводом из эксплуатации) техническому диагностированию резервуара и требования к подрядным организациям, выполняющим диагностику

4.4.1. Частичное техническое обследование РВС без вывода его из эксплуатации в обязательном порядке предусматривает проведение следующих работ:

-      изучение технической документации и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

-      осмотр конструкций резервуара с наружной стороны, инструментальный замер геометрических параметров на всем протяжении сварных швов (заводских и монтажных) с помощью шаблонов, с целью выявления наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям СНиП 3.03.01-87, ГОСТ и проекта, трещин всех видов и направлений: наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

-      проведение акустико-эмиссионной диагностики стенки резервуара с выявлением мест концентрации напряжений и последующей проверкой их ультразвуковой дефектоскопией;

-      измерение толщины каждого листа первого пояса стенки, 2 и 3 поясов по четырем образующим и остальных поясов по одной образующей стенки резервуара, выступающих окрайков днища и настила кровли (плавающей крыши);

-      100 % контроль ультразвуковой дефектоскопией всех вертикальных и горизонтальных сварных швов и перекрестий сварных швов стенки, (кроме двух поясов, примыкающих к кровле), сварного шва между стенкой и днищем, швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуара;

-      измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;

-      контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-раздаточных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной системы;

-      нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геодезическую съемку обвалования;

-      проверка состояния основания и отмостки;

-      для резервуаров с плавающей крышей дополнительно проверка состояния элементов затвора, водоспуска и рабочих параметров катучей лестницы, измерение зазора между плавающей крышей и затвором;

-      проверка наличия или отсутствия нефти в коробах и ливнеприемнике водоспуска плавающей крыши.

4.4.2. Полное техническое обследование РВС в обязательном порядке проводится в два этапа:

Первый этап проводится в режиме эксплуатации резервуара и предусматривает проведение следующих работ:

-      ознакомление с технической документацией и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

-      осмотр конструкций резервуара с наружной стороны, инструментальный замер геометрических параметров на всем протяжении сварных швов (заводских и монтажных) с помощью шаблонов, с целью выявления наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям СНиП 3.03.01-87, ГОСТ и проекта, трещин всех видов и направлений: наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

-      измерение толщины поясов стенки резервуара (кроме двух поясов, примыкающих к кровле) и выступающей окрайки днища;

-      100 % контроль ультразвуковой дефектоскопией всех вертикальных и горизонтальных сварных швов стенки (кроме двух поясов, примыкающих к кровле), сварного шва между стенкой и днищем, швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуара;

-      контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-раздаточных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной системы;

-      нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геодезическая съемка обвалования;

-      для резервуаров с плавающей крышей дополнительно проверка состояния элементов затвора, водоспуска и параметров катучей лестницы, измерение зазора между плавающей крышей и затвором;

-      проверка наличия или отсутствия нефти в коробах и ливнеприемнике водоспуска плавающей крыши.

Второй этап проводится после вывода резервуара из эксплуатации, зачистки, дегазации и предусматривает проведение следующих работ:

-      осмотр конструкций резервуара с внутренней стороны, инструментальный замер с помощью шаблонов геометрических параметров на всем протяжении сварных швов (заводских и монтажных), с целью выявления наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям СНиП 3.03.01-87, ГОСТ и проекта, трещин всех видов и направлений: наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

-      100 % контроль ультразвуковым методом дефектоскопии всех вертикальных и горизонтальных сварных швов стенки двух поясов, примыкающих к кровле, сварных швов кровли, понтона, плавающей крыши и днища, швов приварки люков и врезок в верхние пояса стенки и кровлю;

-      проверка рентгенографическим и (или) другими методами дефектоскопии дефектных мест вертикальных и горизонтальных швов с наружной и внутренней стороны стенки, кровли, днища, понтона, плавающей крыши, коррозионных повреждений и утончений металла, выявленных при проведении ультразвукового контроля, а также при визуальном осмотре и проверке толщинометрии;

-      измерение толщины днища и элементов плавающей крыши (понтона);

-      контроль герметичности всех сварных соединений днища, понтона, плавающей крыши и кровли резервуара;

-      измерение геометрической формы стенки, нивелирование наружного контура и поверхности днища;

-      проверка состояния понтона с внутренней стороны резервуара, измерение расстояния между понтоном и стенкой резервуара при снятом затворе;

-      проверка состояния плавающей крыши с внутренней стороны резервуара, состояния катучей лестницы, водоспуска, измерение расстояния между плавающей крышей и стенкой резервуара при снятом затворе;

-      нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геодезическая съемка обвалования;

-      проверка состояния основания и отмостки.

4.4.3. Полное техническое обследование резервуара типа РВС для вновь строящихся резервуаров после окончания строительных и монтажных работ перед проведением гидравлических испытаний в обязательном порядке предусматривает проведение следующих работ:

-      проверка и анализ технической документации на монтируемые конструкции и сварочные материалы;

-      осмотр конструкций резервуара с наружной и внутренней сторон, инструментальный замер с помощью шаблонов геометрических параметров на всем протяжении сварных швов (заводских и монтажных), с целью выявления наружных дефектов: несоответствия размеров швов требованиям СНиП 3.03.01-87, ГОСТ и проекта, трещин всех видов и направлений: наплывов, подрезов, прожогов, пористости, отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

-      100 % контроль ультразвуковым методом дефектоскопии всех вертикальных и горизонтальных сварных швов стенки, сварного шва между стенкой и днищем, швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуара;

-      проверка рентгенографическим и (или) другими методами дефектоскопии герметичности всех сварных соединений кровли, днища, понтона, плавающей крыши резервуара;

-      контроль ультразвуковой дефектоскопией приемо-раздаточных патрубков, компенсаторов, газоуравнительной системы;

-      измерение геометрической формы стенки резервуара, нивелирование наружного контура и поверхности днища;

-      измерение расстояния между понтоном и стенкой резервуара при снятом затворе;

-      для резервуаров с плавающей крышей дополнительно проверка состояния водоспуска и параметров катучей лестницы, измерение зазора между плавающей крышей и стенкой резервуара при снятом затворе;

-      нивелирование фундаментов приемо-раздаточных патрубков, шахтной лестницы и газоуравнительной системы, геодезическая съемка обвалования;

-      проверка состояния основания и отмостки.

4.4.4. Частичное обследование ЖБР проводится в режиме эксплуатации резервуара и предусматривает проведение следующих работ:

-      ознакомление с технической документацией и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

-      проверка целостности покрытия и состояния защитного слоя бетона;

-      проверка наличия или отсутствия оголений арматуры в плитах покрытия и кольцевой предварительно напряженной арматуры на верхней части наружной стенки резервуара;

-      проверка герметичности резервуара и проведение испытаний покрытия на газонепроницаемость;

-      проверка состояния водоотводных канав и водоотводных систем, дренажных колодцев, грунтовой обсыпки, откосов, отмостки снаружи по периметру резервуара;

-      проверка состояния световых люков и люка лаза, определение степени коррозии с помощью шаблонов;

-      определение осадки резервуара нивелировкой покрытия в точках, определенных исполнительной документацией.

При обнаружении недопустимых дефектов по результатам частичного обследования и при переливе нефти резервуар выводится из эксплуатации для проведения полного обследования.

4.4.5. Полное техническое обследование ЖБР проводится после вывода резервуара из эксплуатации, зачистки, дегазации с целью оценки состояния всех несущих и ограждающих железобетонных конструкций резервуара, включает виды работ, выполняемые при частичном обследовании, и предусматривает проведение следующих работ:

-      ознакомление с технической документацией и анализ имеющейся информации по эксплуатации резервуара;

-      анализ особенностей проведенных ремонтов конструктивной и технологической частей резервуаров;

-      очистка резервуара и монтаж подмостков для проведения инструментальных измерений;

-      установка страховочных устройств к конструкциям, находящимся в аварийном состоянии;

-      отрывка шурфов и каналов;

-      проведение обследования (осмотр, контроль инструментальными и физическими методами) наружных и внутренних поверхностей резервуара и получение данных по состоянию конструкций и материалов (днища, стенки, перекрытия, колонн, балок, ригелей);

-      проверка мест ввода приемо-раздаточных патрубков, состояния железобетонных конструкций и металлоконструкций;

-      инструментальная проверка состояния отдельных элементов и частей резервуара, физико-механических свойств материалов;

-      проверочные расчеты несущей способности основных конструкций резервуара;

-      проведение пробных нагружений конструкций с целью определения несущей способности плит покрытия.

4.4.6. Для выполнения работ по техническому диагностированию привлекаются организации, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.

4.4.7. Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров, должны иметь соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.

4.4.8. Специалисты по техническому диагностированию резервуаров должны быть аттестованы по этому виду работ организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.

4.4.9. Аппаратура и средства, применяемые при техническом диагностировании резервуаров, должны позволять надежно выявлять недопустимые дефекты. Не допускается применение аппаратуры, подлежащей госповерке и не прошедшей ее.

4.4.10. Полное техническое обследование вновь построенного резервуара типа ЖБР после окончания строительных и монтажных работ перед вводом в эксплуатацию проводится в объеме полного обследования согласно п. 4.4.5 данного регламента.

4.5. Порядок и требования к оформлению заключения по результатам технического диагностирования резервуара

4.5.1. По результатам технического диагностирования резервуара организация, проводившая обследование, составляет заключение и дефектную ведомость.

4.5.2. При выявлении недопустимых дефектов, создающих реальную угрозу дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара, специалисты, проводившие частичное обследование, обязаны немедленно сообщить об обнаруженном дефекте главному инженеру РНУ (УМН), ПНБ.

4.5.3. Заключение должно состоять из текстовой части и графической (карты обследования, дефектные ведомости, дефектограммы, фотографии), к заключению прилагаются все материалы, относящиеся к обследованию.

4.5.4. В заключении отражаются результаты обследования и все обнаруженные дефекты, а также содержатся выводы с указаниями возможности и условий дальнейшей гарантированной безопасной эксплуатации резервуара, межремонтного ресурса, с определением срока повторного технического обследования, максимально допустимого уровня взлива, с рекомендациями по выполнению ремонтных работ и доведению его до проектных характеристик или исключению резервуара из эксплуатации при его ремонтонепригодности.

4.5.5. Требования к составу заключения по результатам обследования изложены в техническом задании на диагностику резервуаров (прил. 8). Заключение и содержащиеся в нем выводы должны быть краткими и конкретными, не допускающими двойственного толкования.

4.5.6. Заключение подписывается исполнителями и утверждается руководителем организации, проводившей обследования, подпись руководителя заверяется печатью.

4.5.7. Оформленное заключение с сопроводительным письмом в трех экземплярах (для ОАО МН, филиала, НПС) передается руководству ОАО МН.

4.5.8. Результаты и выводы заключения по техническому диагностированию резервуара должны быть рассмотрены на техническом совете ОАО МН с принятием следующих решений:

-      о полноте, качестве и соответствии заключения, отчета по результатам обследования и дефектной ведомости требованиям технического задания и настоящего регламента;

-      о дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара с указанием межремонтного ресурса, срока повторного технического обследования и максимально допустимого уровня взлива;

-      о выводе резервуара из эксплуатации при наличии указания организации, проводившей обследование, на невозможность его дальнейшей безопасной эксплуатации в связи с обнаружением недопустимых дефектов.

5. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПОДГОТОВКИ РЕЗЕРВУАРА К ПЕРЕДАЧЕ В КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ (РЕКОНСТРУКЦИЮ) И РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТНО-СМЕТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

5.1. По окончании диагностики резервуара и дополнительного осмотра резервуара для безопасного производства ремонтных работ составляется акт готовности резервуара к проведению огневых работ в соответствии с приложением 12, который утверждается главным инженером РНУ (УМН), ПНБ.

5.2. На основе заключения, отчета по результатам обследования и дефектной ведомости службой эксплуатации ОАО МН в срок, определенный пунктом 3 табл. 5, составляется техническое задание на разработку проектно-сметной документации на капитальный ремонт (реконструкцию) резервуара (прилож. 13) и передается на утверждение главному инженеру ОАО МН.

5.3. Службой эксплуатации ОАО МН, утвержденное главным инженером техническое задание, в течение одного дня должно быть передано в отдел экспертиз, который в течение двух дней обязан рассмотреть его на соответствие требованиям первоначальных проектных показателей, выдать Заключение по ТЗ и утвердить техническое задание главным инженером ОАО МН.

5.4. В техническое задание на разработку проектно-сметной документации по капитальному ремонту и реконструкции резервуара типа РВС, РВСП, РВСПК должны включаться работы по:

-      демонтажу хлопуши и установке приемо-раздаточных устройств типа (ПРУ-Д);

-      монтажу (ремонту) понтона;

-      монтажу системы подслойного (комбинированного) пожаротушения;

-      демонтажу системы размыва донных отложений с веерными соплами и замены их на винтовые устройства «Диаген»;

-      оборудование понтонов и плавающих крыш дополнительными патрубками (или другими устройствами) для изменения высоты опорных стоек в эксплуатационном положении;

-      оборудование резервуара с понтоном (плавающей крышей) направляющими, в которых монтируется оборудование для измерения уровня;

-      оборудование резервуаров протекторной защитой;

-      антикоррозионное внутреннее и наружное покрытие.

5.5. Для резервуаров типа ЖБР, ЖБРПК кроме перечисленных в пункте 5.4 регламента работ должны дополнительно включены работы по монтажу (ремонту) систем размыва донных отложений с кольцевыми веерными соплами с фиксированной максимальной высотой щели.

5.6. Продолжительность выполнения операций по выводу резервуара из эксплуатации, по подготовке его к передаче в капитальный ремонт (реконструкцию) приводится в табл. 5.

Таблица 5

Количество рабочих дней

Примечания:

1. Для резервуаров с понтоном или плавающей крышей время операций по п.п. 2 и 3 увеличивается на 15 %.

2. Время операции по зачистке резервуара (п. 2), выполняемой в период с ноября по март, увеличивается на 20 %.

6. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТНО-СМЕТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ (РЕКОНСТРУКЦИЮ) И ЕЕ ЭКСПЕРТИЗА

6.1. Утвержденное главным инженером ОАО МН техническое задание, отчет по техническому диагностированию, дефектная ведомость, заключение экспертного отдела по ТЗ, акт готовности резервуара к огневым работам (прил. 12) и другие данные о техническом состоянии резервуара отделом эксплуатации в трехдневный срок передаются по акту (прил. 14) отделу капитального строительства (капитального ремонта) для разработки проектно-сметной документации.

6.2. Отдел капитального строительства (капитального ремонта) организует в соответствии с ТЗ разработку проектно-сметной документации с привлечением проектного подразделения ОАО МН или подрядчика, имеющего лицензию на выполнение соответствующих проектных работ.

6.3. Договора, дополнительные соглашения на разработку проектно-сметной документации подготавливаются отделом капитального строительства (капитального ремонта) и заключаются в соответствии с требованиями «Положения о порядке заключения и исполнения договоров в ОАО МН».

6.4. Заключение договора на разработку ПСД должно предусматривать разработку тендерной документации (если подрядчик не определен), проведение авторского надзора и порядок согласования проектной организацией ПСД в экспертных и государственных надзорных органах.

6.5. В договоре на разработку ПСД следует предусмотреть перечень проектно-сметной документации, график проектирования и выдачи ПСД, согласование проектной организацией ПСД в экспертных и государственных надзорных органах, ответственность проектной организации за невыдачу ПСД в указанные в договоре сроки, а так же возмещение ущерба и упущенной выгоды, причиненной проектной организацией ОАО МН за некачественное, несвоевременное выполнение работ или возникновение опасных условий эксплуатации объекта по причине принятых проектной организацией решений.

6.6. Ответственность за качество проектно-сметной документации и выполнение ее разработки в установленные сроки, рассмотрение в ОАО МН, согласование в экспертных и государственных надзорных органах и выдачу в производство работ в соответствии с планом-графиком работ несет отдел капитального строительства (капитального ремонта) ОАО МН.

6.7. Отдел капитального строительства (капитального ремонта) ОАО МН в течение трех рабочих дней суток после получения ПСД от проектной организации проверяет ее соответствие техническому заданию, комплектность и направляет на рассмотрение в структурное подразделение (РНУ, филиалы, ЛПДС - один экз.), отдел эксплуатации, отдел экспертизы и другие заинтересованные отделы и службы - один экз.

6.8. Структурные подразделения и заинтересованные службы, перечисленные в пункте 6.7 данного Регламента, обязаны в течение 3-5 рабочих дней (в зависимости от объема проекта) рассмотреть представленные материалы и передать по ним в отдел капитального строительства (капитального ремонта) свои замечания и предложения.

6.9. Отдел капитального строительства (капитального ремонта) в течение трех рабочих дней со дня получения материалов обязан сформировать сводные замечания и предложения по представленной проектно-сметной документации и направить проектной организации протокол с приложением к нему перечня замечаний и предложений, сформированный по результатам рассмотрения ПСД. В протоколе указываются сроки выдачи откорректированной ПСД Заказчику.

6.10. Откорректированная, с учетом выданных ранее замечаний и предложений, ПСД отделом капитального строительства (капитального ремонта) направляется на повторное рассмотрение в заинтересованные отделы ОАО МН.

6.11. Отдел экспертизы организует в течение трех рабочих дней рассмотрение откорректированной ПСД в заинтересованных отделах и службах ОАО МН и проводит экспертизу ПСД специалистами отдела.

6.12. На основании замечаний и предложений, выданных заинтересованными отделами и службами ОАО МН по откорректированной ПСД, а также замечаний и предложений, выданных структурными подразделениями, экспертными и надзорными органами, и по результатам экспертизы, проведенной отделом экспертиз, отдел экспертиз составляет сводное экспертное заключение по ПСД, которое утверждается главным инженером ОАО МН и предоставляет