Организации работ по ликвидации резервуаров. VII. Капитальный ремонт резервуаров. Требования безопасности в аварийных ситуациях

По ремонту вертикальных цилиндрических резервуаров

(ПОР-10)

Состав работ

1.3. Нивелировка окрайки днища резервуара, заполненного продуктом не менее чем в восьми точках по периметру.

1.2.Освобождение резервуара от продукта и полная подго­
товка его для внутреннего осмотра и ремонтных работ.

1.3.Приемка резервуара в ремонт по акту представителем
ремонтной организации мастером РМЦ, прорабом - по резуль­
татам проверки качества выполнения подготовительных работ.

1.4.Вскрыть люки на крыше и на корпусе резервуара.

1.5.Зачистка резервуара, пропарка, промывка и дегазация.

1.6.Устройство лесов и подмостей для проведения ревизии и
ремонта.

1.7.Наружный и внутренний осмотр аппарата со снятием
изоляции. Осмотр состояния всех стыковых вертикальных швов
и мест пересечения вертикальных швов с горизонтальными двух
нижних поясов внутри и снаружи резервуара; стыковых швов
окрайки-днища и швов в месте примыкания стенки корпуса к
днищу с использованием лупы; проверка геометрической формы
резервуара и вертикальности его стенки; замер толщины метал­
ла стенок корпуса, днища и кровли и другие операции по реви­
зии, предусмотренные Инструкцией по техническому надзору,
методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров,
сосудов и аппартов НП и НХ производств (ИТН-93).

1.8.Ревизия и ремонт змеевиков подогревателей.

1.9.Ремонт корпуса резервуара.

1.9.1.Устранение трещин всех видов и направлений, хлопу-
нов, вмятин, восстановление разрушенного защитного покрытия,
устранение дефектов сварных швов по отдельно разработанной
технологии или проекту.

Замена изношенных элементов (участков стенки, дни­
ща, покрытия, понтона и др.) с применением огневых работ и
без их применения по отдельно разработанной технологии или
проекту, 1.9.3. Контроль качества выполненных ремонтных работ; внешний осмотр с измерением, испытание сварных соедине­ний на герметичность вакуум-методом или керосиновой про­бой в объеме 100 %, проверка сварных соединений рентгене- и гаммапросвечиванием.

1.10. Ревизия и ремонт резервуарного оборудования.

1.10.1.Ревизия и ремонт дыхательных и предохранительных

клапанов

1.10.2.Ревизия и ремонт огнепреградителей.

1.10.3. Ревизия и ремонт хлопушки.

1.11.Ремонт основания резервуара; исправление осадок (кре­
нов), укрепление основания, фундамента.

1.12.Испытание резервуара и сдача по акту в эксплуа­
тацию.

1.12.1. Испытания резервуара на прочность, устойчивость и герметичность посредством заполнения резервуара водой на расчетную высоту и создания соответствующего избы­точного давления и вакуума в соответствии с требования­ми ГОСТ 23118-99 "Конструкции стальные строительные. Общие технические условия" и Инструкции по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров.

1.12.2. Нивелировка окрайки днища по периметру резервуа­
ра не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

1.12.3.Контроль геометрической формы стенки по отвесу или

геодезическим способом.

1.12.4. Проверка качества ремонта плавающей крыши (ме­
таллического понтона) путем подъема и опускания плавающей
крыши (понтона) при заполнении резервуара водой.

1.12.5. Устранение выявленных дефектов и повторные испы­
тания.

1.12.6. Снятие ранее установленных заглушек.
2. Порядок проведения работ

2.1. Определить величину неравномерной осадки наружного контура окрайки дниша путем нивелирования в ранее опреде­ленных местах отклонения корпуса от вертикали. Нивелирова­ние днища проводится на резервуаре заполненном продуктом по методике, изложенной в Руководстве, приложение 1, п. 40 (часть 11 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструк­ции по их ремонту

2 2 Во время проведения эксплуатационным персоналом под­готовительных работ доставить на площадку необходимые ма­териалы оборудование инструменты, приспособления.

2 3 Получить инструктаж по охране труда, технике безо­пасности газобезопасности пожаробезопасности и оформить наряд-допуск на проведение газоопасных работ внутри резерву­ара При необходимости оформить отдельно наряд-допуск на проведение огневых работ,

24 Представитель ремонтной организации (мастер РМЦ, прораб) должен ознакомиться с результатами подготовительных работ к ремонту резервуара, указанных в наряде-допуске, с ус­ловиями характером и объемом работ на месте их выполнения.

2 5 Вскрыть световой люк и люки-лазы на крыше и нижнем поясе резервуара

2 6 Работниками эксплуатационного персонала проводится отбор проб воздуха со всех люков резервуара. Результаты ана­лизов на содержание взрывоопасных и взрывопожароопасных веществ и на содержание кислорода записываются в наряде-до­пуске.

2 7 Смонтировать на нижний люк резервуара вытяжной вен­тилятор во взрывобезопасном исполнении для принудительной вентиляции пространства резервуара. Подача вентилятора дол­жна обеспечивать не менее чем 10-кратный обмен воздуха в час.

2 8 Наличие паров углеводородов в резервуаре определяет­ся газоанализаторами допустимая концентрация углеводородов не должна превышать 0,3 мг/л, а в резервуарах из-под бензина -0,1 мг/л.

2 9 Перед началом ремонта необходимо проверить темпера­туру воздушной среды внутри резервуара, которая не должна превышать 30 °С.

2.10 Выкачать остаток нефтепродукта. Для этого резерву­ар запопнить водой выше уровня задвижки и всплывший продукт откачать.

Установить оборудование (гидромониторы, во-доэжекторы) внутри резервуара. При этом необходимо обеспе­чить принудительное проветривание пространства.

2.12. Произвести мойку гидромонитором струями моющего состава на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) под давлением; в холодное время года с температурой воздуха ниже + 10 °С и для резервуаров из-под масел применяется горячий мо­ющий раствор (60-70 °С), летом применяется раствор без подо­грева; мойка проводится по замкнутому циклу с одновременной выкачкой промывочного раствора и эмульсии эжектором; про­должительность мойки зависит от объема резервуара (от 1-2 ч до 60 ч). Давление промывочного раствора не менее 0,5 МПа.

2.13. Произвести дегазацию с принудительным вентилиро-

ванием в течение не менее 4 ч.

2.13.1. Пропарить резервуар (для резервуаров небольшого объема пропарку проводить при одном открытом верхнем люке). Во время пропаривания внутри резервуара поддерживается тем­пература около 60-70 °С. Пар направлять 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 необходимо заземлить для отвода зарядов ста­тического электричества. Наконечники шлангов должны быть изготовлены из цветного металла.

2,13.1.1. При наличии плавающего металлического понтона верхнее и нижнее пространство под ним и над ним пропаривают отдельно. Резервуар с понтоном из синтетических материалов освобождают от паров нефтепродуктов, заполняя его водой. Для синтетических понтонов температура внутри резервуара во вре­мя пропарки не должна превышать 60 °С. Пробы воздуха для анализа из резервуара с плавающими крышами (понтонами) от­бирают из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и верхней части над крышей (понтоном).

2.13,2. Пропарку проводить до полного удаления паров неф­
тепродукта из резервуара, при этом периодически проводить
контрольные анализы воздуха.

2.13.3.Охладить резервуар после окончания пропарки до тем-

пературы не выше 30 °С проветриванием при открытии всех люков.

2.13.4.При необходимости провести обезвреживание напы-
иснием нейтрализующих растворов распылителем.

2.13.5.Промыть внутренние поверхности резервуара чистой
подои с помощью распылителя с одновременной выкачкой этой
воды эжектором.

2.13.6.Провести принудительное вентилирование.

2.13.7.Провести отбор проб воздуха из резервуара (0,3 м от
днища в нескольких местах) и анализ на содержание в нем взры­
воопасных, взрывопожароопасных и токсичных веществ.

2.14. При положительном анализе проб воздуха, заверенном
актом ГСС, получить наряд-допуск на производство газоопас­
ных работ, наряд-допуск на проведение работ повышенной опас­
ности и приступить к выборке осадка, не удаленного механизи­
рованным способом, вручную с использованием деревянных ло­
пат и искробезопасных инструментов.

2.15.Очистка резервуаров от остатков сернистых нефте­
продуктов с пирофорными осадками проводится в соответствии
с требованиями Инструкции по борьбе с пирофорными соеди­
нениями при эксплуатации и ремонте нефтезаводского обору­
дования.

2.16. В случае превышения ПДК вредных веществ во время
выборки осадка осуществить дополнительное вентилирование.

2.17. Во время очистки резервуара работать бригадой не ме­
нее грех человек: работающие в резервуаре - в шланговых про­
тивогазах со спасательным поясом и сигнально-спасательной
веревкой; снаружи резервуара рядом с люком - два наблюдаю­
щих (дублера) - с шланговыми противогазами в положении «на­
готове». При необходимости использования противогазов с шлан­
гами длиннее 10 м требуется применять противогазы с принуди­
тельной подачей воздуха.

Очистку стенок резервуара до его полной дегазации
проводить омедненными инструментами, деревянными лопата­
ми и жесткими травяными щетками, а также механизированны­
ми приспособлениями (гидромониторами). Отложения и грязь
удалять из резервуара деревянными лопатами через люк-лаз в
передвижной контейнер и транспортировать на свалку.

2.19. Зачищенный резервуар сдать специально назначенной
комиссии для последующего выполнения ремонтных работ с

оформлением акта.

2.20. Ремонт резервуара выполнять в соответствии с требо­
ваниями Руководства (часть II, Правила технической эксплуа­
тации резервуаров и инструкции по их ремонту). Выбранный
метод ремонта должен быть утвержден главным инженером пред­
приятия, эксплуатирующего резервуары.

2.21. Получить разрешение лица, ответственного за органи­зацию безопасного проведения газоопасных работ в цехе (началь­ника или зам. начальника цеха) и приступить к выполнению ре­монтных работ, соблюдая все меры безопасности, указанные в наряде-допуске.

2.22. Смонтировать в резервуаре леса и подмости или под­весные площадки для проведения ревизии. Ревизию наружной поверхности резервуара можно проводить с применением гидро­подъемников и подвесных платформ,

2.23. Совместно с представителями органов технического
надзора провести обследование и дефектоскопию с выдачей тех­
нического заключения о состоянии резервуара и составить де­
фектную ведомость. Ревизию проводить согласно ИТП-93.

2.24. Перед проведением ремонтных работ с применением
огневых методов провести повторный анализ проб воздуха из
различных зон резервуара, при положительных результатах по­
лучить акт, заверенный ГСС. При отрицательных результатах
провести дополнительное вентилирование.

2.25. Произвести замену изношенных элементов (участков стенки, днища, кровли) по технологии, разработанной в соот­ветствии с требованиями Руководства (часть 11, Правила тех­нической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремон­ту), после получения наряда-допуска на производство огневых работ, работ повышенной опасности и газоопасных работ на все рабочие зоны.

2.25.1. Заменить два верхних пояса резервуара.

2.25.1.1. Вырезать дефектную часть пояса газовым резаком через 6 м по окружности и с помощью крана опустить на землю.

2.25.1.2. Свальцевать заменяемую часть пояса.

2.25.1.3.Собрать листовую конструкцию в укрупненную
карту электросваркой.

2.25.1.4.Подать заготовку внутрь резервуара с помощью
крана.

2.25.1.5.Установить листовую часть конструкции, поджать
клиньями и закрепить вертикальную кромку за стенку резер­
вуара прихватками. Подготовив участок длиной 6 м выполнить
сварку горизонтальных соединений полотнища со стенкой ре­
зервуара и обвязочным уголком. По окончании сварки демон­
тировать на последующем участке часть листов стенки, кров­
ли и полуферму. Удаленные участки заменить В той же после­
довательности.

2.25.1.6.После замены сварные швы испытать на герметич­
ность керосиновой пробой.

2.25.2. Заменить дефектные листы кровли резервуара.

2.25.2.1. Определить места старых прихваток и разрезать
кровлю на части, вырезать отверстия для строповки (или прива­
рить подъемные петли). Застроишь и снять с помощью крана.

2.25.2.2.Зачистить старые сварные швы шлифовальным кру­
гом, поднять новый лист кровли и прихватить электросваркой.
Подогнать и обрезать по месту выступающую часть кровли.

2.25.2.3.Зачистить кромки листов по окружности резервуа­
ра и поджать кромки кровли. Уложенные элементы приварива­
ют с одной стороны к каркасу, с другой стороны к исправному
участку старого покрытия.

2.25.2.4.После замены сварные швы испытать на герметич­
ность вакуум-методом.

2.25.3. Заменить дефектные листы днища резервуара.
2.25.3.1. Вырезать участок нижнего пояса для образования

монтажного проема. Разрезать днище резервуара на части, заст-ропить и вытащить вырезанный лист из резервуара через мон­тажный проем с помощью лебедки,

2.25.3.2, Выполнить ремонт основания, имеющего осадку, путем подсыпки и подбивки грунтовой смеси (супесчаный грунт, пропитанный битумом) глубинным вибратором, пневмотрамбов-кой вручную.

2.25.3.3. Подать накладные листы и уложить на основание
резервуара с помощью блока и лебедки. Выполнить сварку на­
кладных листов с днищем.

2.25.3.4.После замены сварные швы испытать на герметич-

ность вакуум-методом.

2.25.3.5.Заделать монтажный проем в нижнем поясе резер-

2.26. Произвести ремонт дефектных участков сварных со­единений или основного металла с трещинами, расслоениями, пленами, коррозионными повреждениями и другими дефектами днища, стенки, кровли или плавающей, крыши (понтона) огневы­ми способами по технологии, разработанной в соответствии с требованиями Руководства (часть 11, Правила технической экс­плуатации резервуаров и инструкции по их ремонту), после по­лучения наряда-допуска на производство огневых работ, работ повышенной опасности и газоопасных работ на все рабочие зоны. 2.27. При необходимости провести монтажные работы по установке бандажных усилений по индивидуальному техничес­кому проекту с учетом технического состояния резервуара, при этом руководствоваться требованиями документа «Рекоменда­ции по восстановлению несущей способности цилиндрических резервуаров способом усиления стенки стальными кольцевыми бандажами» (Астрахань: ЦНИЛ, 1984).

2.28. Провести контроль качества сборочных и сварочных работ при ремонте резервуара в соответствии с требованиями ГОСТ 23118-99 "Конструкции стальные строительные. Общие технические условия".

2.29. Выявленные дефекты устранить и провести повторные
испытания.

2.30. Демонтировать леса и подмости, снять подвесные плат­
формы, убрать из резервуара инструменты, приспособления, ос­
настку.

2.31. Снятие, ремонт и монтаж предохранительной и прочей
арматуры выполняется представителями службы КИПиА.

2.32. После проверки качества ремонтных работ представи­
телем организации, эксплуатирующей резервуар, и получения

положительного решения о качестве работ закрыть нижний и вер­хний люки-лазы и световой люк с заменой прокладок.

2.33.Произвести гидравлическое испытание резервуара по­
средством заполнения на расчетную высоту и выдержкой в те­
чение 24 ч. После окончания гидравлического испытания и спус­
ка воды для проверки качества отремонтированного основания
провести нивелирную съемку по периметру резервуара не менее
чем в восьми точках и не реже чем через 6 м, а также контроль
геометрической формы стенки.

2.34. После получения положительных результатов гидрав­
лического испытания и контрольных замеров геометрической
формы сдать резервуар из ремонта в эксплуатацию с оформле­
нием акта.

3. Применяемые инструменты, механизмы и приспособления

3.1. Самоходные краны соответствующей грузоподъем­
ности.

3.2. Грузоподъемные механизмы (лебедки, домкраты, тель­
феры).

3.3. Такелажное оборудование и оснастка (стропы, блок с
оснасткой соответствующей грузоподъемности).

3.4. Инвентарные строительные леса и подмости,

3.5. Струнные леса, навешиваемые и прикрепляемые на кры­
ше резервуара, люльки.

3.6. Вспомогательные монтажные приспособления (клинья,
скобы, стяжки, талрепы и др.).

3.7. Жесткие травяные щетки.

3.8. Ведра с веревками или специальные желоба.

3.9. Деревянные лопаты и бадья для сбора отложений и
грязи.

ЗЛО. Гидромониторы и передвижные установки типа УЗР.

3.11.Переносные лестницы.

3.12. Обмедненные гаечные ключи, зубила, молотки.

3.13.Средства индивидуальной защиты работающего: спе­
цодежда, шланговые противогазы.

3.14. Переносные аккумуляторные светильники напряжени­
ем 12 В во взрывобезопасном исполнении.

3.15 Вентилятор или воздуходувка.

3.16.Аппараты сварочные для ручной электр о дуговой свар­
ки и полуавтоматической сварки.

3.17.Агрегаты для газовой резки и воздушно-дуговой резки.

3.18.Коврик и рукавицы диэлектрические. Средства пожа­
ротушения: асбестовые маты, огнетушители. Шланги.

3.19.Вакуум-камеры, вакуум-насосы.

3.20.Глубинные вибраторы, пневмотрамбовки и другое обо­
рудование для производства работ по устранению осадки резер­
вуара, укреплению и уплотнению оснований и фундаментов.

4. Техника безопасности при ремонте резервуара 4.1, Работы проводить в строгом соответствии с инструкци­ями по технике безопасности, действующими на предприятии:

4.1.1. Инструкция по газобезопасности на предприятии, раз­
работанная на основании Типовой инструкции по организации
безопасного проведения газоопасных работ, утвержденной Гос-
гортехнадзором СССР 20.02.1985 г.

4.1.2. Инструкция по организации и безопасному производ­
ству ремонтных работ на предприятии.

4.1.3. Инструкция по организации безопасного проведения
огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объек­
тах предприятия, разработанная на основании Типовой инструк­
ции по организации безопасного проведения огневых работ на
взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах, утвержден­
ной Госгортехнадзором России 23.06.00 № 38.

4.1.4. СНиП 12.03-99 «Безопасность труда в строительстве».

4.2. Подготовка резервуара к проведению газоопасных ра­
бот осуществляется эксплуатационным персоналом под руко­
водством лица, ответственного за подготовку оборудования к
ремонту.

4.3. Для подготовки резервуара к ремонтным работам долж­
ны быть выполнены все подготовительные работы, предусмот­
ренные в технологическом регламенте, в инструкциях, распоря­
жениях, в нар яде-до пуске.

4.4. До начала огневых работ на резервуаре и внутри него
необходимо:

4,4.1. Все задвижки на соседних резервуарах и трубопровод­ные водоспускные краны, колодцы канализации и узлы задви жек (во избежание загорания паров и газов нефтепродуктов) при­крыть войлоком, смоченным водой.

4.4.2. Места электросварки или горячей клепки (для предуп­реждения разлетания искр и окалины) оградить переносными ас­бестовыми или иными несгораемыми щитами.

4.5. Все специальные приспособления для подъема, переме­
щения и укладки заменяемых элементов резервуара должны быть
исправны, испытаны, отвечать требованиям действующих Пра­
вил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кра­
нов (ПБ 10-14-92 с изм.1, Госгортехнадзор России, 1998 г.). Для
всех используемых грузоподъемных машин и средств должны
быть известны грузоподъемность и сроки очередных испытаний.

4.6. Отбор проб воздушной среды проводить в каждой зоне
резервуара, где запланировано проведение работ, и в других ча­
стях резервуара регулярно: перед началом работ, при переры­
вах в зачистных работах, обнаружении признаков поступления
вредных паров в резервуар, изменении метеорологической об­
становки и после перерыва, превышающего одну смену. Отбор
проб проводится эксплуатационным персоналом.

4.7. Результаты анализов воздушной среды внутри резерву­
ара на содержание взрывоопасных и взрывопожароопасных ве­
ществ и на содержание кислорода фиксируются в наряде-допус­
ке, и лаборантами ГСС выдается акт,

4.8. При чистке резервуара на проведение газоопасных ра­
бот внутри резервуара оформляется наряд-допуск в двух экзем­
плярах и утверждается главным инженером завода с припиской:
«Разрешается работа в шланговых противогазах».

4.9. При выполнении работ по очистке резервуара необходи­
мо соблюдать следующие требования:

4.9.2.Должна быть обеспечена естественная и принудитель­
ная вентиляция резервуара.

Температура воздуха в резервуаре не должна превы­
шать 30 °С.

4.9.4.При выполнении работ в резервуаре с высокой влаж­
ностью воздушной среды рабочие должны быть обеспечены
прорезиненной спецодеждой, резиновыми сапогами, диэлект­
рическими перчатками.

4.9.5. Работа должна выполняться искробезопасными инст­
рументами - обмедненными гаечными ключами, зубилами, мо­
лотками, деревянными лопатами. Обувь не должна иметь метал­
лических гвоздей и подковок.

4.9.6. Все работы, связанные с допуском людей в закрытое
пространство, считаются газоопасными и выполняются по наря­
ду-допуску на газоопасные работы.

4.9.7. По возможности внутри аппарата работает один чело­
век. Один дублер под руководством ответственного руководи­
теля работ наблюдает и страхует.

4.9.8. При необходимости работы внутри резервуара двух и
более человек работу проводить бригадой: несколько человек
работают в аппарате, наблюдающих (дублеров) - двое, под
контролем руководителя ремонтных работ. При этом в наряде-
допуске должны быть указаны дополнительные мероприятия по
порядку входа и выхода рабочих в аварийной ситуации. Работа
внутри аппарата без наблюдающих (дублеров) не допускается.

4.9.9.-Для освещения применять переносные аккумуляторные светильники напряжением не выше 12 В во взрывобезопасном исполнении. Светильники необходимо включать до входа в ре­зервуар и выключать после выхода из него.

4.10. Поверх спецодежды рабочий должен надеть предохра­нительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнально-спасательной веревкой, свободный ко­нец которой (длиной не менее 10 м) должен быть выведен нару­жу и надежно закреплен. Методы безопасной подачи в резервуар инструментов, механизмов и материалов, а также способы быс­трой эвакуации из них работающих определяются начальником цеха, эксплуатирующего резервуар, и ответственным за прове­дение газоопасных работ и записываются в наряде-допуске, Для спуска рабочего в аппарат и подъема из него допускается при­менение приставных лестниц.

4.11.Время работы в шланговом противогазе внутри резер­
вуара записывается в наряде-допуске и не должно превышать
30 мин. Работающие в резервуаре и дублеры меняются места­
ми каждые 20-25 мин.

4.12.При отсутствии зрительной связи между работающими
в резервуаре и наблюдающими (дублерами) должна быть уста­
новлена система подачи условных сигналов с помощью сигналь­
но-спасательной веревки или голосом.

4.13.Переносные лестницы должны быть исправными и со­
ответствовать требованиям безопасности. Проверка исправнос­
ти, устойчивости и надежности закрепления лестницы по месту
работы осуществляется в присутствии ответственного за про­
ведение работ.

4.14.Если в действиях работающего внутри резервуара име­
ют место отклонения от обычного поведения (признаки недомо­
гания, попытка снять маску противогаза), а также при возникно­
вении других обстоятельств, угрожающих его безопасности, ра­
боту следует немедленно прекратить, а рабочего эвакуировать
из резервуара.

4.15. Газоопасные работы должны, как правило, проводится в дневное время. В исключительных случаях проведение неотлож­ных газоопасных работ может быть разрешено в темное время суток с участием или в присутствии представителя ГСС. При этом в наряде-допуске должны быть предусмотрены дополнитель­ные мероприятия по обеспечению безопасного проведения работ, учитывающие условия их проведения в темное время суток.

4.16. Сварочные работы внутри резервуара могут проводить­ся без применения средств индивидуальной защиты органов ды­хания. При этом необходимо наличие шланговых противогазов в положении «наготове» и выполнение следующих условий:

4.16.2.Исключена возможность попадания паров и газов из­
вне или выделения их внутри резервуара.

4.16.4. Работа проводится бригадами по наряду-допуску, вы­данному начальником цеха, эксплуатирующего резервуар, и утвержденному главным инженером завода с припиской: «Раз­решается работа с шланговыми противогазами в положении «на­готове».

4.17. Огневые работы внутри резервуара должны проводиться при полностью открытых люках после окончания полной очист­ки резервуара 0Т отложений и дегазации, при естественном и принудительном воздухообмене, обеспечивающем нормальный воздушный режим в зоне работы. На проведение огневых работ внутри резервуара оформляется наряд-допуск. Также оформля­ется наряд-допуск на проведение газоопасных работ на те же рабочие зоны.

4.18. При необходимости пребывания в резервуаре одновре­менно нескольких работающих должны быть разработаны и вне­сены в наряд-допуск дополнительные меры безопасности и дол­жна быть заранее предусмотрена последовательность эвакуации людей из аппарата при внезапном возникновении опасности. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и пере­гибание шлангов противогазов и сигнально-спасательных вере­вок как снаружи, так и внутри аппарата.

4.19. После окончания ремонтных работ резервуар сдается по акту в эксплуатацию, наряд-допуск закрывается и подписы­вается ответственным за проведение ремонтных работ и началь­ником установки (цеха). 5. Примечания

5.1. Настоящий Типовой проект распространяется на ремонт
горизонтальных и вертикальных цилиндрических резервуаров и
резервуаров с плавающей крышей.

5.2. Для обеспечения качества проведенных ремонтных ра­
бот необходимо:

5.2.1. Все материалы, применяемые для ремонта, должны
иметь сертификат качества от организаций поставщиков.

5.2.2.Технология сварки, ремонта должна быть согласована
со специализированной организацией до начала ремонта.

Должна применяться система контроля качества (вход­
ной, операционный, приемочный контроль), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с требованиями Правил и нор­мативных документов.

5.3. После окончания ремонтных работ необходимо прило­жить к паспортам и формулярам оборудования:

5.3.1 Ремонтные журналы, дефектные ведомости.

5.3.2.Акты приемки из ремонта.

5.3.3.Сертификаты и прочие документы на вновь установ­
ленные детали, применяемые материалы. Журналы сварочных
работ.

5.3.4.Описание и документацию на произведенные конструк­
тивные изменения оборудования, если они производились во вре­
мя ремонта.

5.3.5.Акты на испытания и протоколы по контролю и техно­
логической проверке оборудования.

5.3.6. Другую документацию, в соответствии с действую­
щим «Положением о планово-предупредительном ремонте тех­
нологического оборудования предприятий нефтеперерабатыва­
ющей и нефтехимической промышленности» и другими норма­
тивно-техническими документами.

Демонтаж резервуаров выполняется на основании заключения комиссии сделанного после проведенного обследования с привлечением сотрудников территориального управления Госгортехнадзора. По результатам обследования издается приказ по предприятию, в котором определяются сроки проведения демонтажа, и назначается ответственный за проведение этих работ.
На основании приказа разрабатывается проект организации работ по демонтажу резервуара, который включает в себя следующее:
организационные работы;
подготовительные работы;
работы по выполнению технологических операций по демонтажу;
итоговые работы.

Проект организации работ после его разработки проходит стадии рассмотрения и внесения дополнений. После этого он согласовывается со специалистами Госгортехнадзора и утверждается главным инженером предприятия.
На основании приказа по предприятию назначается состав бригад с указанием ответственных лиц за проведение отдельных видов работ. Все назначенные лица проходят медицинское освидетельствование и инструктаж. Для выполнения работ они обеспечиваются необходимой спецодеждой, обувью и медицинскими аптечками.

Демонтаж резервуаров начинают с подготовки территории, оборудования, подручных и технических средств, инструмента и подборки необходимых материалов.
Рабочая площадь ограждается, к ней подводятся энергетические линии и подготавливаются площадки для спецтехники и материалов.

Демонтаж резервуаров нефтепродуктов начинают с откачки остатка, который предварительно нагревают до температуры максимальной текучести. С этой целью используют подогревательные устройства самого резервуара и передвижные нагревательные комплексы. Удалив остаток, резервуар отсоединяют от магистральных линий и приступают к откачке мертвой зоны донных отложений. Для этого используют поршневые и погружные шнековые насосы. При использовании первых, всасывающий шланг насоса с сетевым фильтром помещают в емкость и выкачивают остаток нефтепродукта в автомобильные цистерны или предназначенную для этого емкость. Погружной насос опускают рабочей частью в остаток на талях или тросах с закреплением к горловине резервуара.

Демонтаж топливных резервуаров, которые, как правило, находятся на АЗС и имеют подземное расположение, начинают с применения тракторной и экскаваторной техники. Она используется для освобождения резервуара от грунтового верхнего покрытия и прилегающего к корпусу грунта. Некоторые эти работы выполняют вручную с целью сохранения оборудования резервуара. Это оборудование по возможности демонтируется и отправляется для ремонта или утилизации.

Следующей стадией демонтажа является полная зачистка и дегазация резервуара, которая выполняется механизмами для смыва с обеспечением необходимой вентиляции и постоянным контролем над воздухом в резервуаре.
При наземном расположении для дегазации резервуара используют естественную вентиляцию и нагнетательные и всасывающие вентиляторы, а для подземных резервуаров, в основном, вентиляторы.

Смыв донных отложений нефтепродуктов производится паросиловыми установками и моечными машинами высокого давления. Если первые используют для смыва пар высокой температуры, то вторые для этого применяют воду, в которую добавлены различные моечные вещества или химические ингредиенты.
Применение этих средств показывает хорошие результаты зачистки когда в резервуаре хранили нефтепродукты с невысокой плотностью и вязкостью. Для удаления отложений мазута, когда производят демонтаж мазутных резервуаров, кроме традиционных способов, применяют и новые технологии зачистки.

В одном из новых способов предлагается использование нагретого до 60°С мазута для размыва донных отложений. Этим мазутом размывают осадок до наполнения емкости до 30-40 м³. Затем этот объем откачивают и три раза перегоняют в ультразвуковой квитанционной камере. После перегонки половину этого мазута используют по назначению, а другой половиной выполняют ту же операцию до полного удаления отложений.
По завершению зачистки и дегазационных работ, которые оформляются актом, приступают к демонтажу съемного оборудования резервуара.

После демонтажа оборудования, отступив выше днища на 20 см, начинают резку первого пояса резервуара на высоту 3-3.5 м. Для страховки от крена на противоположной стороне вырезают окно 3X3 м, через которое пропускают трос страховочной лебедки. Страховка резервуара от ветра и крена производится тяговыми лебедками, находящимися с трех сторон под углом 120°. Этот порядок демонтажа и расположения лебедок соблюдается и при резке последующих поясов. Вырезка корпуса резервуара производится листами 3X1.5 м.
Металлический понтон разрезают и вытягивают через монтажные окна. Таким же образом демонтируют и направляющие стойки резервуара.
Когда демонтаж доходит до уровня расположения трубопроводов водяного охлаждения и пенотушения, то их разрезают и удаляют. Последней демонтируют кровлю резервуара, предварительно порезав ее на листы 2X2 м.

Заключительным этапом демонтажа резервуаров является резка днища. Ее выполняют, приподняв краном днище на подставки. Это позволяет убедиться в отсутствии под ним нефтепродуктов и дает возможность удобно производить резку днища.
Грунтовое основание выбирают и площадку засыпают песком.

Таким образом производят демонтаж резервуаров из металла. Демонтаж бетонных резервуаров традиционным способом предусматривает использование кранов и тракторной техники. Этот способ заключается в освобождении резервуара от насыпного грунта и снятии бетонных плит верха с последующей разборкой корпуса на плиты. Затем их грузят на площадки автомобилей и вывозят для утилизации.
К более передовым относится разборка корпуса железобетонных резервуаров с использованием гидравлических ножниц. Они представляют собой сменное оборудование для экскаватора. Применение гидравлических ножниц дает возможность значительно сократить затраты на демонтаж и время выполнения этих работ.

12.3.1 К технологиям ликвидации аварий и технологическим операциям при производстве аварийно-восстановительных работ предъявляются следующие требования:

Восстановление герметичности трубопроводов, оборудования и сооружений объектов МН;

Обеспечение проектного уровня характеристик и несущей способности ремонтируемого нефтепровода или оборудования;

Обеспечение минимального времени простоя МН при ремонте;

Минимальное воздействие на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты;

Обеспечение и сохранение проектных величин и характеристик ремонтируемого объекта, сооружения или оборудования, НПС, ПНБ, ППН, ССН.

12.3.2 Все работы по локализации и ликвидации аварий на МН должны производиться на основе планов ликвидации возможных аварий, планов тушения пожаров и в соответствии с Инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН, Правилами безопасности при эксплуатации МН, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации МН и настоящими Правилами.

12.3.3 Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна обеспечиваться силами подразделений ГПС МВД РФ, отрядами ведомственной военизированной охраны (ВВО) ОАО МН и добровольными пожарными дружинами (ДПД) подразделений филиалов ОАО МН

12.3.4 Связь в аварийной ситуации организуется и обеспечивается работниками специализированного предприятия связи.

12.3.5 При возникновении аварии или инцидента в нефтенасосной, резервуарном парке, на технологических трубопроводах, причальных сооружениях НПС, нефтебазе сменный инженер (дежурный оператор) должен организовать локализацию места аварии, поставить в известность диспетчера филиала ОАО МН и диспетчера ОАО МН и руководство НПС, ЛПДС, нефтебазы, принять меры по обеспечению нормальной работы оборудования.

При возникновении пожара сменный инженер (сменный оператор) должен отключить загоревшееся оборудование или сооружение, сообщить о случившемся в подразделения ВВО и ГПС МВД, диспетчеру филиала ОАО МН, далее действовать согласно плану тушения пожара.

12.3.6 При получении сообщения об аварии на линейной части МН диспетчер филиала ОАО МН обязан доложить о случившемся руководству филиала ОАО МН, диспетчеру ОАО МН, отправить группы наземного или воздушного патрулирования с целью определения точного места, вида и характера аварии.

12.3.7 С учетом тяжести аварии и местных условий руководством ОАО МН и его филиалов принимается решение о направлении сил и средств для ликвидации аварии собственными силами или по согласованию с ОАО МН с привлечением АВС соседних филиалов ОАО МН, спецподразделений, а также материальных и технических средств и персонала близлежащих сторонних организаций.

12.3.8 О возможном распространении разлившейся при аварии нефти, о границах взрыво- и пожароопасной зоны, а также для принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов и производственных объектов и по защите окружающей среды должны быть оповещены местные органы власти и управления, подразделения ГПС МВД, владельцы коммуникаций технического коридора, землевладельцы и организации, расположенные в районе аварии и в пределах зоны возможного разлива нефти.

12.3.9 Информация об аварии должна быть передана в Компанию, в Госгортехнадзор России и другие государственные органы и ведомства.

12.3.10 Для оперативного руководства ликвидацией аварии должен быть организован командный пункт, оборудованный техническими средствами передачи и фиксирования команд и докладов, поступающих в процессе ликвидации аварии.

12.3.11 Руководство аварийно-восстановительными работами должны осуществлять: при возникновении аварии на объектах НПС, ЛПДС, нефтебаз – начальник ЛПДС, директор нефтебазы или технические руководители; при аварии на линейной части МН – ответственный руководитель по ликвидации аварии.

При воспламенении нефти с последующим пожаром руководство тушением пожара осуществляется должностным лицом ВВО ОАО МН или ГПС МВД РФ.

Руководство работами по ликвидации аварий в начальный период до назначения приказом ответственного лица, указанного в 12.2.8, 12.2.10, возлагается на начальника (директора) или на технического руководителя ЛПДС (НПС), ПНБ, ППН, ССН, на объектах которого произошла авария.

12.3.12. При возникновении аварии на нефтепроводе лицо, ответственное за ликвидацию аварии, обязано:

Срочно прибыть на место аварии;

Определить возможный объем стока нефти и организовать сбор вытекшей нефти;

Принять меры, исключающие возможности попадания её на территорию населенных пунктов, в водоемы, охранные зоны железных, шоссейных дорог, а также исключающие возможность возгорания разлитой нефти;

Определить возможность опорожнения поврежденного участка от нефти в ближайшие резервуарные парки НПС, нефтебазы или аварийные амбары;

Организовать ликвидацию аварии и её последствий.

12.3.13 Производство аварийно-восстановительных работ зависит от характера и места аварии, напряженности перекачки нефти по нефтепроводу и других обстоятельств. Способ ликвидации аварии, технологические операции по выполнению работ должны быть выбраны в зависимости от вида аварии и выполняться в соответствии с инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН и другими действующими правилами и инструкциями.

12.3.14 На месте проведения сварочных работ и на ремонтируемом участке нефтепровода концентрация паров и газов не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию: 5 % величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе (для нефти в объемных долях 0,07 % или 2,1 г/м 3).

В случае превышения в воздухе рабочей зоны установленных значений ПДК (для нефти 0,01% об. или 0,3 г/м 3) работы необходимо проводить в средствах индивидуальной защиты органов дыхания.

Если огневые работы продолжаются несколько дней и не исключена возможность внезапной утечки газов и паров, то перед началом и через каждый час во время этих работ необходимо контролировать состояние воздушной среды в местах проведения ремонта и в ремонтируемом трубопроводе.

Анализ проводится после каждого перерыва и в случае, если у работающих возникают опасения возможности появления газов и паров нефти на рабочем месте.

12.3.15 Восстановление объектов МН после аварии должно вестись по проекту или исполнительно-технической документации на их строительство. Применяемые при производстве работ оборудование и материалы должны отвечать назначению, иметь паспорта и сертификаты.

Приемка и пуск объектов (насосных, резервуаров, подстанций и т.д.), НПС, нефтебаз после ликвидации аварии и восстановление производятся в порядке, указанном в разделе 2 настоящих Правил.

Пуск нефтепровода после ликвидации аварии осуществляется согласно требованиям, предусмотренным в инструкции по ликвидации аварий и повреждений на МН.

12.3.16 Последствия аварии в виде нарушения ландшафта механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности и водоемов должны быть ликвидированы в сроки, согласованные с местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического надзора, других надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены.

6.3.1 Оповещение об аварии

При получении сообщения об аварии на трубопроводе или падении давления на выходе НПС или трассе трубопровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру РДП, РНУ (УМН) и начальнику ЛПДС, НПС.

ABC, обходчики при осмотре трассы трубопровода и обнаружении выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока должны:

Сообщить о выходе нефти/нефтепродукта оператору НПС и диспетчеру РДП;

Продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

Приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПМЛЛПА.

Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить руководству РНУ (УМН), принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ (УМН) или ответственного руководителя по ликвидации аварии, назначенного приказом по ОСТ.

После обнаружения аварии или аварийной утечки нефти/нефтепродукта ОСТ обязана уведомить об аварии в территориальный орган Ростехнадзора и другие инспектирующие органы.

Главный диспетчер ПАО «Транснефть» при получении информации о возникновении аварии или повреждения с выходом нефти/нефтепродукта должен:

Уточнить информацию об аварии (источник полученной информации, время, дата, наименование объекта, привязка по трассе, характер и последствия аварии, угроза нанесения ущерба, принятые меры, сведения об ответственном руководителе организации работ, периодичности представления информации о ходе производства АВР);

Доложить руководству и в отделы ПАО «Транснефть» об аварии, о принятых мерах и изменении ситуации в распределении грузопотоков;

Сообщить об аварии диспетчеру АО «Связьтранснефть»;

Осуществлять постоянный контроль за выполнением плана-графика и представлением информации в ПАО «Транснефть»;

Доложить руководству ПАО «Транснефть» о готовности объекта к возобновлению перекачки нефти/нефтепродукта.

6.3.2 Организация поиска места аварии

При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, НПС должен оперативно выслать на трассу трубопровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка, совместно с представителем службы безопасности.

Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время - 0,5 ч, в нерабочее время -2 ч; время на обследование участка трубопровода не должно превышать: в светлое время - 3 ч, в темное (ночное) время -4 ч.

При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МТ должны быть определены в ПМЛЛПА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе трубопровода (водных или других преград).

Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти/нефтепродукта, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений линейной части МТ.

При обнаружении места выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, НПС, диспетчеру РДП, указав при этом:

Точное место аварии;

Обстановку на местности;

Характер истечения и разлива нефти/нефтепродукта;

Наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти/нефтепродукта;

Состояние подъездных дорог и проездов.

Патрульная группа, обнаружившая выход нефти/нефтепродукта, должна:

Принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

Закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН);

Обозначить место выхода и разлива нефти/нефтепродукта предупредительными знаками;

Принять меры по локализации растекания нефти/нефтепродукта;

В случае выхода нефти/нефтепродукта вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти/нефтепродукта.

Линейные задвижки на поврежденном участке закрываются в режиме телеуправления с РДП или по месту патрульной группой или бригадой направленной для этих целей.

6.3.3 Методы ликвидации аварий

Ликвидация аварий трубопровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка трубопровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы (в соответствии с РД-23.040.00-КТН-140-11), заварка свищей с установкой «чопиков» (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками. Единый порядок работ при проведении ремонта различными методами МТ с рабочим давлением до 6,3 МПа устанавливается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-386-09.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельной муфты с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

Восстановление аварийного участка трубопровода путем вырезки и замены на новый проводится при:

Наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

Разрыве кольцевого монтажного шва;

Разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

Ремонт трубопровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти/нефтепродукта, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти/нефтепродукта на месте повреждения, герметизации внутренней полости трубопровода).

При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:

Катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % от нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СП 36.13330.2012;

Труба, из которой изготовлена катушка, должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

Катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СП 86.13330.2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 40 мм могут быть устранены установкой стального чопа и последующей обваркой. Чопы бывают двух конструктивных исполнений: гладкие чопы диаметром от 8 до 40 мм.

Для обеспечения плотности «чопики» изготавливаются диаметром до 40 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы более чем на 8 мм.

Гладкие чопы изготавливают из стали аналогичной основной трубе. В качестве резьбовых чопов используют болты по ГОСТ 7798 из стали прочностного класса 48 (Ст10, От 10 кп) или 46 (Ст20) с резьбой по всей длине.

Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения трубопровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси трубопровода должно быть не менее 0,5 м.

Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.

При ремонте повреждений временными методами для прекращения течи нефти/нефтепродукта из трубопровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин, домкратов, с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

При ремонте повреждений путем применения ремонтных муфт и приваркой патрубков с заглушками технология их монтажа, применяемые материалы, контроль качества работ должны соответствовать РД-23.040.00-КТН-386-09.

При выполнении АВР, для опорожнения трубопровода и закачки собранной нефти/нефтепродукта, в трубопровод врезаются отводы с задвижками от DN 100 до DN 200.

Количество отводов с задвижкой определяется в зависимости от объема освобождаемого трубопровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МТ и соответствовать требованиям нормативных документов.

При выполнении АВР применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих элементов, соединительных деталей трубопроводов, технология сборки и сварки должны соответствовать требованиям СП 36.133302012, требованиям СП 86.13330-2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются:

В сальниковых устройствах - донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений, после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в трубопроводе;

Во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) -заменой прокладок с остановкой перекачки нефти/нефтепродукта и, при необходимости, с опорожнением участка трубопровода;

При разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводу, опорожнением участка трубопровода от нефти/нефтепродукта, вырезки дефектной задвижки и монтажом новой задвижки.

6.3.4 Ликвидация аварий на участках МТ в обычных условиях

6.3.4.1 Общие сведения

АВР на МТ проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

Сооружение земляного амбара и сбор в него нефти/нефтепродукта, уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1 м;

Подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

Вскрытие аварийного участка трубопровода и сооружение ремонтного котлована;

Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта;

Вырезка дефектного участка трубопровода;

Герметизация (перекрытие) внутренней полости трубопровода;

Монтаж и вварка катушки;

Заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти/нефтепродукта;

Контроль качества сварных швов;

Пуск трубопровода, вывод его на эксплуатационный режим;

Изоляция отремонтированного участка трубопровода;

Засыпка трубопровода, восстановление обвалования.

Большинство этапов этих работ были описаны в разделе 5 настоящей части документа. Поэтому здесь целесообразно отметить только те этапы работ, которые отличаются от работ по ремонту дефектных участков.

6.3.4.2 Сооружение земляного амбара. Сбор нефти/нефтепродукта

Для предотвращения разлива и ограничения распространения нефти/нефтепродукта -т.е. возможности попадания вытекшей нефти/нефтепродукта в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм с учетом рельефа местности - должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти/нефтепродукта.

В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться следующие условия:

Объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти/нефтепродукта из трубопровода;

Основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

Уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1,0 м.

Амбар для сбора нефти/нефтепродукта должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР.

В целях предотвращения перелива нефти/нефтепродукта из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

Для отвода разлитой нефти/нефтепродукта в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный трубопровод диаметром от 150 до 200 мм.

Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.

6.3.4.3 Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств

В зависимости от вида дефекта и технологии ликвидации аварии, применяемых и привлекаемых для этого технических средств, с учетом природно-климатических и погодных условий, рельефа местности, а также в соответствии с требованиями охраны труда и пожарной безопасности подготавливается ремонтная площадка.

Технические средства (сварочные агрегаты, насосно-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

Размеры площадки определяются габаритными размерами механизмов, условиями их обслуживания. При этом механизмы должны находиться на расстоянии не менее 1 м от края площадки.

При сооружении ремонтной площадки, при необходимости, следует выполнить мероприятия по отводу поверхностных вод путем сооружения отводной (обводной) канавы, водосборного котлована или защитной дамбы выше ремонтной площадки.

Площадка для проведения ремонтно-восстановительных работ должна быть подготовлена до начала работ по вскрытию трубопровода.

6.3.4.4 Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта. Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта может проводиться:

Самотеком через поврежденное место и откачкой её в амбар для сбора по временному трубопроводу;

Откачкой передвижными насосными агрегатами в земляные амбары и другие емкости;

Откачкой из поврежденного трубопровода в параллельный трубопровод;

Откачкой передвижными насосными агрегатами за линейную задвижку или перевальную точку.

Врезка отводов вантузных задвижек с усиливающими воротниками допускается в случае их вырезки после окончания АВР.

Насосные агрегаты (установки) для откачки или закачки нефти/нефтепродукта должны устанавливаться от амбара или места закачки нефти/нефтепродукта в трубопровод на расстоянии не менее 50 м.

После перекрытия аварийного участка при пропуске отсекающих задвижек, осуществляется отвод («перехват») поступающей нефти/нефтепродукта путем резки в трубопровод на нижней точке по профилю трассы отверстия диаметром до 12 мм или вантузной задвижкой диаметром 100 мм. Количество отверстий или врезаемых патрубков определяются объемом пропускаемой нефти/нефтепродукта задвижками.

Одновременно с освобождением трубопровода должны продолжаться работы по сбору разлитой нефти/нефтепродукта, предотвращению дальнейшего распространения её по поверхности земли, попаданию в населенные пункты, водоемы, реки, на железнодорожные и автомобильные магистрали.

После ремонта нефть/нефтепродукт из земляных амбаров и других емкостей передвижными насосными агрегатами по временному трубопроводу должна быть закачана в трубопровод.

6.3.4.5 Вырезка дефектного участка

Способ вырезки дефектных участков выбирается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и условий безопасности ведения работ.

Вырезка дефектной катушки производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти/нефтепродукта, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой поврежденного участка, на трубопроводе должны быть установлены шунтирующие перемычка.

В остальном вырезка дефектных участков аналогична работам, описанным в разделе 5 настоящей части документа.

6.3.4.6 Контроль качества сварных швов

Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика.

Стали труб и соединительных деталей, применяемых при монтаже и соединении сваркой в ходе АВР на трубопроводе, по своим механическим свойствам и химическому составу должны быть аналогичными стали труб ремонтируемого трубопровода и отвечать требованиям СП 36.13333.2012

В процессе сборки и сварки стыков ремонтируемого участка трубопровода мастером ABC должен осуществляться пооперационный контроль качества сварочных работ.

Все сварные швы подлежат ВИК в объеме 100 %.

Все законченные сварные стыки после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются внешнему осмотру непосредственными исполнителями.

Все монтажные сварные стыки, выполненные дуговой сваркой, в условиях центральной базы производственного обслуживания при заготовке деталей конструктивных элементов или на трассе трубопровода, при замене дефектного участка, подлежат ВИК и

контролю физическими методами в объеме 100% с учетом требований СП 86.13330.2014, ВСН 012-88, РД-25.160.10-КТН-016-15 и других нормативных документов.

Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат ВИК и РК в объеме 100 %. Угловые сварные швы, продольные швы при монтаже муфт, выполненные на трубопроводе при ремонтных работах, подлежат ВИК и УЗК в объеме 100 %.

Сварные швы, соединяющие трубы, арматуру или детали с разной толщиной стенок, подлежат ВИК, РК и УЗК в объеме 100 %.

Наплавки на стенке трубопровода, выполненные при устранении повреждений (коррозионных повреждений, рисок, царапин), а также швы обваренных «чопиков», болтов подлежат ВИК, контролю магнитографическим или ультразвуковым методами в объеме 100%.

Сварные соединения считаются годными, если по результатам визуального контроля
и обмера, а также после контроля неразрушающими методами удовлетворяют требованиям
СП 86.13330.2014, ВСН 006-89 и в них не обнаружены дефекты или при обнаружении
дефектов, величина, количество и плотность распределения которых не превышает
допустимые нормативные значения.

Сварные соединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты (признанные «негодными»), подлежат удалению или ремонту.

6.3.4.7 Засыпка ремонтного котлована

Засыпать ремонтный котлован следует после завершения изоляционных работ, проверки качества изоляции с учетом требований СП 86.13330.2014, РД 39-00147105-015-98.

При засыпке ремонтного котлована, расположенного в скальных, гравийных и галечниковых грунтах, подсьшку под трубопровод следует выполнить из мягкого грунта толщиной не менее 20 см с подбивкой и выполнить присыпку над ним таким же грунтом на высоту 20 см над верхней образующей трубы.

После подбивки грунта под трубопровод проводится окончательная засыпка ремонтного котлована минеральным грунтом, осуществляемая бульдозером с одной или с обеих сторон траншеи, с устройством по верху котлована валика с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. При необходимости, производится засыпка экскаваторами или другими техническими средствами.

6.3.5 Ликвидация аварий на участках МТ, расположенных на болотах

Ликвидация аварий на участках МТ с применением мобильно дорожного покрытия (МДП) регламентируется документом СТО-00204961-00.1-2008 (выдержки из документа приведены в приложении А).

На рисунке 6.1 приведены мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

Рисунок 6.1 – Мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение трубопровода от нефти/нефтепродукта, герметизация внутренней полости трубопровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска трубопровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий.

ABC, обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности.

Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости.

Основные особенности ведения АВР в условиях болот заключаются в необходимости проведения следующих мероприятий:

Повышение несущей способности болота;

Сооружения пешеходных дорог, ремонтной и вертолетной площадок;

Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом – с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры;

Котлован для сбора нефти/нефтепродукта может быть разработан: за пределами болота на твердом грунте – при помощи энергии взрыва или землеройными механизмами; непосредственно на болоте – с использованием энергии взрыва;

Работа по сбору разлития нефти/нефтепродукта заключается в: ограждении места разлитой нефти/нефтепродукта;

Подготовки земляных обвалований, котлованов, резинотканевых резервуаров и других емкостей; прокладке сборно-разборных трубопроводов или создание дренажных траншей; откачке нефти/нефтепродукта в подготовленные емкости;

Очистка поверхности болота от остатков нефти/нефтепродукта может быть осуществлена путем смьша нефти/нефтепродукта с поверхности болота или выжигания (допускается как исключение).

6.3.6 Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных трубопроводов

Способ ремонта трубопровода подводного перехода МТ (ППМТ) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения.

Ремонт свищей и трещин на поперечных швах трубопровода может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной или галтельной муфт.

При разрушении металла трубы, сварного шва ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка.

Для ликвидации аварий на ППМТ, с разгерметизацией трубопровода и выходом нефти/нефтепродукта, необходимо:

Остановить перекачку нефти/нефтепродукта;

Закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок трубопровода;

Установить ограждения, препятствующие распространению нефти/нефтепродукта в водном объекте, и организовать сбор разлившейся нефти/нефтепродукта;

Определить место и характер повреждения ППМТ;

Определить объемы ожидаемой утечки;

Организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;

Организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМТ одним из способов, указанных в ПМЛЛПА;

Испытать отремонтированный участок трубопровода.

При поступлении сообщения о появлении нефти/нефтепродукта на водной поверхности, берегах водного объекта диспетчер РДП должен немедленно остановить перекачку, направить на место расположения ППМТ группу патрулирования ABC для определения места выхода нефти/нефтепродукта (утечка из резервной или основной нитки ППМТ), изучения ситуации. При необходимости на судоходных реках должны быть приняты меры по предупреждению судов об опасности.

Диспетчер в случае выхода нефти/нефтепродукта из основной (резервной) нитки ППМТ, по согласованию с руководством РНУ (УМН) и диспетчером ОСТ, вводит в работу резервную (основную) нитку, отключив аварийную нитку, путем переключения береговых задвижек. При возникновении аварии на ППМТ во время работы обеих ниток, диспетчер должен остановить перекачку нефти/нефтепродукта, отключить нитки закрытием задвижек и принять меры по определению места аварии. Перекачка нефти/нефтепродукта должна быть возобновлена по исправной нитке.

На место аварии немедленно направляются подразделения ABC и водолазные бригады участков подводно-технических работ.

Подразделения ABC, прибывшие на место аварии, должны выставить предупреждающие знаки и принять меры по ограждению и охране места выхода нефти/нефтепродукта.

В ПМЛЛПАдля каждого ППМТ должны быть приведены зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и даны рекомендации по локализации и сбору нефти/нефтепродукта с поверхности реки или водоема.

Зоны возможного распространения нефтяных загрязнений для каждого конкретного ППМТ, эксплуатирующегося в системе МТ, определяются при проведении учений по локализации и ликвидации последствий возможных аварий на ППМТ или методами экспериментальной гидрологии на масштабных лабораторных моделях.

Основными факторами, определяющими скорость и направление распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности, являются:

Скорость течения реки на участке русла в створе ППМТ, а также в прилегающих рукавах реки;

Профиль трассы трубопровода ППМТ;

Рельеф береговой зоны на участке ППМТ, рельеф дна реки, наличие береговой и донной растительности;

Гидрометеорологические и климатические условия в момент возникновения и в период ликвидации аварии;

Характер повреждения стенки трубопровода ППМТ;

Объем утечки нефти/нефтепродукта из поврежденного участка.

Задержание и сбор нефти/нефтепродукта на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Конструкции этих запруд и дамб, их места расположения определяются при разработке ПМЛЛПА.

Локализация нефти/нефтепродукта на поверхности водных объектов осуществляется установкой боновых заграждений. Боновые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти/нефтепродукта, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, с учетом различных факторов. На мелких реках, на заранее выбранных и подготовленных местах, могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша, бревен и т.п. Уловленную нефть/нефтепродукт направляют вдоль ограждения к нефтесборщикам или к берегу для последующей откачки.

Из всего многообразия боновых заграждений можно выделить: ленточные, щитовые, трубчатые и многотрубчатые боны.

Ленточные боны отличаются наличием ровной, плоской по всей длине заграждения, нефтеулавливающей поверхности с грузами в ее нижней части и поплавками, крепящимися односторонне (реже двусторонне) к ее верхней части. В водоемах образуют ровную, жесткую по всей длине нефтеудерживающую поверхность. Состоят из секций длиной от 5 до 30 м. Нефтеудерживающие секции состоят из нефтеулавливающих пластин, выполненных из высокопрочных полимерных материалов (полиэтилена, полихлорвинила, полиуретана и др.). Общая высота секций может варьироваться от 300 до 1000 мм.

Щитовые боны имеют множество поплавков квадратной (прямоугольной) формы, расположенных вертикально относительно поверхности воды, с расположенными между ними мягкими межпоплавковыми пространствами. Это позволяет формировать из них заграждения любого вида и формы, компактно складывающихся на воде и суше.

Трубчатые боны имеют объемные, расположенные горизонтально относительно поверхности воды поплавковые камеры, в сечении имеющие форму круга, прямоугольника, ромба. Боны данного типа образуют нефтеудерживающий барьер с повышенной устойчивостью в потоке к волновому и ветровому воздействию.

Многотрубчатые боны отличаются тем, что нижняя часть секций у. них выполнена в виде одной или двух мягких пустотелых секций, заполняемых при эксплуатации водой. Вследствие этого боны получили название «гидробалластные».

Данная группа боновых заграждений является земноводной, т. е. может быть использована как в условиях открытых акваторий, так и прибрежной полосы водоемов, болот и суши.

Следует отметить, что часть трубчатых и многотрубчатых бон предназначена для реализации сорбционного и сорбционно-механического способа локализации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов. Сорбционные боновые системы отличаются от вышеописанных бонов наличием у них сетчатой или ячеистой наружной оболочки, способной пропускать через свою поверхность нефтяные загрязнения, и присутствием внутри бонов абсорбентов, обладающих высокой поглотительной способностью.

Основными областями применения трубчатых сорбционных бонов являются концентрирование и сбор незначительных по площади нефтяных загрязнений на водной поверхности и грунте, защита береговой зоны.

Локализацию и ликвидацию аварийных разливов/нефтепродуктов на водоемах очень часто осуществляют в условиях, при которых опасность возникновения возгорания яефтезагрязнений очень высока. Особенно это касается аварийных разливов сырой нефти/нефтепродуктов с большим содержанием легколетучих фракций. Для этих целей разработаны огнестойкие боны, которые могут осуществлять свои технологические функции в условиях прямого контакта с горящей нефтью/нефтепродуктом.

Способы и места установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий, с учетом местных условий и времени года, должны быть предусмотрены в ПМЛЛПА для ППМТ и отработаны на учениях по ликвидации аварий на ППМТ.

С поверхности воды нефть/нефтепродукт следует собирать нефтесборщиками или откачивать ее насосами (в смеси с юдой) в специальные емкости (резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей ее утилизации.

В пассивных нефтесборщиках перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу осуществляется путем ее пассивного перемещения вместе с поверхностным слоем воды. Движение поверхностного слоя воды к нефтесборщику может быть обусловлено непосредственно током движения воды в водоеме или создаваться искусственно за счет его откачки. По принципам устройства нефтезаборного узла в составе пассивных нефтесборщиков можно выделить пороговые нефтесборщики и лотковые нефтесборщики.

Отличительной особенностью активных нефтесборщиков является то, что перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу обеспечивается непосредственно самим нефтесборщиком.

Особую группу составляют вихревые и вакуумные нефтесборщики. Вследствие специфики их принципиального устройства, обусловленного всасыванием нефти/нефтепродукта вместе с поверхностным слоем воды, как правило, в их состав входят приемно-разделительные емкости. В данных емкостях происходит разделение фаз с возвратом воды в водоемы. Однако, в отличие от пассивных нефтесборщиков, в связи с отсутствием активного перемешивания при транспортировке в шлангах, сбрасываемые воды имеют минимальный уровень загрязнения и не оказывают существенного влияния на общий уровень загрязнения водоемов.

Объемы емкостей и способы утилизации собранной нефти/нефтепродукта также определяются при разработке ПМЛЛПА.

Места устройства заграждений на водотоках, определенные согласно ПМЛЛПА, уточняются ответственным руководителем по ликвидации аварий, с учетом конкретных обстоятельств в каждом случае, с таким расчетом, чтобы ко времени подхода головной части нефтяного пятна были закончены работы по сооружению заграждений.

6.3.7 Особенности ликвидации аварий в горных условиях, на переходах через железные и автомобильные дороги

6.3.7.1 При ликвидации аварии в горных условиях производство работ сводится к восстановлению работоспособности трубопровода и укреплению грунта в районе его прохождения.

Производство земляных работ должно выполняться с учетом требований СНиП Ш-42-80*.

При производстве работ в горных стесненных условиях должны быть приняты меры против повреждения самого трубопровода в процессе ремонта, а рабочие механизмы должны размещаться на полке в технологической последовательности и иметь возможность беспрепятственно отходить после отработки, не задерживая выполнения последующих операций АВР.

Площадки для проведения работ устраиваются в зависимости от рельефа и характеристики грунтов в виде выемки или полунасыпи-полувыемки. При невозможности устройства горизонтальных площадок в горных условиях должны приниматься меры по обеспечению устойчивости механизмов путем закрепления их упорами и якорением за деревья, тракторы, механизмы.

При работе на склонах крутизной более 35° рабочие должны быть обеспечены съемными металлическими подковами; при работе на откосах высотой более 3 м и крутизной более 45° работающие закрепляются предохранительными поясами, закрепляемыми за стальной штырь. Штыри заделываются в пробуренных шпурах на 0,5 м в скальных и 0,7 м в связанных грунтах.

Земляные работы на участках с поперечным уклоном до 8° и продольным уклоном 15° должны выполняться механизмами на колесном и гусеничном ходу обычными методами, на косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным уклоном более 15° устойчивость механизмов обеспечивается устройством полок и/или анкеровкой. В этом случае способ закрепления, количество анкеров или марка удерживающих механизмов, выбор троса для закрепления должны быть определены в ПМЛЛПА с учетом ситуации местности и возможных обстоятельств.

При восстановлении трубопровода на участках в скальных грунтах необходимо учитывать трудность создания ремонтного котлована в стесненных условиях непосредственно у трубопровода. Разработка грунта должна проводиться после предварительного рыхления, осуществляемого механическим или взрывным способом.

Остальные операции восстановительного ремонта трубопроводов в скальных грунтах выполняются обычным способом.

Производство работ по ликвидации аварии, методы выполнения технологических операций, с учетом местных условий, должны быть определены в ПМЛЛПА.

6.3.7.2 Аварии на переходах трубопроводов через автомобильные и железные дороги ликвидируются, как правило, путем замены дефектного участка новым.

Выполнение АВР на переходах МТ через автомобильные и железные дороги включает следующие операции:

Монтаж и сварка участка трубопровода рядом с ремонтируемым трубопроводом;

Вскрытие участка;

Создание рабочего и приемного котлована;

Освобождение от нефти/нефтепродукта участка трубопровода;

Вырезка участка трубопровода в рабочем котловане необходимой длины для демонтажа поврежденного участка;

Вытаскивание поврежденного участка трубопровода из кожуха;

3. ЛИКВИДАЦИЯ ПОСЛЕДСТВИЙ ЧС (Н)

3.1. Ликвидация загрязнений территории и водных объектов

3.1.1. Материально-техническое обеспечение

Материальное обеспечение действий сил ликвидации чрезвычайных ситуаций организуется в целях бесперебойного снабжения их материальными средствами, необходимыми для ликвидации ЧС и жизнеобеспечения личного состава.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 10.11.96 г. № 000 на объектах ЗАО _______________________ созданы резервы материальных ресурсов на случай возникновения ЧС. Резервы материальных ресурсов включают: продовольствие, медицинское имущество, медикаменты, средства связи, строительные материалы , топливо, средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы, средства освещения района разлива нефтепродукта, расходные материалы, специальная одежда, инструменты, средства индивидуальной защиты. Кроме этого, имеются ремонтные комплекты для перекачивающих насосов, напорные и всасывающие рукава, хомуты и заглушки для предотвращения вылива нефтепродукта из аварийных систем перекачки.

При возникновении разлива нефтепродукта задействуются все средства, имеющиеся на складе ГСМ и взаимодействующих организациях, способные сократить объемы вылившегося нефтепродукта и минимизировать последствия разлива.

Для хранения нефтесодержащих отходов на складе ГСМ имеются специальные емкости объемом 200 л (30 шт), в случае их нехватки используются емкости временного хранения нефтепродуктов имеющиеся в распоряжении АСФ __________________ - 16 емкостей объемом 6 м3 каждая (договор в приложении 7). На складе ГСМ есть шламонакопитель, объемом 754 м3.

Имеющихся емкостей на складе ГСМ и __________________ недостаточно для сбора пролива 4500 м3, поэтому им рекомендуется докупить емкостей для сбора и временного хранения собранных нефтепродуктов.

На складе ГСМ создаются запасы специальных финансовых, материальных и технических средств, средств оповещения района разлива нефтепродукта, расходных материалов, специальной одежды, инструмента, средств индивидуальной защиты. Ответственный за материально-техническое обеспечение работ ЛЧС(Н) - инженер по ОТ иТБ __________________- ______________

3.1.2. Технологии и способы сбора разлитой нефти и порядок их применения

Специальные технические средства должны быть пожаробезопасны и просты в эксплуатации.

В зависимости от степени загрязнения и загрязненного компонента окружающей среды могут быть использованы следующие методы сбора разлитого нефтепродукта:

· механические;

· физико-химические.

При ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на складе ГСМ предпочтение отдается механическому методу сбора.

На складе ГСМ все промплощадки бетонированы.

Для сбора нефтепродуктов на территории резервуарного парка и других объектах склада ГСМ по возможности максимально используются существующие сооружения промканализация, по которой жидкий нефтепродукт попадает в аварийную емкость 72 м3 (при малых разливах). Из аварийной емкости нефтепродукт отправляется на переработку по договору.

При более крупных разливах сбор пролитого нефтепродукта из обвалования резервуарного парка производится перекачкой мобильными переносными насосами в специальные передвижные герметично закрывающиеся емкости в количестве 30 шт.(V=200 л), имеющимися в наличии на складе ГСМ, аварийные емкости __________________ (V=96 м3). В случае потери текучести мазутом, его собирают в ручную скребками и лопатами, грузят в специальные передвижные герметично закрывающиеся емкости и вывозят для утилизации по договору __________________ или для временного хранения размещают на шламонакопителе. По территории склада ГСМ проложены паропроводы, застывший мазут можно подогреть и откачать переносными насосами через гибкие шланги на шламонакопитель, когда он заполнится, пролив откачивается в переносные герметично закрывающиеся емкости и тут же вывозятся на переработку по договору «__________________».

Сбор пролитого нефтепродукта на автоэстакаде, насосной станции и ж/д эстакаде осуществляется по трубопроводам промканализации в аварийную емкость, объемом 72 м3. В случае потери текучести мазутом, его собирают скребками и лопатами. Остатки нефтепродукта смываются горячей водой в промканализацию на очистные сооружения .

На складе ГСМ нет емкостей для сбора пролива в достаточном количестве, рекомендуется докупить емкости для сбора и временного хранения разлившегося нефтепродукта.

Остатки нефтепродуктов с промплощадок горячей водой смываются в промканализацию и направляются в дренажную емкость. Из дренажной емкости вода с нефтепродуктами по трубопроводам промканализации направляется на очистные сооружения.

Поскольку производственные обмывочные стоки собираются на тех же площадях, что и дождевые стоки и производственных стоков существенно меньше, канализационная система выполнена совмещенной.

С целью выравнивания расхода, поступающего на очистные сооружения, на территории предприятия производится регулирование стока вод.

В качестве аккумулирующей ёмкости используются 2 аккумулирующие ёмкости, стоящие перед локальных очистных сооружений. Необходимый аккумулирующий объём составляет 158,1 м3.

Сварочно–монтажные работы проводятся после оформления наряда – допуска на проведение огневых и газоопасных работ.

Основные требования при проведении сварочно – монтажных работ:

Наличие подготовленной ремонтной площадки;

Удаление из оборудования, резервуаров нефтепродуктов;

Отсоединение от резервуаров трубопроводов, открытие всех люков, тщательная очистка (пропарка и промывка) оборудования;

На ремонтной площадке должно быть обеспечено соблюдение безопасных условий труда, пожарной безопасности .

Сварочные работы могут быть начаты только при концентрациях паров нефтепродуктов, не превышающих ПДВК и гарантии того, что к месту проведения огневых работ не будет поступать ТВС.

Проведение ремонтных работ

Если комиссия, производящая расследование аварии, приходит к выводу, что причиной аварии послужили конструктивные или проектные недочеты, то ремонт оборудования производится с учетом этих выводов. При необходимости и значительном изменении конструкции оборудования на ремонт разрабатывается проект.

В случае поломки запорной арматуры производится замена дефектной запорной арматуры целиком на аналогичную из аварийного запаса.

Перед ремонтом резервуара производится диагностика его повреждений. На ремонт резервуара разрабатывается проект и график проведения ремонтных работ.

Все данные о проведенных ремонтных работах заносятся в паспорта оборудования, резервуаров.

Все работы по ремонту и восстановлению поврежденного оборудования, резервуаров, трубопроводов производятся специализированными предприятиями, имеющими соответствующие лицензии, по разработанной и утвержденной проектной документации . Все работы производятся по отдельным договорам.

После ремонта проводятся испытания восстановленного оборудования.

Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Типовой календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов

Наименование работ	Сроки исполнения	Ответственный исполнитель работ	Примечание
1. Обследование поврежденных элементов оборудования. Оценка масштабов повреждения.	Не позднее 1 часа после локализации разлива нефтепродуктов
2. Проведение инструктажа персонала ремонтно-восстановительных бригад	Немедленно по прибытии ремонтно - восстановительных бригад
3. Подготовка ремонтных площадок, расстановка оборудования и персонала	Не позднее 1 часа после установления места и масштаба аварии
4. Освобождение трубопроводов, оборудования, резервуаров от нефтепродуктов	2-4 часа после установления места и масштабов аварии
5. Подбор труб, электродов, оборудования, материалов для ремонта поврежденного оборудования. Подготовка сертификатов на материалы, актов испытаний оборудования, паспортов на оборудование	По ходу выполнения подготовительных работ
6. Составление исполнительной документации на ремонт и восстановление поврежденного оборудования	6-24 часа после определения характера и масштаба повреждения оборудования
7. Выполнение сварочных и монтажных работ	6-48 часов после определения характера и масштаба повреждения оборудования.		В зависимости от характера и масштаба повреждения оборудования
8. Ведение журнала сварки, оформление схемы монтажа технического оборудования, участка труб, муфты задвижек и т. п.	По ходу выполнения сварочных и монтажных работ
9. Проведение работ по неразрушающему контролю восстановленного оборудования, проведение испытаний восстановленного оборудования. Составление актов испытаний и проверок	24 часа после ремонтно-восстановительных работ		В зависимости от характера и масштаба повреждения оборудования
10. Сдача оборудования в эксплуатацию. Оформление актов выполненных работ .	По ходу выполнения монтажных работ

Примечание: 1. Указанные усредненные сроки определены на основании экспертных оценок.

3.2.3. Организация приведения в готовность к использованию специальных технических средств и пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов

Резервы материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций создаются заблаговременно в целях экстренного привлечения необходимых средств в случае возникновения ЧС и включают медицинское имущество, медикаменты, транспортные средства, средства связи, строительные материалы, топливо (для транспорта), средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы.

Страхование гражданской ответственности организации, эксплуатирующей опасный производственный объект , формирует финансовый резерв на компенсацию ущерба третьим лицам в случае причинения им вреда.

Резервы материальных ресурсов размещаются в местах, предназначенных для хранения, откуда имеется возможность их оперативной доставки в зону ЧС (Н).

Финансирование расходов по созданию, хранению, использованию и восполнению резервов материальных ресурсов осуществляется за счет собственных резервных средств склада ГСМ в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 01.01.2001г. № 000 «О порядке создания и использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» .

После окончания работ по ЛЧС(Н) главный инженер склада ГСМ организует:

Обезвреживание, очистку и восстановление готовности специальных технических, транспортных средств, оборудования, СИЗ, при необходимости производится ремонт (или замена) поврежденного оборудования;

Пополнение аварийного запаса израсходованных во время работ материалов;

Санитарную обработку личного состава формирований, задействованных в проведении работ ЛЧС(Н).

КЧС склада ГСМ обеспечивает пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов до установленного уровня.

Приведение в готовность сил и средств привлекаемых организаций организуется их руководством.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 10.11.96 г. № 000 на объектах ЗАО _______________________ созданы резервы материальных ресурсов на случай возникновения ЧС. Резервы материальных ресурсов включают: продовольствие, медицинское имущество, медикаменты, средства связи, строительные материалы, топливо, средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы, средства освещения района разлива нефтепродукта, расходные материалы, специальная одежда, инструменты, средства индивидуальной защиты. Кроме этого, имеются ремонтные комплекты для перекачивающих насосов, напорные и всасывающие рукава, хомуты и заглушки для предотвращения вылива нефтепродукта из аварийных систем перекачки.

Материально-техническое обеспечение действий сил и специальных технических средств в период проведения работ по ликвидации разлива нефтепродуктов проводится силами и средствами склада ГСМ, ФГП ВО ЖДТ России, обладающими необходимым оборудованием, материалами, спец. техникой.