Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб "Транснефтеавтоматика". Часть I.




НазваниеПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб "Транснефтеавтоматика". Часть I.
страница1/20
Дата20.01.2013
Размер3.22 Mb.
ТипДокументы
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   20
Утверждены


ОАО "НК "Роснефть"


28 января 2004 года


Введены Приказом


от 28 января 2004 г. N 9


ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ


Разработчик ОАО СКБ "Транснефтеавтоматика".


Часть I. Правила технической эксплуатации


стальных резервуаров


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1.1. Настоящие Правила устанавливают основные требования технической эксплуатации,

обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены для работников ОАО НК "Роснефть".


1.2. Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием "Правил

технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту", утвержденных

Госкомнефтепродуктом СССР 26.12.86. Правила переработаны согласно требованиям

законодательных актов, постановлений Правительства РФ, новых государственных стандартов,

строительных норм и правил, ведомственных нормативных документов, введенных в действие в

последние годы.


1.3. Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и

оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований СНиП 2.09.03-85

"Сооружение промышленных предприятий", СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов.

Противопожарные нормы", СНиП 3.03.01-87 "Несущие и ограждающие конструкции", РД 08-95-95

"Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических

резервуаров для нефти и нефтепродуктов", ПБ 03-381-00 "Правил устройства вертикальных

цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов", "Правил технической эксплуатации

нефтебаз", утвержденных Минэнерго России 19.06.2003 N 232.


1.4. Руководство предприятий должно разработать и обеспечить своих работников

соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


резервуаров и их оборудования.


1.5. Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по технической эксплуатации и

ремонту резервуаров должны обеспечиваться в соответствии с Федеральным законом РФ "О

промышленной безопасности опасных производственных объектов", "Общими правилами

взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и

нефтеперерабатывающих производств" ПБ 09-170-97, ГОСТ 12.0.004-90 "Организация обучения

безопасности труда. Общие положения".


1.6. Требования пожарной безопасности и охраны труда при технической эксплуатации и

ремонте резервуаров должны выполняться в соответствии с "Правилами пожарной безопасности в

Российской Федерации" ППБ 01-93, "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации

предприятий нефтепродуктообеспечения" ВППБ 01-01-94, "Типовой инструкцией по организации

безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах" РД 09-

364-00, "Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ,

стационарных и передвижных автозаправочных станций" и настоящими Правилами.


1.7. Полный перечень документов, использованных при разработке настоящих Правил,

приведен в Приложении 1.


2. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ


2.1. Классификация резервуаров, технические требования к ним


2.1.1. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь

технический паспорт (Приложение 2) и быть оснащен полным комплектом исправного

оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным

документам.


На понтон должен быть оформлен отдельный паспорт, в составе паспорта на резервуар.


2.1.2. Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота.


Базовую высоту проверяют:


- ежегодно в летнее время;


- после зачистки резервуара;


- после капитального ремонта.


К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на

которой указывают:


- номер резервуара;


- значение базовой высоты;


- номер свидетельства о поверке, после которого через вертикальную или горизонтальную черту

указывают год проведения поверки;


- сокращенное название организации, выдавшей свидетельство о поверке;


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


- надпись "с понтоном" (при наличии понтона);


- оттиск поверительного клейма.


2.1.3. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов,

атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения

поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой

периодической поверки резервуара.


2.1.4. Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит

первичной калибровке (определению вместимости и градуировке). Калибровка резервуара

проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его

вместимость, после капитального ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной

таблицы (периодическая калибровка). Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен

быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются свидетельством о поверке, к

которому прилагается:


- градуировочная таблица;


- протокол калибровки;


- эскиз резервуара;


- журнал обработки результатов измерений при калибровке.


2.1.5. Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель государственной

метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической

службы юридического лица.


2.1.6. Градуированные резервуары являются мерами вместимости и предназначены для

проведения государственных учетных и торговых операций с нефтепродуктами и их хранения, а

также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем нефтепродуктов.


2.1.7. Резервуары подразделяются на типы в зависимости от назначения и условий

эксплуатации.


В качестве основных типов применяются резервуары стальные вертикальные и горизонтальные.


Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 тыс. куб. м:


- со стационарной крышей, рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа, вакуум 0,001

МПа;


- со стационарной крышей, рассчитанные на повышенное давление 0,069 МПа, вакуум 0,001

МПа;


- с понтоном и плавающей крышей (без давления);


- резервуары с защитной (двойной) стенкой;


- резервуары с двойной стенкой;


- резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах.


Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление

0,069 МПа при конических днищах и 0,039 МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75,


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


100, 200 куб. м.


2.1.8. Новые типы резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций

с нефтепродуктами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей

утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР 50.2.009-

94 "ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений".


2.1.9. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:


Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 куб. м и более, резервуары объемами 5000

куб. м и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте

городской застройки.


Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 куб. м до 10000 куб. м.


Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 куб. м до 5000 куб. м.


2.1.10. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны

соответствовать ГОСТ 17032-71.


Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей.


Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и

опорожнении не возникали существенные изменения вместимости, например, вследствие

деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей.


2.1.11. Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям

ГОСТ 1510-84 и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от

характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь от

испарения при хранении.


2.1.12. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись "ОГНЕОПАСНО" (на уровне шестого

пояса), а также должны быть указаны следующие сведения:


- порядковый номер резервуара (на уровне третьего пояса);


- значение допустимого уровня нефтепродукта (внизу у маршевой лестницы и у измерительного

люка);


- положение сифонного крана "Н", "С", "В" (у сифонного крана);


- значение базовой высоты (внизу около маршевой лестницы и у измерительного люка);


- при наличии понтона надпись "С понтоном".


Допускается не наносить на резервуар надпись "ОГНЕОПАСНО", если он находится на

охраняемой территории, обозначенной предупреждающими плакатами того же содержания, в том

числе с внешней стороны ограждения.


2.1.13. Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения,

предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности

используются резервуары с плавающими крышами и понтонами.


2.1.14. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах с

нормативным весом снегового покрова на 1 кв. м горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа

включительно.


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или

повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений,

находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара.


2.1.15. Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие

паровоздушной смеси под ней.


2.1.16. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для

сокращения потерь продукта от испарения.


Резервуары с понтоном эксплуатируются без внутреннего давления и вакуума.


Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара

без перекосов.


2.1.17. Понтон должен в состоянии на плаву или на опорных стойках безопасно удерживать

двух человек (2 кН), которые перемещаются в любом направлении; при этом понтон не должен

разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.


Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб,

которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются

измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.


2.1.18. В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором

или третьем поясах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка

с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной

смеси.


2.1.19. При первом заполнении резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить

его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении

24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности. После чего ввести резервуар в

эксплуатацию.


2.1.20. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих

негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений

трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое освидетельствование.


2.2. Резервуары с защитной и с двойной стенкой.


2.2.1. Резервуары с защитной стенкой.


2.2.1.1. Резервуары с защитной стенкой должны проектироваться, изготавливаться и

монтироваться в соответствии с требованиями ПБ 03-381-00 "Правилами устройства вертикальных

цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов".


2.2.1.2. Резервуары с защитной стенкой состоят из основного (внутреннего резервуара),

предназначенного для хранения продукта, и защитного (наружного резервуара), предназначенного

для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.


Основной резервуар может выполняться со стационарной крышей или с плавающей крышей.


Защитный резервуар выполняется в виде открытого "стакана", в котором установлен основной

резервуар. При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего

межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть обеспечена

вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


расположенных по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.


2.2.1.3. Высота стенки защитного резервуара должна составлять не менее 80% от высоты стенки

основного резервуара.


Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения

внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был

на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна

быть не менее 1,5 м.


Доступ в межстенное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с

люками-лазами основного резервуара.


2.2.1.4. Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного

резервуара. Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара

может опираться на разделяющие днище решетки, арматурные сетки или иные прокладки.


Уклон днищ резервуаров с защитной стенкой должен быть только наружу.


2.2.1.5. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара,

используется винтовая лестница. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю

основного резервуара.


2.2.1.6. При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует

руководствоваться требованиями СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов.

Противопожарные нормы", при этом за диаметр резервуара с защитной стенкой следует принимать

диаметр основного резервуара.


Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.


2.2.1.7. Испытания резервуаров с защитной стенкой должны выполняться в два этапа:


- первый - испытание основного резервуара;


- второй - испытание защитного резервуара.


Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного

резервуара на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное пространство до

проектного уровня.


По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного

резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара.


2.2.2. Резервуары с двойной стенкой.


2.2.2.1. Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов

обладают наибольшей эксплуатационной надежностью. Резервуары оснащены необходимой

арматурой для подсоединения к технологическим системам, а также системами и приборами

контроля герметичности межстенного пространства.


    2.2.2.2. На предприятиях-изготовителях согласно техническим

требованиям


резервуары    подвергаются    контролю    качества    сварных  

соединений:


радиографическим  методом,  методом  ультразвуковой  дефектоскопии 


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


и  т.п.


Резервуары также испытываются на герметичность избыточным давлением

воздуха


0,025  МПа  в  течение  30  минут или на прочность гидравлическим

давлением


равным 1,25 P     в течение 3 минут.


             раб.


2.2.2.3. Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - азотом

или специальной жидкостью - этиленгликолем.


Жидкость (этиленгликоль) должна удовлетворять одновременно следующим требованиям:

плотность ее должна превышать плотность нефтепродукта в резервуаре, температура вспышки не

должна быть ниже 100 °C, она не должна вступать в реакцию с материалами и веществами,

применяемыми в конструкции резервуара, и топливом.


2.2.2.4. Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности

межстенного пространства.


2.2.2.5. Периодический контроль герметичности межстенного пространства двустенных

горизонтальных резервуаров может проводиться:


- путем периодических пневматических испытаний. Испытания должны проводиться путем

создания избыточного давления инертного газа в указанном пространстве;


- путем периодического контроля падения уровня жидкости, которой заполняется межстенное

пространство.


Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Межстенное

пространство должно оснащаться системой откачки из него жидкости закрытым способом.

Возможность образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет

снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена (например, за счет устройства

расширительного бака). Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть оборудован

огнепреградителем.


2.2.2.6. Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двустенных

резервуаров достигается:


- путем непрерывного автоматического контроля падения уровня жидкости, которой

заполняется межстенное пространство, с помощью соответствующего датчика - сигнализатора

уровня;


- путем непрерывного автоматического контроля падения давления инертного газа в

межстенном пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика - сигнализатора

давления.


Величина избыточного давления инертного газа не должна превышать 0,02 МПа. Для

предотвращения повышения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве

резервуара величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан.


При разгерметизации системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и автоматически

прекращается наполнение резервуара.


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


2.2.2.7. Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10

лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические

системы.


2.2.2.8. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения

механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого нефтепродукта,

дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и

обесшламливанию (удалению подтоварной воды).


2.2.2.9. Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по

первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных

документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.п. должны быть

снабжены прокладками, выполненными из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и

окружающей среды в условиях эксплуатации.


2.3. Требования к оборудованию и автоматизации резервуаров


2.3.1. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования,

предусмотренным проектом, в зависимости от назначения и условий эксплуатации. В паспорте на

резервуар приводятся технические данные на установленное на нем оборудование.


2.3.2. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами.


Для стальных вертикальных цилиндрических резервуаров применяется следующее

оборудование:


- дыхательные клапаны;


- предохранительные клапаны;


- стационарные сниженные пробоотборники;


- огневые предохранители;


- приборы контроля и сигнализации;


- противопожарное оборудование;


- сифонный водоспускной кран;


- вентиляционные патрубки;


- приемораздаточные патрубки;


- люки-лазы;


- люки световые;


- люки измерительные;


- диски-отражатели.


Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием:

дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными

трубами и другими необходимыми устройствами.


Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


сигнализаторы предельных значений давления и вакуума и другие приборы.


2.3.3. Резервуары, которые в холодный период года заполняются нефтепродуктами с

температурой выше 0 °C, следует оснащать непромерзающими дыхательными клапанами.


Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на

вертикальные резервуары.


2.3.4. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от

испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели.


Диаметр диска выбирают исходя из условия свободного пропуска его через монтажный

патрубок в сложенном положении.


2.3.5. Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта

(местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться

сигнализаторами уровня (не менее двух), передающими сигнал на прекращение приема

нефтепродукта или отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или

понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня,

работающих параллельно.


При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены

переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом,

исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.


2.3.6. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ

каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с

понтоном (плавающей крышей), кроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного

на высоте, обеспечивающей выход на понтон (или плавающую крышу) при положении его на

опорных стойках.


Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.


2.3.7. Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при

проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя

люками, установленными на крыше резервуара (световые люки).


2.3.8. Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы (КИП),

применяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей

технологического процесса хранения, приема и отпуска нефтепродуктов.


Основной задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческого

учета, баланса и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска

нефтепродуктов.


2.3.9. Эксплуатация средств автоматики, телемеханики и КИП резервуарных парков

магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется согласно "Правилам технической и

безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов"

РД 153-112 ТНП-028-97.


2.3.10. Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов

и средствами автоматики:


- местным и дистанционным измерителями уровня нефтепродукта в резервуаре;


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


- сигнализаторами максимального оперативного уровня нефтепродукта в резервуаре;


- сигнализатором максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре;


- дистанционным измерителем средней температуры нефтепродукта в резервуаре;


- местным и дистанционным измерителями температуры нефтепродукта в районе приемо-

раздаточных патрубков в резервуаре, оснащенном устройством для подогрева;


- пожарными извещателями автоматического действия и средствами включения системы

пожаротушения;


- дистанционным сигнализатором загазованности над плавающей крышей;


- сниженным пробоотборником;


- сигнализатором верхнего положения понтона.


2.3.11. Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с

техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями

по эксплуатации. Все средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр СИ и

иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР 45.2.009-94 "ГСП. Порядок приведения

испытаний и утверждения типа средств измерений".


2.3.12. Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти

наладку и приемочные испытания, подготовлен обслуживающий персонал.


2.3.13. Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Госгортехнадзора России

на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных

производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия по

взрывобезопасности требованиям Госстандарта России.


2.3.14. Перед началом смены обслуживающий персонал обязан проверить состояние

работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные

средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы,

ознакомиться с изменениями в схемах, записями и распоряжениями.


2.3.15. Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в

соответствии с графиками ППР и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию

и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств

автоматики, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями

эксплуатационной документации, норм и правил Госстандарта России.


2.3.16. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и

сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом.


2.3.17. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных

приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой Планово-

предупредительных ремонтов и рекомендациями заводов-изготовителей. График ППР утверждает

главный инженер предприятия:


- техническое обслуживание не реже одного раза в квартал;


- текущий ремонт - не реже одного раза в год (кроме приборов систем контроля и защиты по

загазованности приборов по технике безопасности).


Не является официальной версией, бесплатно предоставляется членам Ассоциации лесопользователей Приладожья, Поморья и Прионежья – www.alppp.ru. Постоянно действующий третейский суд.


Капитальный ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов должен

выполняться не реже одного раза в 5 лет.


После капитального ремонта средства автоматики и КИП должны удовлетворять требованиям,

предъявляемым к новому оборудованию.


2.3.18. Для обеспечения единства и требуемой точности измерений средства измерений,

находящиеся в эксплуатации, подлежат периодической поверке или калибровке согласно перечню

средств измерений, составленному эксплуатирующим предприятием и согласованному с местным

органом Госстандарта. Поверка осуществляется органами Государственной метрологической службы

(ГМС) в соответствии с ПР 50.2.006-94 "ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений".


2.3.19. При нарушениях в работе средств автоматики, телемеханики или контрольно-

измерительных приборов необходимо устранить или правильно оценить повреждение, при

необходимости перейти на ручное управление и сделать запись в оперативном журнале.


2.4. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования


2.4.1. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования должно

проводиться на основании инструкций заводов-изготовителей, настоящих Правил и результатов

осмотров, с учетом условий эксплуатации.


Технический надзор за эксплуатацией резервуара возлагается на квалифицированного работника

и выполняется на основе осмотра основного оборудования.


Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен проводиться по календарному

графику и срокам, приведенным в таблице 1.


Таблица 1

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   20

Похожие:

Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров
Настоящие правила устанавливают основные требования технической эксплуатации, обслуживания и ремонта резервуаров и предназначены...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О. Н. Лайков (цнил, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л. В. Дубень,...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз рд 153-39. 4-078-01
В целях нормативного обеспечения деятельности служб резервуарных парков ОАО «ак «Транснефть»
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
Правила разработаны на основании действующих стандартов, сниПов, технических условий на
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила устройства электроустановок Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПоложение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
Ии Госгортехнадзора России от 01. 11. 94 г. №25 и Постановления Госгортехнадзора России от 04. 05. 95 г. №23, а также в соответствии...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила и нормы технической эксплуатации жилищного фонда (в ред. Постановления Госстроя РФ от 02. 08. 2002 n 94)
Даны нормативы организации и технической эксплуатации и ремонта, технологические условия выполнения работ
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации и охраны труда на нефтебазах правила технической эксплуатации и охраны труда на нефтебазах
Дана характеристика территории, основных сооружений и зданий нефтебаз. Включены разделы по метрологическому обеспечению, планово-предупредительному...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПравила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов рд 39-30-114-78 Правила устанавливают и
Правила устанавливают и регламентируют порядок управления и организацию эксплуатации
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб \"Транснефтеавтоматика\". Часть I. iconПособие для изучения правил технической эксплуатации
Разработано Филиалом ОАО "Инженерный центр еэс" "Фирма оргрэс "Приводятся пояснения к разделам 1 и 2 «Правил технической эксплуатации...
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница