ИНСТРУКЦИЯ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ
ПОДЗЕМНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ
УСТАНОВОК
СЖИЖЕННОГО
ГАЗА
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.
1.1. Инструкция разработана на основании “Правил безопасности в газовом хозяйстве” и “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”.
1.2. Настоящая инструкция предусматривает изложение основных положений и требований выполнения операций всего технологического процесса технического освидетельствования подземных резервуаров установок сжиженного газа и предназначена для газовых хозяйств.
II. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО БЕЗОПАСНОМУ ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТ.
2.1. Техническое освидетельствование подземных резервуаров установок сжиженного газа производится под руководством ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов, назначенного приказом по предприятию, по утвержденным годовым графикам, предъявляемым администрацией предприятия в местные органы Госгортехнадзора, и освидетельствуются инспектором Госгортехнадзора.
Подготовка резервуаров к техническому освидетельствованию осуществляется владельцем.
В случае неявки инспектора в установленный срок администрации предоставляется право самостоятельно провести освидетельствование комиссией, назначенной приказом руководителя.
2.2. Процессе эксплуатации подземные резервуары установок сжиженного газа должны подвергаться техническому освидетельствованию: периодическому и внеочередному (наружному и внутреннему осмотрам и гидравлическому испытанию).
Техническое освидетельствование зарытых в грунт резервуаров с жидким нефтяным газом с содержанием сероводорода не более 5 граммов на 100 м3 может производиться без освобождения их от грунта и снятия наружной изоляции при условии замера толщины стенок сосудов неразрушающим методом контроля (приборами “Кварц”, УТ–93П, УКТ–1 и др.).
Эти замеры проводятся организацией, имеющей разрешение Госгортехнадзора.
2.3. Периодическое освидетельствование подземных резервуаров установок, находящихся в эксплуатации, проводится один раз в 10 лет.
По истечении расчетного срока эксплуатации (35 лет) резервуары подвергаются диагностированию технического состояния по инструкции, согласованной с Госгортехнадзором.
Внеочередное освидетельствование подземных резервуаров установок проводится:
– после реконструкции или ремонта резервуара с применением сварки его элементов, работающих под давлением;
– если резервуар не эксплуатировался более 12 месяцев;
– если резервуар был демонтирован и установлен на другом месте;
– перед наложением на стенки резервуара защитного покрытия;
– если такое освидетельствование необходимо, по усмотрению инспектора Госгортехнадзора или ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией резервуара.
2.4. Для проведения внутреннего осмотра и гидравлического испытания администрация предприятия обязана отключить резервуар путем перекрытия отключающего устройства в колодце или под защитным кожухом от снабжения газом не позднее срока освидетельствования, указанного в паспорте.
2.5. Все работы по техническому освидетельствованию подземных резервуаров установок сжиженных газов, находящихся в эксплуатации, относятся к газоопасным и должны проводиться в полном соответствии с “Правилами безопасности в газовом хозяйстве” и требованиями настоящей Инструкции.
2.6. К выполнению газоопасных работ по техническому освидетельствованию подземных резервуаров установок сжиженного газа допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, утвержденной руководителем предприятия газового хозяйства, аттестованные и имеющие удостоверения на право обслуживания резервуаров (сосудов) и допуск на право производства газоопасных работ при освидетельствовании и техническом обслуживании резервуаров (сосудов).
Работы по освидетельствованию резервуаров должны проводиться в дневное время бригадой рабочих в составе не менее трех человек под руководством ответственного лица по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией резервуаров.
2.7. Ответственному по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов на выполнение работ по техническому освидетельствованию резервуаров должен быть выдан наряд установленной формы с приложением схемы обвязки резервуаров групповой пoдзeмнoй установки лицом, определенным приказом по предприятию газового хозяйства. На схеме должны быть указаны места установки заглушек, ограждений, предупреждающих и запрещающих знаков и т.д. Одновременному освидетельствованию должна подвергаться вся группа подземных резервуаров установок, обвязанных между собой по жидкой фазе.
2.8. Ответственный за проведение газоопасных работ, перед их началом, должен проинструктировать всех членов бригады о мерах безопасности при удалении тяжелых остатков из резервуаров, их дегазации, очистке внутренней поверхности, гидравлическом испытании, заполнении газом и его пуске в приборы. О полученном инструктаже каждый член бригады должен расписаться в наряде.
2.9. Ответственный за проведение работ по освидетельствованию резервуаров обязан проверить обеспеченность членов бригады спецодеждой, спецобувью, спасательными поясами, шлангами, противогазами, средствами личной защиты и их исправность. Шланговые противогазы, спасательные пояса и веревки, карабины должны быть испытаны и проверены перед применением в присутствии владельцев.
2.10. Для производства работ внутри резервуаров должен применяться инструмент, изготовленный из цветного металла, исключающий возможность искрообразования. Применение электродрелей и других электрических инструментов запрещается. Следует также применять спецодежду и обувь, исключающие искрообразование.
2.11. Переносные источники света должны быть во взрывозащищенном исполнении, напряжением не более 12 В.
2.12. Для работы в резервуарах должны применяться лестницы достаточной длины с приспособлением для закрепления у края люка, не дающие искрения при ударе или трении о металл сосуда.
III. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
3.1. В подготовительные работы должны быть включены работы по завозу на объект оборудования, материалов, ограждений и предупредительных знаков, их расстановке на объекте, а также работы по отключению резервуаров, подлежащих освидетельствованию, от действующих резервуаров групповой установки и газопроводов. В период освидетельствования запрещается заполнение газом действующих резервуаров до полного окончания работ на отключенных резервуарах. Перед въездом на территорию групповой установки на видном месте должен быть установлен предупреждающий знак с надписью, “Газ не сливать, производится капитальный ремонт”.
3.2. Ограждения, запрещающие проезд постороннего транспорта, и знаки, предупреждающие о проведении газоопасных работ, должны устанавливаться на расстоянии не менее 8 м от границы групповой резервуарной установки, a также в районе установки “свечи”, предназначенной для выжигания оставшейся в резервуарах паровой фазы.
3.3. Операции по опорожнению резервуаров следует выполнять следующим образом:
– отключить по паровой фазе резервуары, подлежащие освидетельствованию, от остальных действующих и не подлежащих освидетельствованию;
– выработать газ на потребителя из отключаемых резервуаров (до прекращения подачи газа через регулятор давления);
– откачать из резервуаров неиспарившиеся остатки, а в случае невозможности предварительной выработки газа на потребителя его жидкую фазу. Откачку производить в соответствии с “Инструкцией по ликвидации конденсатных и гидратных пробок на газопроводах и удалению неиспарившихся остатков из резервуаров и конденсатосборников”, и другими действующими инструкциями, утвержденными в установленном порядке;
– выжечь паровую фазу на “свечу”.
3.4. Все отключения должны осуществляться путем перекрытия запорных устройств, а перед заполнением резервуаров водой путем дополнительной установки металлических заглушек с хвостовиком.
3.5. Выжигание остатков паровой фазы должно производиться в следующем порядке:
– к штуцеру паровой фазы головки резервуара присоединить резиновый рукав длиною не менее 6 п.м, другой конец которого присоединить к “свече”, оба конца шланга надежно закрепить с помощью накидных гаек или двумя хомутами каждый конец;
– поднести зажженный факел к устью “свечи” и плавно открыть вентиль паровой фазы. Высоту пламени “свечи” регулировать (с помощью вентиля паровой фазы) в пределах 0,2 – 1,5 м.
3.6. “Свеча” для выжигания должна изготавливаться из стальной трубы диаметром 20 мм, высотой 3 м и устанавливаться на устойчивой треноге в пожаробезопасном месте на расстоянии 10 – 12 м от границы резервуарной установки с наклоном 50 – 60°С к горизонту.
3.7. В период выжигания к штуцеру дренажной трубки редукционной головки следует подключить источник воды, в момент, когда пламя “свечи” упадет до 20 – 30 см, начинать заполнение резервуаров водой, продолжая при этом сжигание вытесняемой водой паровой фазы.
3.8. При погасании пламени и полном наполнении резервуаров водой заполнение резервуаров прекращается, вентили паровой фазы и дренажной трубки закрываются и резервуары подготавливаются к гидравлическим испытаниям.
3.9. Перед созданием давления в резервуарах с редукционной головки необходимо снять предохранительный клапан, а его патрубок закрыть специально изготовленной заглушкой. Клапан подлежит испытанию на стенде.
IV. ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ.
4.1. Для гидравлического испытания подземных резервуаров установок сжиженного газа может быть использована вода, оставшаяся после выжигания паровой фазы. При этом температура воды должна быть не ниже 5°С и не выше 40°С.
4.2. Испытание проводится пробным давлением Рпр = 1,25Р расч. в течение 5 минут; после выдержки под пробным давлением давление снижают до расчетного, при котором производят осмотр наружной поверхности сосуда, редукционной головки, всех разъемных и сварных соединений.
4.3. Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами. Оба манометра выбираются одного типа предела измерения, одинаковых классов точности, цены деления, но не ниже класса точности 2,5.
4.4. Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:
– течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле;
– течи в разъемных соединениях;
– видимых остаточных деформаций.
Сосуд и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям пробным давлением, установленным Правилами.
V. ДЕГАЗАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ.
5.1. После окончания гидравлических испытаний резервуары должны подвергаться дегазации, включающей выполнение следующих операций:
– снижение давления на 0;
– снятие с резервуаров головки глухих фланцев;
– откачка в ассенизационную машину или специальную емкость воды с вывозом ее в отведенное для утилизации место.
Примечания.
1. Машина для вывоза воды должна быть оборудована глушителем, выведенным вперед и снабженным искрогасителем.
2. Шофер должен иметь удостоверение на право ведения газоопасных работ, быть включен в наряд как член бригады, проинструктирован с росписью в наряде.
– измерение по всей нижней части каждого резервуара степени загазованности. Если концентрация газовоздушной смеси окажется выше 20% нижнего предела взрываемости газа данного состава, то заполнение водой следует повторить.
Второй, а при необходимости последующие объемы воды, применяемой при дегазации, допускается сливать в открытые специальные приямки.
Допускается вместо повторного заполнения резервуаров водой проводить дегазацию паром.
Дегазацию паром следует производить по следующей технологии:
– подача пара давлением до 0.7 кгс/см2 из котла (производительностью порядка 500 кг пара/час) по шлангу в каждый резервуар в течение 15 мин с перемещением шланга через каждые 5 мин с целью изменения направления парового потока;
– прекращение подачи пара на 15 мин;
– вторичная подача пара в течение 15 мин;
– проветривание резервуаров в течение 2 – З ч;
– измерение степени загазованности каждого резервуара с взятием пробы из нижней части резервуара. Если загазованность окажется ниже 20% нижнего предела взрываемости газа данного состава, то дегазация может считаться законченной, а резервуары после этого должны быть подвергнуты очистке и последующему измерению толщины стенки, а также внутреннему осмотру представителем Госгортехнадзора.
VI. ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРА.
6.1. Спуск рабочих внутрь резервуара для проведения очистки может производиться только с разрешения ответственного за проведение работ технического работника.
6.2. Работники, проводящие внутреннюю очистку стен резервуаров от грязи и пирофорных соединений, должны быть в специальной одежде и обуви, не дающей искры.
6.3. Спуск в резервуар допускается только одному рабочему с надежным специальным поясом и шланговым противогазом, при условии наблюдения за ним не менее двух человек, обеспеченных средствами личной защиты. При работе в шланговом противогазе срок единовременного пребывания в резервуаре не должен превышать 15 мин, с последующим отдыхом вне резервуара продолжительностью не менее 15 мин. Рабочим, заявившим о плохом самочувствии, выполнять работы внутри резервуара запрещается.
6.4. В течение всего времени очистки резервуаров периодически, не реже 1 раза за каждые 30 мин, следует проверять состав газовоздушной смеси внутри резервуара. Забор газовоздушной смеси необходимо производить по всей нижней части резервуара. При обнаружении концентрации газа выше 20% от нижнего предела взрываемости люди из резервуара должны быть немедленно удалены и приняты меры по устранению причин появления газа.
6.5. Отложения, находящиеся на стенках резервуаров, во избежание самовоспламенения пирофорных соединений, а также грязь и отложения, извлеченные из резервуаров, должны поддерживаться во влажном состоянии до их удаления с территории резервуарной установки. Пирофорные отложения необходимо вывозить в специально отведенное безопасное в противопожарном отношении место и немедленно закапывать в землю. Место согласовывается с санэпидемстанцией.
VII. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНОК РЕЗЕРВУАРА.
7.1. Толщина стенок резервуара замеряется ультразвуковым толщиномером.
7.2. Место для первого измерения определяется на основании изучения паспортных данных и схемы расположения листов из расчета не менее трех точек на каждом листе, из которых изготовлена обечайка сосуда и пяти точек на каждом из днищ сосуда.
7.3. По условиям изгoтoвления днищ наибольшее утонение его толщины вероятнее всего в местах перехода эллиптической части днища в цилиндрическую, а по коррозионным условиям, возникающим вследствие аэрации, в нижней его части. Поэтому толщина стенок днищ должна проверяться в указанных местах, т.е. одна точка на нижней образующей днища и по две точки вверх по периметру окружности на расстоянии 100 мм от нижней образующей.
7.4. Наибольшей коррозии подвергаются области, примыкающие к нижней образующей обечайки. Поэтому рекомендуется один замер на каждом листе производить на нижней образующей обечайки и два на расстоянии 100 мм от нижней образующей обечайки по обе стороны вверх по периметру окружности.
7.5. При периодических освидетельствованиях замер толщины стенок сосуда должен производиться в тех же точках, где производится первичный замер, а также в других вызывающих подозрение местах.
7.6. Точки измерения должны наноситься на схему развертки резервуара в соответствии с рисунком, а результаты измерения – в таблицу протокола по прилагаемой форме (приложение 1).
Схема развертки резервуара для нанесения точек измерения толщины стенок
7.7. Полученные с помощью толщиномера показатели должны сравниваться с предыдущими замерами и с паспортными данными резервуара. Если толщина стенки (согласно данным измерений) окажется меньше паспортной (без учета прибавки на коррозию), вокруг этой точки должны быть дополнительно выполнены замеры в четырех точках.
7.8. В случае обнаружения локального утонения стенок резервуара (в пределах допустимых значений) по причине внешней коррозии, эти места или весь резервуар должны быть открыты, освобождены от старой изоляции, осмотрены и изолированы вновь. Качество изоляции должно быть проверено в соответствии с требованиями СНиП–“Газоснабжение“ на оплошность, отсутствие трещин и повреждений; на отсутствие электролитического контакта металла резервуара с грунтом.
7.9. Если при освидетельствовании будут обнаружены дефекты, снижающие прочность резервуаров, необходимо от владельца сосуда потребовать проведения специальных исследований, а в необходимых случаях представления заключения специализированной организации о причинах появления дефектов, а также возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.
7.10. Если при техническом освидетельствовании окажется, что резервуар вследствие имеющихся дефектов находится в состоянии, опасном для дальнейшей эксплуатации, работа такого резервуара должна быть запрещена.
VIII. ВНУТРЕННИЙ ОСМОТР РЕЗЕРВУАРА.
8.1. Осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения сосудов и их элементов с целью выявления в них следующих дефектов:
– трещин всех видов и направлений;
– свищей и пористости наружной поверхности шва;
– подрезов;
– наплывов, прожогов, незаплавленных кратеров;
– смещения и совместного увода кромок сваренных элементов свыше норм, предусмотренных правилами;
– несоответствие форм и размеров швов требованиям технической документации;
– утонение толщины металла стенок резервуара.
8.2. Перед осмотром предъявляется протокол результатов измерений толщин стенок резервуаров. Независимо от результатов измерений, по требованию лица, проводящего внутренний осмотр, должна быть произведена дополнительная проверка толщины стенок резервуара в любых указанных им точках.
IX. ПРОВЕРКА РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ.
9.1. Испытание резервуарных установок сжиженного газа на герметичность разрешается производить только после положительных результатов их освидетельствования (отсутствие дефектов, указанных в п. 8.1) в соответствии с производственной инструкцией, утвержденной главным технологом предприятия.
9.2. Перед испытанием на герметичность должна быть проведена ревизия запорной, предохранительной и регулирующей арматуры, установлены на горловине новые прокладки, уплотнены все резьбовые и фланцевые соединения.
9.3. Испытание на герметичность должно производиться воздухом при давлении 1 МПа (10 кгс/см2), которое должно контролироваться по манометру, установленному на редукционной головке резервуара.
9.4. Заполнение резервуаров воздухом должно производиться в следующем порядке: закрыть все вентили, к одному из штуцеров уровнемерных трубок или дренажной трубки присоединить шланг от воздушного компрессора, открыть вентиль на этой линии и накачать в резервуар воздух до давления 1 Мпа (10 кгс/см2) со скоростью повышения давления не более 0,1 МПа (1 кгс/см2) в минуту.
После поднятия давления до 1 МПа (10 кгс/см2) перекрыть вентиль, убедившись, что давление не падает, приступить к проверке герметичности.
9.5. Герметичность резьбовых и фланцевых соединений проверяется с помощью мыльной эмульсии.
9.6. Результаты освидетельствования резервуаров с указанием разрешенных параметров и последующих сроков заносятся в паспорта резервуаров и групповой установки сжиженного газа лицом, проводившим освидетельствование.
Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев
Приложение № 1 обязательное
ПРОТОКОЛ
результатов измерений толщин стенок резервуаров
Наименование объекта ________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________________
Объем резервуара ____________________________________________________
Паспорт № __________________________________________________________
Регистрационный № __________________________________________________
Измерение проведено прибором ________________________________________
| № измеряемой | Результаты | Толщина стенки по паспорту, |
|
|
|
|
|
|
Исполнитель _________________________________________________________
____________________________________________________________________
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
Приложение № 2 обязательное
АКТ
технического освидетельствования резервуаров
г. ______________________________ от «___» ____________20__ г.
Мы, нижеподписавшиеся ______________________________________________
____________________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
Ответственный за безопасную эксплуатацию резервуаров ___________________
____________________________________________________________________
Наименование организации–владельца резервуара _________________________
____________________________________________________________________
составили настоящий акт о том, что сего числа произведено техническое освидетельствование резервуаров № ______________, установленных по адресу:
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
Техническим освидетельствованием установлено, что резервуары отвечают “Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”.
К настоящему акту прилагаются следующие документы:
1. Протоколы результатов измерения толщины стенок резервуаров.
2. Акты на гидравлическое испытание.
3. Акты проверки на герметичность.
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
Приложение № 3
АКТ
проверки изоляции резервуаров
г. ______________________________ от «___» ____________20__ г.
Комиссия в составе:
представителя Госгортехнадзора ________________________ ответственного за
безопасную эксплуатацию резервуаров ___________________________________
____________________________________________________________________
наименование организации–владельца резервуара _________________________
____________________________________________________________________
составили настоящий акт о том, что сего числа произведена проверка изоляции резервуаров, установленных по адресу: ___________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
Установлено, что состояние изоляции резервуаров _________________________
____________________________________________________________________
(удовлетворяет или не удовлетворяет “Правилам безопасности в газовом
____________________________________________________________________
хозяйстве”)
Подписи:
