Зачистка от донных отложений внутренней поверхности резервуаров типа РВС

7.6.1 Максимальные сроки проведения работ по зачистке резервуаров принимаются в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-278-09 и не должны превышать значений, указанных в таблице 7.4.

Т а б л и ц а 7.4 – Сроки проведения работ по зачистке резервуаров

№ п/п	Тип резервуара	Зачистка резервуара, дней
В летний период (апрель – октябрь)	В зимний период (ноябрь – март)
	РВС-200
	РВС-400
	РВС-700

Окончание таблицы 7.4

№ п/п	Тип резервуара	Зачистка резервуара, дней
В летний период (апрель – октябрь)	В зимний период (ноябрь – март)
	РВСП-700
	РВС-1000
	РВСП-1000
	РВС-2000
	РВСП-2000
	РВС-3000
	РВСП-3000
	РВС-5000
	РВСП-5000
	РВС-7500
	РВСП-7500
	РВС-10000
	РВСП-10000
	РВС-20000
	РВСП-20000
	РВС-30000
	РВСП-30000
	РВСПА-50000
	РВСПК-50000

7.6.2 Технологический процесс зачистки резервуара от донных отложений включает следующие операции:

а) откачка остатков нефти из резервуара через сифонный кран или зачистную задвижку;

б) лабораторный контроль содержания углеводородов в остатках нефти и донных отложениях в зачищаемом резервуаре;

в) для резервуаров типа РВСП – заполнение резервуара водой до уровня 2,5 м (для обеспечения всплытия понтона и перевода стоек в ремонтное положение);

г) вскрытие люков-лазов второго (третьего) пояса, замер концентрации паров углеводородов в надпонтонном пространстве, при необходимости дегазация с применением естественной и принудительной вентиляции до снижения ПДК углеводородов ниже
300 мг/м³, для бензинов – ниже 100 мг/м³; для ДТ, ТС-1– ниже 300 мг/м³;

д) перевод стоек понтона, ПК из эксплуатационного положения в ремонтное положение;

е) откачка воды с нефтью (нефтепродуктом) из резервуара в дополнительный резервуар или в технологический трубопровод с применением сепараторов;

ж) предварительная дегазация путем пропарки или вентиляции (естественной или принудительной) резервуара;

и) при необходимости, демонтаж устройств размыва донных отложений «Диоген» с целью предотвращения повреждения уплотнения во время последующей зачистки резервуара, включая пескоструйную обработку внутренней поверхности металлоконструкций резервуара;

к) зачистка (размыв, мойка, в том числе с использованием ПАВ, или пропарка внутренней поверхности резервуара) от донных отложений;

л) разделение воды и нефти (нефтепродукта) с использованием сепаратора или дополнительной емкости отстойника, закачка нефти (нефтепродукта) в действующий резервуар или технологический трубопровод и сброс воды в систему промышленной канализации;

м) замер объема твердых донных отложений;

н) дозачистка резервуара скребками из искробезопасного материала;

п) лабораторный контроль содержания углеводородов в твердых донных отложениях, оставшихся в резервуаре после мойки и откачки;

р) промывка твердых донных отложений с содержанием углеводородов более 15 % с помощью ТМС с применением ПАВ или органических растворителей с целью снижения содержания в них углеводородов до концентрации не более 15 %. Используемые при выполнении указанных работ вещества не должны ухудшать показатели качества нефти (нефтепродукта) согласно ГОСТ Р 51858, ГОСТ 1510, РД-23.040.00-КТН-089-14;

с) разделение воды и нефти (нефтепродукта) с использованием сепаратора или дополнительной емкости отстойника, закачка нефти (нефтепродукта) в действующий резервуар или технологический трубопровод и сброс воды в систему промышленной канализации;

т) удаление из резервуара твердых донных отложений;

у) отделение нефти (нефтепродукта) и воды от твердых донных отложений с использованием оборудования типа центрифуги (при необходимости, для снижения концентрации углеводородов в твердых донных отложениях менее 15 %), с последующей закачкой нефти (нефтепродукта) в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации;

ф) зачистка канализационных колодцев резервуара от остатков нефтяных загрязнений, образовавшихся в процессе эксплуатации и при зачистке резервуара с оформлением акта в соответствии с приложением В;

х) лабораторный контроль содержания углеводородов в твердых донных отложениях после промывки и замер объемов нефтешлама, подлежащего утилизации с составлением акта;

ц) вывоз и утилизация нефтешламов (при необходимости);

ш) контроль качества зачистки внутренней поверхности резервуара и проверка концентрации паров углеводородов в резервуаре после зачистки.

7.6.3 Предварительная дегазация резервуара

7.6.3.1 Предварительная дегазация резервуара осуществляется путем естественной или принудительной вентиляции до снижения концентрации паров углеводородов менее
2,1 г/м³ внутри резервуара с нефтью, ТС-1, менее 3,46 г/м³ внутри резервуара с ДТ, и менее 1,63 г/м³ внутри резервуаров с бензинами.

7.6.3.2 Открытие люков на резервуарах при проведении дегазации производить в следующей последовательности:

- для РВС – два световых люка на крыше с установкой газоотводных труб, люк-лаз на первом поясе с установкой воздуховода от вентилятора, все остальные люки на стенке и крыше резервуара закрыты;

- для РВСП – два световых люка на крыше с установкой газоотводных труб, люки-лазы на втором (третьем) поясе для вентиляции надпонтонного пространства, люк-лаз на первом поясе с установкой воздуховода от вентилятора, все остальные люки на стенке и крыше резервуара закрыты;

- для РВСПК – люки-лазы на втором (третьем) поясе, два люка на ПК, люк-лаз на первом поясе с установкой воздуховода от вентилятора, все остальные люки на стенке и крыше резервуара закрыты;

- для РВСПА – демонтаж центрального вентиляционного патрубка на крыше с установкой газоотводной трубы, люки-лазы на втором и третьем поясе для вентиляции надпонтонного пространства, люк-лаз на первом поясе с установкой воздуховода от вентилятора, все остальные люки на стенке и крыше резервуара закрыты.

7.6.3.3 Схемы с указанием точек замеров концентрации углеводородов нефти (нефтепродукта) при естественной и принудительной вентиляции резервуара приведены в приложениях:

- для РВС – приложение Э;

- для РВСП – приложение Ю;

- для РВСПК – приложение Я;

- для РВСПА – приложение 1;

- для каре резервуара – приложение 2.

7.6.3.4 Схемы с указанием точек замеров концентрации паров нефти (нефтепродукта) при зачистке резервуара приведены в приложениях:

- для РВС – приложение 3;

- для РВСП – приложение 4;

- для РВСПК – приложение 5;

- для РВСПА – приложение 6;

- для каре резервуара – приложение 2.

7.6.3.5 При естественной или принудительной вентиляции резервуара замеры концентрации паров углеводородов в каре резервуаров производятся не реже 1 раза в час.

7.6.3.6 Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию (принудительную и естественную) резервуара при скорости ветра менее 1 м/с.

7.6.3.7 Естественное поступление воздуха в резервуар и выход из него паров углеводородов не должны приводить к превышению концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ в каре резервуара с нефтью, ТС-1, более 3,46 г/м³ в каре резервуара с ДТ, и более 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами. Замеры концентрации паров необходимо выполнять переносными газоанализаторами. При превышении концентрации производительность подачи воздуха должна быть снижена путем частичного перекрытия люка-лаза на первом поясе.

7.6.3.8 При принудительной вентиляции прекратить (снизить) подачу воздуха до снижения концентрации паров углеводородов в каре зачищаемого резервуара с нефтью, ТС-1 менее 2,1 г/м³ , с ДТ менее 3,46 г/м³ и менее 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами. Замеры концентрации паров необходимо выполнять переносными газоанализаторами.

7.6.3.9 Результаты замеров концентрации паров углеводородов при естественной или принудительной вентиляции (аэрации) заносятся в приложение к наряду-допуску.

7.6.3.10 Нахождение рабочего персонала на ПК резервуара РВСПК при проведении работ по дегазации запрещено.

7.6.3.11 Предварительная дегазация резервуара путем естественной вентиляции

При концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти, ТС-1 более 2,1 г/м³, для ДТ более 3,46 г/м³ и более 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами произвести естественную вентиляцию для снижения концентрации паров углеводородов. Замеры концентрации паров необходимо выполнять переносными газоанализаторами.

Естественная вентиляция (аэрация) при концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти, ТС-1 более 2,1 г/м³, для ДТ более 3,46 г/м³ и более 1,63 г/м³ в резервуаре с бензином проводится через газоотводные трубы высотой 2 м, установленные на световые люки, в соответствии с приложениями Э – Я и приложением настоящего документа.

Газоотводные трубы применяются двух видов – металлические, либо выполненные из неметаллического материала. Неметаллические газоотводные трубы с объемным сопротивлением более 1·10⁷ Ом/м должны быть обвиты медной проволокой сечением не менее 6 мм² с шагом витка не более 0,1 м.

Диаметр газоотводной трубы должен соответствовать диаметру люка. В боковой стенке газоотводной трубы должно быть технологическое отверстие с заглушкой для замера концентрации паров углеводородов.

В процессе вентиляции определяется концентрация паров углеводородов на выходе ГВС из резервуара. Периодичность замера концентрации паров углеводородов каждые 2 ч.

Если по истечении 2 ч после прекращения вентиляции концентрация паров углеводородов в резервуаре для нефти, ТС-1 не превысит 2,1 г/м³, для ДТ 3,46 г/м³ и
1,63 г/м³ в резервуаре с бензином, процесс дегазации считать законченным.

При установке газоотводных труб на световые люка на крыше остальные люка на крыше и стенке резервуара должны быть закрыты.

Вскрытие люков-лазов первого пояса в резервуарах типа РВС и на втором (третьем) поясах резервуаров типа РВСП, РВСПА производить при достижении значения концентрации паров углеводородов, замеренной на газоотводных трубах, менее 8 г/м³ в точках в соответствии приложениями Э – Я и приложением 1 настоящего документа. Замеры концентрации паров необходимо выполнять переносными газоанализаторами. При вскрытии люков обеспечить контроль за исправным состоянием шунтирующих перемычек и заземления.

Вскрытие люков-лазов на первом поясе резервуаров типа РВСП, РВСПА производить при достижении значения концентрации паров углеводородов, замеренной внутри резервуара в районе люков-лазов на втором (третьем) поясах, менее 8 г/м³ в точках в соответствии с приложениями Э – Я и приложением 1 настоящего документа. Замеры концентрации паров необходимо выполнять переносными газоанализаторами.

Вскрытие люков-лазов на втором (третьем) поясах резервуаров типа РВСПК производить при достижении значения концентрации паров углеводородов, замеренной внутри резервуара на высоте кольцевой площадки, менее 8 г/м³ в точках в соответствии с приложением Я.

Вскрытие смотровых люков на ПК резервуара типа РВСПК производить при достижении значений концентрации паров углеводородов, замеренной внутри резервуара в районе люков-лазов на втором (третьем) поясах, менее 2,1 г/м³ для резервуара с нефтью,
ТС-1, менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и менее 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами в точках в соответствии с приложением Я.

Вскрытие люков-лазов на первом поясе резервуаров типа РВСПК производить при достижении значения концентрации паров углеводородов, замеренной внутри резервуара под крышей через смотровые люки на расстоянии 1,5 м от верха крыши, менее 8 г/м³ в точках в соответствии с приложением Я. При вскрытии люков обеспечить контроль за наличием и целостностью шунтирующих перемычек и заземления.

По окончании естественной вентиляции необходимо через люк-лаз замерить концентрацию паров углеводородов, точки замеров при этом должны быть на расстоянии
0,5 м от стенки резервуара и на высоте 0,1 м от донных отложений. Замеры концентрации производятся не менее, чем в двух точках.

При концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ для резервуара с нефтью,
ТС-1, менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и менее 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами принудительную вентиляцию не производить.

Если при проведении естественной вентиляции в течение одних суток концентрация паров углеводородов не снизится до 2,1 г/м³ для резервуара с нефтью,
ТС-1, до 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и до 1,63 г/м³ для резервуара с бензинами необходимо начать принудительную вентиляцию.

Выход паров углеводородов из резервуаров типа РВСПК в атмосферу должен осуществляться через смотровые люки в количестве 2 шт.

7.6.3.12 Предварительная дегазация путем принудительной вентиляции

Принудительная вентиляция резервуаров осуществляется с помощью взрывобезопасного вентилятора, устанавливаемого на люк-лаз первого пояса с приводом от электродвигателя во взрывозащищенном исполнении 1ЕхdIIАТ3 в соответствии с требованиями ПУЭ. Вентилятор должен быть заземлен и установлен на заземленной металлической станине на расстоянии не менее 5м от стенки резервуара, крепление к станине должно быть выполнено на подкладках из резины или войлока. На входном фланце вентилятора должна быть установлена металлическая сетка с размером ячейки 25х25 мм.

При изготовлении воздуховода из неметаллического материала с объемным сопротивлением более 1·10⁷ Ом/м, воздуховоды должны быть обвиты медной проволокой сечением не менее 6 мм² с шагом витка не более 0,1 м с установленным обратным клапаном, изготовленным из искробезопасного материала.

Фланец воздуховода должен иметь отверстия, обеспечивающие болтовое крепление к фланцу люк-лаза.

Скорость подачи воздуха в резервуар при наличии в резервуаре концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ для резервуара для нефти и ТС-1, более 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ и более 1,63 г/м³ для резервуара с бензином должна быть от 2 до 10 м/с. После снижения в газовом пространстве концентрации паров углеводородов ниже 2,1 г/м³ для резервуара для нефти и ТС-1, ниже 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ и ниже 1,63 г/м³ для резервуара с бензином скорость воздуха увеличивается до 50 м/с.

Замер концентрации паров углеводородов в резервуаре осуществлять не реже 1 раза
в час.

Для выхода паров углеводородов при принудительной вентиляции резервуара использовать газоотводные трубы высотой два метра, установленные на световые люки резервуаров типа РВС, РВСП, РВСПА.

7.6.4 Пропарка резервуара с целью дегазации

7.6.4.1 Пропарка резервуаров проводится с целью дегазации водяным паром от ППУ, ПКУ.

7.6.4.2 Пропарка проводится не менее 24 ч и до достижения концентрации содержания паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1, менее 2,1 г/м³, не менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ и менее 1,63 г/м³ для резервуара с бензином.

7.6.4.3 Температура подаваемого в резервуар водяного пара и поверхности паропровода не должна превышать 120 °С.

7.6.4.4 При проведении пропарки резервуара предусмотреть демонтаж радарного уровнемера для возможности зачистки направляющей трубы и исключения возможности его повреждения.

7.6.4.5 При пропаривании резервуара пар необходимо подавать через люк-лаз, расположенный на первом поясе стенки.

7.6.4.6 Производительность подачи пара в резервуар и выход из него паров углеводородов не должны приводить к превышению концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ в каре резервуаров с нефтью и ТС-1, более 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ и более 1,63 г/м³ в каре резервуаров с бензинами.

7.6.4.7 Запорная арматура на трубопроводах подачи пара должна быть установлена с обеих сторон съемного участка.

7.6.4.8 Для выхода паров углеводородов при пропарке резервуара использовать газоотводные трубы высотой два метра, установленные ранее на световые люки резервуаров типа РВС, РВСП, РВСПА.

7.6.4.9 При концентрации паров углеводородов в резервуаре менее 2,1 г/м³ для нефти и ТС-1, менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ и менее 1,63 г/м³ в резервуаре для бензинов процесс дегазации паром прекращается. Если по истечении 2 ч концентрация паров углеводородов в резервуаре составит для нефти и ТС-1 менее 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ менее 3,46 г/м³ и менее 1,63 г/м³ в резервуаре для бензинов, то процесс дегазации считается законченным.

7.6.4.10 Пропарка резервуара, оборудованного системой подслойного пожаротушения, производится передвижной парогенерирующей установкой (ППУ, ПКУ) через узлы промывки СППТ.

7.6.4.11 Трубопроводы СППТ пропаривать и промывать поочередно,
для чего:

- закрыть задвижку на пенопроводе;

- снять предохранительную разрывную мембрану и заменить ее плоской заглушкой во фланцевом соединении;

- подключить ППУ для пропаривания, либо рукав от насоса для промывки с использованием ТМС;

- пропарить (промыть) трубопроводы;

- установить предохранительную разрывную мембрану вместо заглушки;

- открыть задвижку на пенопроводе.

7.6.4.12 Разогретые донные отложения должны быть откачены из резервуара.

7.6.4.13 При пропарке резервуара замеры концентрации паров углеводородов в каре резервуара производятся не реже 1 раза в час.

7.6.4.14 Результаты замеров концентрации паров углеводородов при пропарке заносятся в приложение к наряду-допуску.

7.6.5 Размыв донных отложений и мойка внутренней поверхности резервуаров водой

7.6.5.1 При зачистке резервуара замеры концентрации паров углеводородов производить возле открытых люков на стенке резервуара и в каре в соответствии с приложениями 2 – 6.

7.6.5.2 Размыв донных отложений и последующая мойка внутренней поверхности должны производиться только при концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1 не более 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ не более 3,46 г/м³ и в резервуаре для бензинов – не более 1,63 г/м³.

7.6.5.3 Расстановка и монтаж оборудования производится в соответствии с планом расстановки оборудования и технологической схемой процесса мойки, определенной в ППР, с учетом обеспечения размыва наиболее удаленных зон.

7.6.5.4 Подача воды осуществляется под слой донных отложений струей воды под давлением не более 4 кгс/см². Откачка размытых отложений вместе с водой, при наличии технологической возможности, производится в дополнительный резервуар, в том числе аварийного сброса, временно выведенный из эксплуатации на период проведения работ по зачистке резервуара, или, при отсутствии возможности, в технологический трубопровод через емкость-отстойник.

7.6.5.5 При использовании емкости-отстойника предусмотреть использование воды в замкнутом цикле, а именно: при достижении в отстойнике количества воды, необходимого для выполнения операций по зачистке резервуара (определяется в ППР), прекратить подачу воды из внешних источников и использовать воду из емкости-отстойника для ее подачи в размываемый резервуар.

По окончании работ по мойке внутренней поверхности резервуаров водой, после разделения фракций, выполнить следующие операции:

- дренирование воды через сифонный кран в систему промышленной канализации;

- откачку нефти (нефтепродукта) из резервуара в технологические трубопроводы НПС (ЛПДС, ПНБ).

7.6.5.6 Мойку внутренней поверхности резервуара вести с одновременной откачкой смеси нефти (нефтепродуктов) и воды.

7.6.5.7 Мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара для нефтепродуктов

Мойка внутренних поверхностей зачищаемого резервуара для нефтепродуктов производится после удаления из него технологического остатка нефтепродукта.

Мойка внутренних поверхностей резервуара для нефтепродуктов осуществляется в следующем порядке:

- после дегазации резервуара производится замер концентрации паров нефтепродукта в резервуаре;

- если концентрация паров не более 1,63 г/м³, разрешается вскрытие люка-лаза резервуара для монтажа моечного оборудования;

- расстановка и монтаж моечного оборудования производится с учетом технологической схемы процесса мойки, обеспечением размыва наиболее удаленных зон.

7.6.5.8 Мойка осуществляется водоструйным способом путем гидравлического воздействия на слой нефтепродукта высоконапорной струи моющей жидкости, создаваемой насосом и моечной машинкой-гидромонитором.

7.6.5.9 Комплект оборудования для мойки внутренних поверхностей резервуара включает:

- моющие машинки-гидромониторы для осуществления водоструйной промывки внутренних поверхностей резервуара;

- насосы для подачи моющей жидкости (техническая вода) на гидромониторы и откачки промывочных вод из зачищаемого резервуара в резервуары-отстойники;

- резервуар с подогревом для промывочной воды;

- резервуары-отстойники для сбора и очистки промывочных вод;

- трубопроводы для подачи и откачки промывочных вод из зачищаемого резервуара.

7.6.5.10 Параметры гидромонитора выбирают из условия создаваемого им давления (от 0,5 до 1,0 МПа) так, чтобы длина моющей струи могла обеспечить промывку всей внутренней поверхности резервуара с минимальным количеством перестановок в резервуаре.

7.6.5.11 Продолжительность и количество циклов мойки внутренней поверхности резервуара зависит от степени ее загрязненности, объема и конструкции резервуара (с понтоном, без понтона).

7.6.5.12 В качестве насосов для подачи моющей жидкости на гидромониторы и откачки продуктов промывки из зачищаемого резервуара в резервуары-отстойники могут быть использованы центробежные насосы, вакуумные установки и гидроэжекторы.

7.6.5.13 В качестве моющей жидкости рекомендуется использовать техническую воду с температурой от 75 °С до 85 °С для вязких нефтепродуктов; с температурой от 65 °С до 75 °С – для маловязких нефтепродуктов; без подогрева или с подогревом от 35 °С до 40 °С (только в осенне-весенний период года) – для светлых нефтепродуктов (бензины, реактивное и ДТ).

7.6.5.14 При превышении концентрации паров углеводородов в резервуаре для нефти и ТС-1 более 2,1 г/м³, в резервуаре для ДТ более 3,46 г/м³ и в резервуаре для бензинов – более 1,63 г/м³, мойку резервуара необходимо прекратить, рабочий персонал вывести из резервуара, произвести принудительную или естественную вентиляцию для снижения концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти и ТС-1, менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ в резервуаре для бензинов, после чего повторно приступить к мойке резервуара.

7.6.5.15 Различают следующие технологии мойки резервуаров:

- мойка резервуаров с установкой гидромониторов в центральном люке крыши резервуара без понтона в целях мойки верхних участков корпуса и днища и в люк-лазе первого пояса в резервуарах типа РВС и РВСП;

- мойка резервуара с помощью устройства механизированной мойки, которое вводится через люк-лаз резервуара.

В резервуаре с понтоном подпонтонное пространство, учитывая ограниченную высоту, может промываться с помощью устройства механизированной мойки, которое вводится в резервуар через люк-лаз. Надпонтонное пространство промывают с установкой гидромониторов в центральном люке крыши резервуара или на люк-лазе во втором (третьем) поясе стенки.

7.6.5.16 Все технологические операции должны выполняться с соблюдением требований ППР и экологической безопасности процесса, оборудование должно быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами. Мойка проводится персоналом в изолирующих противогазах с принудительной подачей воздуха.

7.6.5.17 В процессе мойки внутренней поверхности резервуара и откачки донных отложений осуществляется контроль: за давлением воды на подающей линии и линии откачки, за техническим состоянием оборудования, трубопроводов и рукавных линий, за концентрацией паров углеводородов, которая должна быть менее 2,1 г/м³ внутри резервуара для нефти, ТС-1, не менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ внутри резервуара для бензинов. При превышении концентрации паров углеводородов более 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти, ТС-1, более 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и более 1,63 г/м³ в резервуаре с бензином мойку резервуара необходимо прекратить, рабочий персонал вывести из резервуара, произвести принудительную или естественную вентиляцию для снижения концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ для резервуара для нефти, ДТ, ТС-1 и менее 1,63 г/м³ для резервуара с бензином, после чего повторно приступить к мойке резервуара.

7.6.5.18 При содержании в твердых донных отложениях более 15 % углеводородов производят их промывку водой с ТМС (органическими растворителями) для снижения концентрации углеводородов менее 15 %.

7.6.5.19 Откачку водонефтяной смеси производят с разделением воды и нефти (нефтепродукта) с использованием сепаратора или дополнительной емкости – отстойника, с последующей закачкой нефти (нефтепродукта) в действующий резервуар или технологический трубопровод и сбросом воды в систему промышленной канализации.

7.6.5.20 Дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм

После промывки внутренних поверхностей зачищаемого резервуара на днище остается в небольшом количестве невыбираемый при выкачке из него с промывочной водой технологический остаток нефти (нефтепродукта).

Окончательная зачистка внутренней поверхности, конструкций и оборудования внутри резервуара осуществляется пропаркой влажным паром с применением переносных пароэжекторов или водой.

Скорость подачи паровоздушной струи в резервуар при наличии в резервуаре взрывоопасных концентраций должна быть от 2 до 10 м/с. После снижения в газовом пространстве концентрации паров углеводородов ниже 2,1 г/м³ в резервуаре для нефти, ДТ и ТС-1, менее 3,46 г/м³ в резервуаре для ДТ и менее 1,63 г/м³ внутри резервуара для бензинов скорость паровоздушной струи может быть увеличена до 50 м/с.

Пропариваются трубопроводы, оборудование внутри резервуара, недостаточно очищенные участки внутренней поверхности резервуара. Остатки отложений откачиваются насосным агрегатом. Персонал может находиться в резервуаре в шланговых противогазах с принудительной подачей воздуха только при концентрации паров нефтепродукта в резервуаре ниже 2,1 г/м³.

7.6.5.21 Дозачистка и удаление продуктов очистки из резервуара проводится вручную искробезопасными инструментами. Продукты дозачистки, вынесенные из резервуара, вывозятся в место утилизации, согласованное с органами экологического контроля и пожарной охраны. Ежедневно заносится в журнал количество донных отложений, удаленных из резервуаров и вывезенных с территории ПС.

7.6.5.22 Дозачистка с удалением твердых донных отложений из резервуара проводится вручную искробезопасным инструментом. Нефтешлам, удаляемый из резервуара, складировать только в отдельно стоящую герметичную емкость (установленную за каре резервуара, для недопущения загрязнения рабочей зоны). Нефтешлам, передаваемый подрядчику согласно контракту, утилизируется или вывозится на утилизацию в соответствии с договором между подрядчиком и организацией, имеющей лицензию на транспортировку и утилизацию нефтешламов.

7.6.5.23 Окончательная зачистка внутренней поверхности резервуара осуществляется пропаркой водяным паром с ручными направляющими подачи пара или водой. Зачищаются трубопроводы системы размыва, оборудование внутри резервуара, участки внутренней поверхности резервуара. Остатки донных отложений откачиваются. Персонал может находиться в резервуаре только при концентрации паров углеводородов менее 2,1 г/м³ для резервуара с нефтью, ТС-1, менее 3,46 г/м³ для резервуара с ДТ, и менее 1,63 г/м³ для резервуаров с бензинами. Пропарка или мойка растворами ТМС производится в соответствии с требованиями производителей ЛКМ антикоррозионного покрытия резервуара.

7.6.5.24 Количество донных отложений, удаленных из резервуара, закаченных в резервуары, трубопровод, емкость-отстойник, вывезенных с территории НПС (ЛПДС, ПНБ) ежедневно заносится в журнал, оформленный в соответствии с приложением Ф. Журнал прошивается и скрепляется печатью, после окончания работ по зачистке резервуара включается в состав исполнительной документации, срок хранения – 5 лет.

7.6.5.25 Трубопроводы подачи воды в резервуар должны быть изготовлены из искробезопасного материала и должны быть заземлены, а неметаллические рукава должны иметь защиту от статического электричества: обвиты медной проволокой сечением не менее 6 мм² с шагом витка не более 0,1 м и заземлены на вводе в каре к заземляющему устройству НПС (ЛПДС, ПНБ) и, повторно, через каждые 20 м. Один конец проволоки соединяется с гидромонитором, а другой с общим контуром заземления резервуара (переходное сопротивление не более 0,05 Ом). Применяемые при зачистке резервуара инструмент и оборудование должны быть взрывозащищенными и искробезопасными.

7.6.5.26 Запорная арматура на трубопроводах подачи воды должна быть установлена с обеих сторон съемного участка.

7.6.5.27 При температуре окружающего воздуха при производстве работ по зачистке менее 0 °С, размыв донных отложений и мойку внутренних поверхностей резервуара водой проводить запрещено без проведения мероприятий, обеспечивающих работу оборудования и трубопроводов при отрицательных температурах.

7.6.5.28 Работы по зачистке внутренней поверхности резервуара при температуре окружающего воздуха ниже 0 ºС осуществляются с применением пара.

7.6.5.29 Во время откачки донных отложений производить постоянный контроль за состоянием оборудования. На время приостановки работ по откачке донных отложений (в том числе в ночное время суток) необходимо полностью удалить нефтяную эмульсию из трубопроводов, насосных агрегатов и запорной арматуры путем слива нефтяной эмульсии и воды, а также отключить электропитание оборудования в ЩСУ. В случае замерзания нефтяной эмульсии, воды в оборудовании, трубопроводе необходимо провести полную разборку, очистку и разогрев линии паром за территорией НПС (ЛПДС, ПНБ) и повторную сборку линии откачки.

7.6.5.30 Предусмотреть теплоизоляцию трубопроводов и запорной арматуры, обеспечить очистку патрубков сифонных кранов выведенного резервуара после завершения работ по откачке от остатков нефти (нефтепродукта).

7.6.5.31 При выполнении работ по зачистке внутренней поверхности стенки резервуара типа РВСПК разрешается применять в качестве рабочей площадки верхнюю поверхность ПК.

7.6.5.32 Зачистка внутренней поверхности стенки резервуара типа РВСПК осуществляется по поясам с использованием воды и пара, искробезопасного инструмента.

7.6.5.33 После зачистки верхнего пояса стенки произвести откачку резервуара (спуск ПК) для зачистки следующего пояса. Во время проведения операции слива нефти из резервуара типа РВСПК нахождение людей на крыше запрещено.

7.6.6 Контроль качества зачистки резервуара от донных отложений

7.6.6.1 Контролю качества зачистки подлежит внутренняя поверхность резервуара (днище, стенка, крыша, понтон, ПК, трубопроводы, оборудование системы размыва, СППТ, ПРУ, направляющие понтона, ПК и уровнемера).

7.6.6.2 Величину остаточной пожарной нагрузки на внутренней поверхности стенки и днища резервуара, нижней поверхности понтона или ПК определять весовым способом путем соскабливания с площади 1 м² твердого остатка в пакет. Отбор проб остаточной пожарной нагрузки произвести не менее, чем в пяти точках центральной части днища и на расстоянии не более одного метра от уторного уголка и в шести противоположных точках стенки резервуара на высоте 1, 2 и 3 м от днища.

7.6.6.3 Собранный с поверхности остаток нефти и нефтепродуктов необходимо взвесить вместе с пакетом на весах (классом точности 0,5 г). Величина остаточной пожарной нагрузки в любой точке внутренней поверхности резервуара не должна превышать 100 г/м².

7.6.6.4 Результаты контроля остаточной пожарной нагрузки должны быть оформлены актом в соответствии с приложением 7. Неотъемлемой частью акта контроля качества зачистки от донных отложений является схема в соответствии с приложением 8 с указанием мест отбора проб на остаточную пожарную нагрузку.

7.6.6.5 Концентрация паров углеводородов в любой точке резервуара для нефти, ДТ, ТС-1 не должна превышать 0,3 г/м³, для резервуаров из-под бензинов – 0,1 г/м^3.

7.6.6.6 Замер концентрации паров углеводородов проводится в следующих точках:

- стенка резервуара через каждые 10 м;

- трубопровод систем пожаротушения;

- сопла стационарной размывающей системы;

- ПРУ;

- трубопровод аварийного сброса давления;

- направляющая понтона или ПК, уровнемера;

- короба понтона или ПК.

7.6.6.7 Процесс зачистки считается законченным при выполнении следующих условий:

- концентрации паров углеводородов в любой точке резервуара для нефти, ДТ,
ТС-1 менее 0,3 г/м³, для резервуаров из-под бензинов – менее 0,1 г/м³;

- величина остаточной пожарной нагрузки в любой точке внутренней поверхности резервуара не превышает 100 г/м².

7.6.7 Дополнительные требования к контролю качества зачистки резервуаров для нефтепродуктов

7.6.7.1 Требования к зачистке резервуара при смене сорта определяются необходимостью обеспечения сохранения качества вновь наливаемого нефтепродукта согласно ГОСТ 1510.

7.6.7.2 При выполнении технического диагностированию резервуаров особые требования предъявляются к зачистке:

- узла сопряжения стенки с днищем резервуара;

- сегментов или окраек, примыкающих к стенке с внутренней стороны резервуара;

- вертикальных стыков трех нижних поясов стенки резервуара;

- узла крепления центральной стойки к днищу.

7.6.7.3 Для обеспечения пожаровзрывобезопасности проведения огневых работ в резервуаре необходимо, чтобы в результате дегазации внутренней поверхности резервуара достигнутая концентрация паров нефтепродуктов в любой точке не превышала ПДК. ПДК при выполнении внутри резервуара ремонтных работ определяется согласно ГОСТ 12.1.044.

7.6.7.4 Чистота внутренних поверхностей резервуара после зачистки оценивается, исходя из назначения зачистки и требований указанных в таблице 7.5.

Таблица 7.5 – Требования, предъявляемые к резервуарам после проведения зачистки