Резервуары для нефти и нефтепродуктов

- центральная часть днища;

- настил стационарной крыши;

- понтон;

- плавающая крыша.

К комплектующим конструкциям относят конструкции, обеспечивающие выполнение технологических операций и дополнительных требований технологического проекта резервуара в части надежности эксплуатации и пожарной безопасности:

- конструкции для обслуживания пеногенераторов;

- кронштейны трубопроводов пожаротушения и орошения;

- зумпф (приямок) зачистки донных осадков;

- придонный очистной люк;

- люки и патрубки;

- вспомогательные металлические конструкции: лестницы (шахтные, винтовые, маршевые, катучие), площадки, ограждения и другие;

- другие конструкции по заданию заказчика.

По проектам серии ТП 704/1 в прошлом резервуары для нефти и нефтепродуктов сооружали в основном трех типов по конструкции:

- цилиндрические резервуары со стационарной конической щитовой крышей (РВС), а при наличии в них понтона принято сокращение РВСП;

- цилиндрические резервуары со стационарной сферической щитовой крышей (с понтоном или без него);

- цилиндрические резервуары с плавающей крышей (РВСПК).

Конические крыши применялись для РВС вместимостью до 5000 м³ включительно, а сферические -- 10000 м³ и более. В принципе, плавающие крыши могут быть использованы для РВС любой вместимости. На практике они наиболее эффективно используются для РВС объемом 10000 м³ и более.

- полотнища днища, стенки, настила стационарной крыши, мембранной части понтона и плавающей крыши собирают из листового проката размерами 1500 х 6000 мм;

- основной способ сооружения этих резервуаров -- индустриальный, с предварительным изготовлением полотнищ, укрупненных конструкций и узлов в заводских условиях;

- стенка резервуара -- многопоясная, с соединением листов в поясах, поясов между собой встык на сварке; лишь в самый начальный период сооружения типовых РВС применялось нахлесточное (телескопическое) соединение поясов между собой;

- стационарные крыши предусматривают несущими, из щитов трапециевидной формы в плане, изготавливаемых на заводе;

- минимальная толщина стенки по поясам принята равной 4 мм по соображениям обеспечения нормальных условий сварки; смежные пояса стенки толщиной от 5 до 20 мм могут иметь разницу толщины не более 2 мм;

- в стенках всех типов резервуаров устраивают определенное число люков-лазов и патрубков, места их установки усиливают накладками (воротниками);

- для резервуаров объемом 10000 м³ и более, сооружаемых в районах с высокой ветровой нагрузкой, предусматривают кольца жесткости для обеспечения устойчивости стенки. Необходимость их установки определяется расчетами.

Основные размеры всех типов РВС рекомендуется принимать с учетом требований заказчика, условий компоновки резервуаров на площадке строительства, условия минимума веса корпуса с учетом эксплуатационных требований по диаметру и высоте стенки.

- резервуары со стационарном крышей и понтоном или плавающей крышей;

- резервуары со стационарной крышей без понтона, оборудованные устройством газовой обвязки (ГО) и установкой улавливания легких фракций (УЛФ);

б) с давлением насыщенных паров менее 26,6 кПа, а также температурой вспышки свыше 61 °С (мазут, дизельное топливо, бытовой керосин, битум, гудрон, масла, пластовая вода) применяются резервуары со стационарной крышей без ГО.

Основные параметры, обеспечивающие надежность резервуара:

а)характеристики сечений основных несущих и ограждающих конструкций, свойства стали;

б)качество сварных соединений;

в)допуски при изготовлении и монтаже элементов конструкций.

Конструкция резервуаров со стационарной крышей должна быть пригодной для подключения к установке сбора и утилизации парогазовой фазы и установке защиты инертным газом и ГО.

Главным требованием к основным несущим конструкциям является обеспечение прочности и устойчивости корпуса РВС в целом. Номинальную толщину всех листовых элементов РВС принимают по ГОСТ 19903 и расчетам с учетом минусового допуска на прокат и припуска на коррозию.

Днища резервуаров должны быть коническими с уклоном к центру или от центра. Для резервуаров объемом до 1000 м³ включительно допускается монтаж плоских днищ. Толщина листов днища резервуаров объемом 1000 м³ и менее должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Днища резервуаров объемом от 2000 м³ и выше должны иметь центральную часть и утолщенную кольцевую окрайку. Толщина листов центральной части днища должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Номинальная толщина листов окрайки днища должна быть не менее 6 мм. Выступ листов окрайки из-под стенки резервуара должен быть не менее 50 и не более 100 мм [2, 3, 4, 5].

Для листов окрайки должна применяться та же марка стали, что и для нижнего пояса стенки, или соответствующего класса прочности при условии обеспечения их свариваемости. Номинальную толщину и минимальную ширину листа окрайки от внутренней поверхности стенки до сварного шва прикрепления центральной части днища к кольцу окрайки определяют расчетом. При этом минимальное расстояние от стенки до сварного шва должно быть не менее 600 мм.

Центральную часть днища допускается сооружать из отдельных листов или рулонированных полотнищ. Листы или полотнища центральной части днища сваривают с кольцом окрайки внахлест (шириной не менее 60 мм) сплошным угловым швом сверху.

Вертикальные соединения листов стенки должны быть сварными стыковыми с двусторонними швами. Вертикальные соединения листов на смежных поясах стенки должны быть смещены друг относительно друга на расстояние не менее 10t (где t -- толщина нижележащего пояса стенки). Горизонтальные соединения листов следует выполнять сварными стыковыми с двусторонними швами. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается в проектной документации.

Для РВС вертикальные оси поясов располагают по одной вертикальной линии; для РВСП и РВСПК пояса стенки совмещают по внутренней поверхности.

Для резервуаров с толщиной листов 1-го пояса стенки 20 мм и менее допускается сварное тавровое соединение стенки с днищем без разделки кромок. Размер катета углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки. Для резервуаров с толщиной листов более 20 мм необходимо применять сварное тавровое соединение с разделкой кромок.

Расчетные значения толщины листов каждого пояса определяют в соответствии с расчетами на прочность и устойчивость.

Для сейсмоопасных районов строительства проводят дополнительную проверку несущей способности стенки.

Минимальная конструктивная толщина стенки принимается в соответствии с таблицей 1.1.

Таблица 1.1 -- Минимальная конструктивная толщина стенки

Ребра жесткости на стенке резервуара. Стенка резервуара должна иметь основное кольцевое ребро жесткости, которое устанавливают в верхней части стенки.

В резервуарах со стационарной крышей основное кольцевое ребро жесткости должно одновременно служить опорной конструкцией для крыши. Основное кольцевое ребро жесткости может быть установлено снаружи или изнутри стенки.

Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками, расположенными по периметру отверстий. Без усиливающих накладок допускается установка патрубков с условным проходом не более 70 мм включительно при толщине стенки не менее 6 мм.

Минимальная площадь поперечного сечения накладки (в вертикальном направлении, совпадающем с диаметром отверстия) должна быть не менее произведения диаметра отверстия на толщину листа стенки резервуара. Толщину накладки принимают равной толщине стенки.

Усиление стенки в зоне врезки патрубков допускается выполнять установкой вставки (листа стенки увеличенной толщины).

Толщину стенки патрубка следует определять расчетом с учетом давления продукта и внешних силовых воздействий. Патрубки в стенку резервуара необходимо вваривать сплошным швом с полным проплавлением стенки.

Расстояние от внешнего края усиливающих накладок до оси горизонтальных стыковых швов стенки должно быть не менее 100 мм, а до оси вертикальных стыковых швов стенки или между внешними краями двух рядом расположенных усиливающих накладок патрубков -- не менее 250 мм.

Допускается перекрытие горизонтального шва стенки усиливающим листом приемораздаточного патрубка или люка-лаза условным проходом Dy 800-900 мм на величину не менее 150 мм от контура накладки. Перекрываемый участок шва должен быть проконтролирован радиографическим методом.

Конструктивные размеры патрубков должны быть не менее представленных в таблице 1.2.

Таблица 1.2-- Конструктивные размеры патрубков

Все резервуары оснащают люками-лазами, расположенными в 1-м поясе стенки, а резервуары с понтонами и плавающими крышами -- дополнительно люками-лазами, обеспечивающими выход на понтон или плавающую крышу. Условный проход люков-лазов должен быть не менее 600 мм. Номенклатуру и число патрубков и люков-лазов в стенке резервуара устанавливают в техническом задании на проектирование РВС.

Листы стенок толщиной 25 мм и более из стали с пределом текучести > 345 МПа, включающих в себя врезки патрубков Dy > 300 мм, должны быть термообработаны с последующим контролем сварных швов физическими методами [6, 2, 3].

Основными конструктивными элементами стального резервуара для нефтепродуктов РВС-20000мі (рисунок 1.1) со стационарной кровлей являются: стенка, щитовая кровля, днище, лестница, площадки, ограждения, люки и патрубки.

Рисунок 1.1 - РВС-20000мі

Технические характеристики резервуара РВС-20000мі представлены в таблице 1.3.

2. Состав оборудования РВС

2.1 Классификация оборудования и комплектующих конструкций резервуаров

Как уже отмечалось выше, все цилиндрические вертикальные стальные резервуары, как технические сооружения, состоят из конструктивных частей, соединенных в единое целое на сварке, а также комплекта оборудования и комплектующих конструкций. Последние в совокупности предназначаются для обеспечения надежности, удобных и безопасных условий эксплуатации резервуаров. Конкретный их перечень зависит от вида и физико-химических свойств хранимого продукта, района сооружения и эксплуатации, генерального конструктивного решения резервуара и других факторов.

Все разнообразие оборудования и комплектующих конструкций (О и КК) можно разделить на группы по конкретному их функциональному назначению (рисунок 1.6):

1) О и КК, предназначенные для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения и регулирования давления в газовоздушном пространстве: дыхательная и предохранительная арматура, диски-отражатели, газоуравнительная система трубопроводов (ГУС), газовая обвязка (ГО) (плавающие крыши и понтоны резервуаров не включены в эту группу ввиду того, что они относятся к конструктивным элементам резервуара, а также к ограждающим конструкциям по ГОСТ Р 52910-2008);

2) О и КК для осуществления сливоналивных операций: приемораздаточные патрубки (ПРП), приемораздаточные устройства с различными приводами, хлопушки на ПРП с перепуском и механизмы управления, подъемная труба с механизмом управления, фильтры и муфты сливные, клапаны приемные, узлы рециркуляции паров продукта, плавучие заборные устройства и всасывающие установки, подогреватели продукта в резервуаре и др.;

3)О и КК, используемые при техническом обслуживании и ремонте резервуаров: люки-лазы в стенке, световой, монтажный люки, патрубок монтажный на крыше, сифонный кран, водосливной кран, лестницы, площадки переходные и смотровые;

4)О и КК для проведения очистных операций: винтовые мешалки с электроприводом "Диоген" (устройство "Диоген"), устройство "Тайфун", стационарная разводка труб с размывающими соплами, придонный очистной люк в стенке, патрубок зачистной, зумпфы;

1 -- клапан дыхательный совмещенный КДС-3-1500; 2 -- клапан дыхательный механический КДМ; 3 -- клапан аварийный АК;

4 -- совмещенный механической дыхательный клапан СМДК; 5 -- клапан дыхательный механический КДМ-50; 6 -- патрубок вентиляционный ПВ; 7 -- люк замерный Л3; 8 -- люк монтажный ЛM; 9 -- люк световой ЛC; 10 --1 генератор пены средней кратности ГПСС; 11 -- пробоотборник плавающий резервуарный ПП; 12 -- пробоотборник стационарный резервуарный] органного типа ПСР ОТ; 13 -- пробоотборник стационарный секционный резервуарный ПСР; 14 -- механизм управления хлопушкой боковой МУ-1; 15 -- механизм управления хлопушкой верхний МУВ; 16 -- хлопушка ХП; 17 -- приемораздаточное устройство ПРУ; 18 -- кран сифонный КС; 19 -- люк-лаз ЛЛ; 20 -- приемораздаточный патрубок ПРП

Рисунок 2.1 -- Расположение основного оборудования на резервуарах для нефти и светлых нефтепродуктов со стационарной крышей

5)оборудование и приборы для контроля качества и количества продукта в резервуаре: местные и дистанционные измерители уровня, сигнализаторы максимального и аварийного уровней, а также минимального оперативного уровня, люк замерный на крыше, дистанционные и местные пробоотборники и др.

Перечень предусмотренного проектом О и КК может быть разделен на отдельные группы и по таким признакам, как:

1) по месту расположения (рисунок 1.6):

- О и КК, устанавливаемые на крышах;

- О и КК, устанавливаемые на стенке;

- О и КК, устанавливаемые внутри резервуаров;

- О и КК, устанавливаемые на территории резервуарного

марка;

2) по форме изготовления и поставки на монтаж:

- О и КК, изготовляемые на заводе резервуарных конструкций (так называемые "комплектующие изделия");

- оборудование, изготавливаемое на специализированных заводах по выпуску технологического оборудования, аппаратов и приборов для предприятий топливно-энергетического комплекса (заказное оборудование).

На каждом резервуаре и по резервуарному парку в целом создаются системы защиты и обеспечения работоспособности, в которые входят некоторые из вышеперечисленных видов О и КК, а также различные приборы и устройства (рисунок 2.1).

2.2 Основные требования к выбору и установке оборудования комплектующих конструкций

Выбор типа, марок оборудования с учетом их технических параметров и схемы расположения выполняется при разработке проектно-сметной документации, в частности, рабочего проекта. Как правило, на резервуарах устанавливают оборудование взрывозащищенном исполнении, сертифицированное в установленном порядке и допущенное к применению Ростехнадзором. При выборе типа и марок оборудования учитывают сроки их службы, указанные в техническом задании на проектирование резервуара обычно не менее 20 лет) [7, 8, 9, 10, 11].

При разработке схемы установки оборудования должно быть обеспечено удобство и доступность обслуживания, ревизии и ремонта, соблюдение нормативных минимальных расстояний от корпусов оборудования до сварных соединений на стенке и крыше.

Моста установки оборудования должны быть усилены в соответствии с проектом производства работ: на стенке -- усилительными накладками, на крыше -- установкой усилительных балок на каркасы под настилом или листовыми накладками. Монтаж всего комплекта оборудования должен быть завершен до начала приемочного контроля качества завершенных сварочно-монтажных работ и гидравлического испытания резервуара. Замена одного типа (марки) оборудования другим в процессе сооружения резервуара и peзервуарного парка возможна только с разрешения проектировщика после документального обоснования и официального внесения изменений в проект резервуара.

Типы и количество дыхательной арматуры определяют исходя из условия, чтобы суммарная их пропускная способность была равна производительности наполнения и опорожнения резервуара с учетом выделения газов и паров из поступающего в него продукта.

Все оборудование и комплектующие конструкции должны быть включены в общую схему заземления резервуара по установленным в проекте требованиям [7,12,13, 14, 15, 16, 17].

Основное назначение резервуарного оборудования (РО) заключается в обеспечении безопасности эксплуатации резервуара, его монологических трубопроводов, а также вспомогательных конструкций.

При проектировании и эксплуатации резервуаров учитываются внешние условия, негативно влияющие на его нормальное функционирование:

- климатические условия и их изменение (температура, ветровые, снеговые нагрузки и атмосферные осадки);

- геодезические изменения (просадка оснований резервуаров и опор технологических трубопроводов, сейсмическая активность);

- свойства продукта (пожаровзрывоопасность, испаряемость, вязкость, коррозионная агрессивность и др.).

Специфика применения конкретного типа резервуарного оборудования определяет необходимость учета:

- объема и типа резервуара;

- производительности приемораздаточных операций;

- оборачиваемости и условий эксплуатации;

- максимальной и минимальной температуры эксплуатации

- расположения резервуара относительно природных объектов (например, рядом с водными акваториями) и относительно других резервуаров.

При проектировании РО назначают материалы, из которых изготавливают оборудование, учитывают соответствие типа покрытия на элементах оборудования условиям эксплуатации, наличие или отсутствие в конструкции РО подвижных частей, обеспечение электрической безопасности (скорость движения продукта, заземление подвижных частей и прочее), взаиморасположение с другим оборудованием и срок эксплуатации. При использовании электрооборудования должна быть обеспечена надежность, взрывозащищенность электропривода.

Материалы РО должны быть стойкими к воздействию хранимых продуктов. РО относят к нестационарным (съемным) устройствам и, следовательно, допускается не назначать припуски на коррозионные повреждения элементов. Однако это требование не относится к комплектующим конструкциям резервуаров, закрепленных на резервуаре неразъемно. Использование РО в продуктах, содержащих некоторое количество воды с примесями солей, требует применения пар контактирующих материалов с близкими значениями электрохимических потенциалов для исключен развития контактной электрохимической коррозии. Кроме того не рекомендуется в таких условиях использовать сплавы с металлами с различными значениями электрохимических потенциал компонентов (например, алюминиевые сплавы на основе системы Al-Cu), так как при этом развиваются процессы межкристаллитной коррозии на границе зерен и фаз.

Для защиты коррозионно-стойких сталей с содержанием хрома более 12 % необходимо использовать более длительный отпуск, обеспечивающий выравнивание содержания хрома по зерну. Для защиты от электрохимической коррозии малолегированных сталей, в которых анодом служат зерна феррита, а катодом -- карбиды и окисленный феррит, применяют при изготовлении РВС лакокрасочные покрытия и протекторы (анодные барьеры). Простейшим примером применения протектора может быть использование крепежных элементов с кадмиевым покрытием в конструкциях дыхательных, предохранительных и аварийных клапанов, выполненных из алюминиевых сплавов. Также применяют изоляцию металлов в местах контакта или вводят ингибиторные добавки.

Основными требованиями к лакокрасочным покрытиям РО являются: стойкость к растворам и атмосфере паров хранимого продукта, срок службы не менее гарантийного срока эксплуатации РВС, минимальное электрическое сопротивление.

При использовании РВС для вязких нефтепродуктов требуется применение уплотнений, стойких к высокой температуре эксплуатации (маслобензостойкая резина, паронит и другие).

При наличии подвижных частей в конструкции РВС следует обеспечить искробезопасность в контактирующих частях.

Рекомендуется применять дыхательное и вентиляционное РВС с минимальным количеством горизонтальных полок и подвижных соединений в затворах для исключения скопления конденсата и льда, влияющего на пропускную способность оборудования.

Конструкции РВС должны быть удобны для монтажа и обслуживания (иметь малую массу, оптимальные размеры люков-лазов и монтажных люков, иметь минимальное количество съемных транспортных креплений и минимальное количество огнеопасных работ при монтаже). Монтаж сложного оборудования рекомендуется проводить в присутствии представителя производителя РВС для обеспечения качества монтажа и безопасной работы резервуара при дальнейшей эксплуатации. Все материалы, используемые при монтаже, должны иметь сертификаты качества, а работники, выполняющие монтаж, должны быть аттестованы. При монтаже все оборудование необходимо заземлить на общий контур заземления резервуара. После монтажа РВС необходимо проверить на работоспособность. Монтаж всего комплекта оборудования должен быть завершен до начала приемочного контроля и гидравлического испытания резервуара. При монтаже места установки РВС усиливают в соответствии с проектом: на стенке -- усиливающими накладками, на крыше -- установкой усиливающих балок под настилом или листовыми накладками.

При разработке и эксплуатации РВС учитывают требования, предъявляемые следующими нормативными документами: ГОСТ 12.2.044, ГОСТ Р 52659 (ГОСТ 31385), ГОСТ 2517, ГОСТ 13196, ПБ 03-605-03, ПБ 03-560-03, ПБ 03-563-03, ПБ 03-540-03, РД 34.23.601-96, РД 34.23.501-91, РД 153-39.4-0784)1, СТО-СА-ОЗ- 002-2009 и другие.

Перечень установленного на резервуаре РВС -20000 оборудования.

Приемораздаточные устройства:

- приемо-раздаточный патрубок ПРП-350, Ду=350мм, 2шт.;

- хлопушка резервная с перепуском - ХП-350, Ду=350мм, 2шт.;

- управление хлопушкой с перепуском (ручное управление) - 2шт.;

Дыхательная аппаратура:

- дыхательные и предохранительные клапана с огневым предохранителем в комплекте(каждый) НДКМ-250 - Зшт, КПГ-250-2шт.

Прочее оборудование:

- указатель уровня (уровнемер системы «КОР-ВОЛ») -1 комплект;

- сниженный пробоотборник пробоотборник - 1шт.;

- люк-лаз 1-ого пояса ЛЛ-500 Д=500мм - 2шт.;

- люк-лаз овальный 1-ого пояса ЛЛ размером 600 на 900 мм - 1шт.;

- люк световой ЛС -Ду=500мм - 2шт.;

- люк замерный ЛЗ-150 -1 шт.;

- кран сифонный СК-80 -1 шт.;

- пеногенератор ГПСС-2000 -З шт.;

- молниеприемники МП -1 шт (отдельно стоящее сооружение);

- шахтная лестница ШЛ-1шт.;

- площадка обслуживания пеногенератора - 3 шт.

3. Эксплуатация РВС - прием, хранение и отпуск продукта

Приемка нефтепродуктов по количеству должна производиться с соблюдением требований, предусмотренных инструкцией [18] 3.2. В случае выявления при приемке нефтепродуктов недостач, превышающих нормы естественной убыли, или излишков грузоотправителю предъявляется претензия или направляется уведомление об оприходованных излишках.

Претензия о выявленной недостаче должна быть направлена отправителю в установленные сроки. С претензией должен быть направлен акт о недостаче с приложением:

- копий сопроводительных документов или сличительной ведомости, то есть ведомости сверки фактического наличия нефтепродуктов с данными, указанными в документах отправителя;

- упаковочных ярлыков, вложенных в каждое тарное место;

- квитанции станции (пристани, порта) назначения о проверке массы груза, если такая проверка проводилась;

- пломб от тарных мест, в которых обнаружена недостача;

- подлинного транспортного документа (накладная, коносамент), а в случае предъявления получателем органу транспорта претензии, связанной с этим документом, - его копия;

- документа, удостоверяющего полномочия представителя, выделенного для участия в приемке;

- документа, содержащего данные о проведенных измерениях.

Если имеются основания для возложения ответственности за недостачу груза на органы транспорта, получатель обязан в установленном порядке предъявить претензию соответствующему органу транспорта.

Претензия не предъявляется, если при определении массы поступивших нефтепродуктов будет установлена недостача, которая после списания естественной убыли не превышает установленной нормы точности погрешности измерения.

Претензия поставщику или транспортной организации предъявляется в том случае, когда недостача нефтепродукта превышает сумму естественной убыли и норму погрешности измерения на сумму недостачи за минусом естественной убыли.

Претензия поставщику предъявляется во всех случаях превышения недостачи поступивших нефтепродуктов над естественной убылью, если поставщиком и получателем применялся равноценный метод измерения количества.

Приемка продукции по количеству проводится в точном соответствии со стандартами, техническими условиями, особыми условиями поставки, другими обязательными для сторон правилами, а также сопроводительным документом, удостоверяющим качество поставляемых нефтепродуктов.

При поступлении нефти и нефтепродуктов на нефтебазы, наливные пункты, магистральные нефтепродуктопроводы, АЗС под отчет материально ответственным лицам приходуется фактическое количество принятых ими нефти и нефтепродуктов.

3.1 Приемка нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов

Приемка нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих заводов и перевалка их на все виды транспорта осуществляется, как правило, перевалочными нефтебазами (наливными станциями).

Условия поставки нефтепродуктов нефтеперерабатывающими заводами перевалочным нефтебазам предусматриваются в заключаемых договорах. На нефтебазах и наливных пунктах, имеющих свои резервуары, масса принятых нефтепродуктов определяется представителями завода и нефтебазы в резервуарах нефтебазы, если трубопровод от завода до нефтебазы принадлежит заводу, а при перекачке по трубопроводу, принадлежащему нефтебазе, - по измерениям в резервуарах завода.). Нефтебазы и наливные пункты, не имеющие своих резервуаров, наливных эстакад и причалов, принимают нефтепродукты совместно с представителями завода в резервуарах завода и сдают их заводам на ответственное хранение. Принятая масса нефтепродуктов оформляется актом.

Налив нефтепродуктов на железнодорожных эстакадах и причалах заводов производится заводами по получении от нефтебаз письменного извещения, в котором указывается под какой нефтепродукт предназначены цистерны или суда. Масса отгружаемых нефтепродуктов определяется совместно представителями завода и перевалочной нефтебазы и оформляется актом. Все сопроводительные документы на отгружаемые нефтепродукты оформляются нефтебазой.

3.2 Приемка нефтепродуктов, поступивших железнодорожным транспортом

Приемка нефтепродуктов может проводиться маршрутами, отдельными партиями и одиночными цистернами. Масса нефтепродукта определяется грузополучателем по каждой цистерне. Масса нефтепродукта, измеренная объемно-массовым методом в железнодорожных цистернах, после слива должна быть сверена с массой в резервуаре.

При приемке нефтепродуктов необходимо:

- получить сопроводительные транспортные документы;

- проверить техническое состояние цистерн (вагонов), наличие пломб и оттисков на них, исправность сливных приборов и устройств.

Масса принятого нефтепродукта грузополучателем определяется в каждой цистерне равноценными методами, как и при отправке грузополучателем. Нефтепродукты, прибывшие в исправных цистернах с исправными пломбами грузоотправителя, а также без пломб, когда это предусмотрено "Правилами перевозок грузов", выдаются грузополучателю без проверки массы груза. При нарушении этих условий масса нефтепродукта проверяется представителем железной дороги совместно с грузополучателем.

3.20. В случае отсутствия документов на поданный под выгрузку нефтепродукт или несоответствия фактической массы его в железнодорожных цистернах, количества мест (бочек, бидонов и т.п.) в вагонах, наименования нефтепродукта данным, указанным в накладной, порчи нефтепродуктов составляется коммерческий акт. Приемка нефтепродуктов производится лицами, уполномоченными на то руководителем нефтебазы. Эти лица несут ответственность за строгое соблюдение правил приемки нефтепродуктов. На все поступившие нефтепродукты составляется акт приема. Акт составляется в день поступления нефтепродуктов и утверждается руководством нефтебазы не позднее чем на следующий день после его составления. Если приемка проводилась в выходной или праздничный день, акт приемки должен быть утвержден в первый рабочий день после выходного или праздничного дня.

Акт подписывается лицами, которые принимали участие в приемке нефтепродуктов. Лица, подписывающие акт, должны быть предупреждены об ответственности за достоверность данных, изложенных в нем.

Нефтепродукты из цистерн должны быть слиты полностью в соответствии с ГОСТ 1510-84. Для контроля за поступлением и оприходованием нефтепродуктов на нефтебазах ведется журнал учета поступивших.Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью. Количество листов в журнале заверяется подписью руководства нефтебазы.

Записи в журнале ведутся на основании транспортных и отгрузочных документов, актов приемки нефтепродуктов.

3.3 Приемка нефтепродуктов, поступивших водным транспортом

Масса нефтепродуктов при сливе из нефтеналивных судов определяется грузополучателем по измерениям в береговых резервуарах при наличии утвержденных территориальными органами Госстандарта градуировочных таблиц и длине береговых трубопроводов не более 2 км.

В соответствии с РД 50-190-80 в отдельных случаях по согласованию с территориальными органами Госстандарта допускается определение количества нефтепродуктов по измерению в береговых резервуарах по длине трубопровода более 2 км. При этом погрешность измерений массы не должна превышать +/- 0,5%, вместимость трубопровода диаметром до 400 мм не должна превышать 500 куб. м, диаметром 400 мм и более - 800 куб. м. Кроме измерений в резервуарах и отбора проб из них до и после их заполнения проводится также измерения в танках судов и отбор проб из них по ГОСТ 2517-80. Отобранные пробы из судна опечатываются представителями пароходства и нефтебазы и хранятся на нефтебазе до окончательной сдачи нефтепродукта вместе с капитанской пробой.

Способы определения массы нефтепродукта в пунктах выгрузки и погрузки должны быть равноценными. В тех случаях, когда грузоотправитель определял массу груза по измерениям в судне, грузополучатель кроме измерений в судне проводит измерения принятой массы нефтепродукта в резервуаре.

Независимо от длины трубопровода принятые из судов и отгружаемые нефтепродукты можно определять по счетчикам жидкости массовым или объемным способом, обеспечивающим погрешность измерения соответственно не более +/- 0,5% и +/- 0,25%. Остаток нефтепродукта после слива измеряется в танках судна совместно грузополучателем и представителем пароходства с оформлением акта.

Масса нефтепродуктов в береговых резервуарах и трубопроводах определяется до и после проведения операции. При определении массы нефтепродуктов в судах измеряется уровень и объем нефтепродукта в каждом танке судна аналогично измерениям в резервуарах. Если в пути следования нефтеналивного судна производится перевалка, паузка или частичная сдача нефтепродукта в промежуточных пунктах, то ее оформляют актом перевалки (паузки). Грузополучатель, получивший нефтепродукт при паузке, сообщает в 5-дневный срок о массе принятого нефтепродукта грузоотправителю и конечному грузополучателю.

По прибытии судна в конечный пункт назначения грузополучатель и представитель пароходства обязаны сверить общее количество сданного нефтепродукта в каждом пункте с массой, отгруженной по накладной грузоотправителя. По требованию получателя, заявленному до начала выгрузки, нефтепродукты принимаются с участием пароходства в случаях, если:

- нефтепродукты прибыли в судне с поврежденными грузовыми отсеками или пломбами;

- нефтепродукты подогреваются до и в течение выгрузки с помощью переносных систем, в том числе "острым паром", или судовой стационарной, но неисправной системой подогрева;

- в пункте отправления масса нефтепродуктов определялась с участием пароходства.

При бортовой перегрузке нефтепродукта (из одного судна в другое) пробы отбираются из выкачиваемого судна, а поданное под погрузку нефтеналивное судно должно быть подготовлено в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84. Если высоковязкие мазуты выгружаются после разогрева "острым паром" или неисправным паропроводом нефтеналивного судна, то качество устанавливается анализом проб, отобранных из резервуаров. Если судно с нефтепродуктом прибыло под выгрузку в аварийном, грузотечном или водотечном состоянии, после бортовой перевалки и паузки, при необходимости разогрева нефтепродукта "острым паром", нефтебаза принимает нефтепродукты только по измерениям в резервуарах независимо от того, каким способом определялась масса нефтепродукта в пункте погрузки, с заявлением об этом пароходству до выгрузки. Если нефтепродукты после выкачки из судна или при сдаче с проверкой массы и качества по резервуарам окажутся нестандартными по содержанию воды и механических примесей и потребуют отстоя, то измерительный люк, все краны и задвижки пломбируются пломбами пароходства на срок отстоя.

Грузополучатель в период навигации обязан проводить взаиморасчеты с грузоотправителем за каждый судорейс с учетом массы принятого нефтепродукта по измерениям в резервуарах и с применением соответствующих норм естественной убыли. По результатам перевозок за навигацию между пароходством, грузополучателем и грузоотправителем проводятся сальдированные расчеты с включением в них судорейсов, в которых масса перевезенных нефтепродуктов определялась с участием пароходства (при паузке, выгрузках в нескольких пунктах, наличии остатков в судах).

3.4 Приемка нефтепродуктов, поступивших автомобильным транспортом

При доставке на нефтебазу нефтепродуктов в автоцистернах по ее прибытии проверяется наличие и целостность пломб, техническое состояние автоцистерны, определяется полнота заполнения цистерны и соответствие нефтепродукта, указанному в товарно-транспортной накладной, предъявленной водителем. Масса нефтепродукта в автоцистерне определяется взвешиванием на автомобильных весах или объемно-массовым методом, а нефтепродуктов, расфасованных в тару, - взвешиванием или по трафаретам тары (если нефтепродукты в заводской упаковке).

3.5 Приемка нефтепродуктов, поступивших по нефтепродуктопроводам

Нефтебазы получают нефтепродукты от магистральных нефтепродуктопроводов по отводящим распределительным трубопроводам.

Распределительные трубопроводы и находящийся в нем нефтепродукт до выходной задвижки на территорию нефтебазы принадлежит магистральному нефтепродуктопроводу. Масса нефтепродуктов, поступивших по распределительным трубопроводам, определяется совместно представителями нефтебазы и трубопроводного управления по измерениям в резервуарах нефтебазы. При этом трубопровод должен быть полностью заполнен до и после товарной операции. Результаты приемки (сдачи) нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам оформляются актом. По окончании приемки задвижки на распределительном трубопроводе пломбируются пломбами магистрального нефтепродуктопровода.

3.6 Хранение нефтепродуктов

На всех нефтебазах ведется учет нефтепродуктов с записью в журнале измерений нефтепродуктов в резервуарах по каждому резервуару в отдельности с отражением всех операций, проводимых каждой сменой.

Страницы журнала нумеруются и скрепляются печатью и подписью руководства нефтебазы. Точность определения массы нефтепродуктов при товарно-транспортных операциях должна обеспечиваться:

- правильным составлением градуировочных таблиц на резервуары и транспортные средства (нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, трубопроводы);

- правильным определением неровности днищ и уклонов резервуаров;

- применением исправных и поверенных средств измерений (рулеток, метроштоков и т.п.);

- погрешностью измерения уровня, плотности и температуры в резервуарах нефтебаз и цехов после отстоя нефтепродукта не менее 2 часов;

- правильным определением содержания воды в нефтепродуктах и подтоварной воды;

- соответствующей подготовкой работников, занимающихся учетом нефтепродуктов.

Для предотвращения потерь при хранении нефтепродуктов должно быть организовано наблюдение за состоянием резервуарного парка. Контроль за сохранностью нефтепродуктов в резервуарах и таре осуществляется внешним осмотром тары и измерением уровня в резервуарах. В резервуарах, бочках, мелкой фасовочной таре должны храниться нефтепродукты, принадлежащие только нефтебазе. Запрещается оставлять на ответственном хранении нефтепродукты, принадлежащие потребителям.

3.7 Отпуск нефтепродуктов нефтебазами и наливными пунктами

Нефтепродукты перевозятся в железнодорожных цистернах, бункерных полувагонах, а расфасованные в тару - в крытых вагонах в соответствии с ГОСТ 1510-84.

Для перевозки нефтепродуктов используются железнодорожные цистерны:

- с универсальным сливным прибором (трафареты "Бензин - нефть", "Мазут"), а также 4- и 8-осные цистерны грузоподъемностью 60, 90, 120 тонн (трафарет "Бензин");

- с верхним сливом (трафарет "Бензин");

- со сливным прибором старой конструкции (трафарет "Нефть").

В цистернах, имеющих трафарет "Бензин", разрешается перевозить только светлые нефтепродукты: бензин, керосин, дизельное топливо и др.

Цистерны, бункерные полувагоны и крытые вагоны под налив и погрузку нефтепродуктов подготавливаются согласно ГОСТ 1510-84 железной дорогой за свой счет. Пригодность их к перевозке нефтепродуктов в коммерческом отношении определяется отправителем, который несет ответственность за сохранность качества нефтепродуктов. Для сокращения потерь светлых нефтепродуктов от испарений в процессе налива и во избежание образования пены и зарядов статического электричества верхний налив в цистерны необходимо проводить по рукавам (трубам), доходящим до дна цистерны.

Нефтепродукты отгружаются маршрутами, отдельными партиями и одиночными цистернами. Масса нефтепродуктов в каждой цистерне, а также масса нефтепродуктов, расфасованных в бочки, бидоны и другую тару при отпуске в крытых вагонах или контейнерах, определяется грузоотправителем. Тара должна иметь маркировку по ГОСТ 1510-84 с указанием массы брутто и нетто, наименования нефтепродукта и т.д.

После окончания налива и определения массы налитого (погруженного) нефтепродукта железнодорожные цистерны (вагоны) пломбируются пломбами грузоотправителя. При определении массы нефтепродуктов объемно-массовым методом грузоотправитель указывает в накладной тип цистерн, полное наименование и марку нефтепродукта, плотность при температуре измерения уровня, уровень (или объем), процент содержания воды и массу в каждой цистерне.

При определении массы нефтепродуктов взвешиванием одиночных цистерн или груженого состава в накладной указывается полное наименование и марка нефтепродуктов в каждой цистерне или суммарная масса нефтепродукта одной марки в нескольких цистернах.

На каждый наливной маршрут цистерн составляется ведомость налива и отгрузки нефтепродуктов формы N 18-НП (Приложение 8), которая вместе с приложенными квитанциями передается в бухгалтерию и служит основанием для расчетов с покупателями и списания нефтепродуктов с подсчета материально ответственных лиц. Ведомость подписывается руководством предприятия и работником, на которого возложены обязанности по ее составлению.

Масса нефтепродуктов при наливе судов определяется грузоотправителем.

Капитан (шкипер) нефтеналивного судна, прибывшего под погрузку, должен представить акт на остаток нефтепродукта. Представитель нефтебазы с участием представителя пароходства должен сверить фактическое наличие с данными по акту N 2. При превышении допустимого по ГОСТу 1510-84 остатка необходимо потребовать от пароходства подготовки судна в соответствии с требованиями ГОСТ 1510-84.

В случае определения массы нефтепродукта при погрузке по измерениям в судне пробы отбираются из судна согласно требованиям ГОСТ 2517-80.

Автоцистерны с нефтепродуктами должны пломбироваться нефтебазой в соответствии с действующими правилами перевозок (по ГОСТ 1510-84), за исключением тех случаев, когда нефтепродукты вывозятся автотранспортом получателя (самовывозом). При этом пломбированию подлежат автоцистерны, в которых перевозятся автобензин марок АИ-80, АИ-92 и АИ-98. Нефтебазы по согласованию с потребителем и с разрешения своей вышестоящей организации, могут производить поставку нефтепродуктов в счет выделенных фондов с других нефтебаз своего управления.

Литература

1. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов: Изд. 3-е, доп. и исправл. / А. А. Коршак, А. М. Шаммазов.-- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-- 544 с.

2. ПБ 03-605-03. Правила устройства вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.-- М.: ГУП «НТЦ «Пром. безопасность», 2003.-- 176 с.

3. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.-- Спб.: ДЕАН, 2005.-- 320 с.

4. ПБ 09-560-2003. Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов.-- Ростехнадзор, 2003.-- 23 с.

5 ГОСТ Р 52910-2008. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.-- М.: Стандартинформ, 2008.

6 Мустафин Ф. М. Резервуары для нефти и нефтепродуктов: том 1. Конструкции и оборудование: учебник для вузов / Ф. М. Мустафин, Р. А. Жданов, М. Г. Каравайченко и др.-- Спб.: Недра, 2010.-- 480 с.

7. Металлические конструкции: учебник для вузов / под ред. Ю. И. Кудишина.-- 2-е изд., перераб.-- М.: ИЦ «Академия», 2007.-- 680 с.

8. СО 153-34.21-122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций.-- М., 2003.-- 24 с.

9. Справочник проектировщика. Металлические конструкции: Т. 2. Стальные конструкции и сооружения / под ред. В. В. Кузнецова.-- М.: Изд-во АСВ, 1998.-- 504 с.

10. СТО 0048-2005. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила проектирования.-- М.: ЗАО «ЦНИИПСК», 2005.-- 148 с.

11. СО 02-04-АКТНП-007-2006. Правила технической эксплуатации, диагностики и ремонта стальных вертикальных резервуаров. ОАО «АК «Транснефтепродукт».-- М.: ЦНИИТЭНефтехим, 2007.-- 148 с.

12 Оборудование резервуаров: учеб. пособие для вузов.-- 2-е изд., перераб., доп. / Н. И. Коновалов, Ф. М. Мустафин, Г. Е. Коробков и др.-- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-- 214 с.