ння згідно «План-графіку виконання нівелювання резервуарів» затвердженого головним інженером.
У перші чотири роки експлуатації резервуарів необхідно щорічно проводити нівелювання в абсолютних позначках окрайки днища або верху нижнього пояса не менш ніж у восьми точках, але не рідше ніж через 6 м. У наступні роки після стабілізації осідання слід систематично (не рідше одного разу на п'ять років) проводити контрольне нівелювання [5].
Для вимірювання осідання основи резервуара на території підприємства повинен бути встановлений глибинний репер, що закладається нижче глибини промерзання.
При огляді зварних резервуарів особливу увагу слід приділяти зварним вертикальних швах нижніх поясів корпуса, швах приварювання нижнього пояса до днища (швах уторного куточка), швах окрайків днища і приймаючим ділянкам основного металу. Результати оглядів швів повинні бути зареєстровані в журналі огляду основного обладнання та арматури резервуарів [5-6].
При появі тріщин у швах або основному металі уторного куточка днища діючий резервуар має бути негайно звільнений, опорожнен і зачищений. При появі тріщин у швах або в основному металі стінки діючий резервуар має бути звільнений повністю або частково в залежності від способу його ремонту.
Кожен резервуар повинен періодично піддаватися поточному, середньому і капітального ремонтів:
- поточний не рідше одного разу на шість місяців;
- середній не рідше одного разу на два роки;
- капітальний ремонт має проводитися в міру необхідності на підставі результатів перевірок технічного стану, а також оглядів під час зачисток резервуара від забруднень [5].
. 6 Технічна документація на резервуари
Комплект технічної документації повинен включати:
документацію на виготовлення і монтаж резервуара;
експлуатаційну документацію;
ремонтну документацію.
На кожен резервуар, що знаходиться в експлуатації, повинні бути технічний паспорт резервуара:
градуировочная таблиця резервуара;
технологічна карта резервуара;
журнал поточного обслуговування;
журнал експлуатації блискавкозахисту, захисту від проявів статичної електрики;
схема нівелювання підстави;
схема блискавкозахисту і захисту резервуара від проявів статичної електрики;
розпорядження, акти на заміну обладнання резервуарів;
технологічні карти на заміну обладнання резервуарів.
Якщо за давністю будівництва технічна документація на резервуар відсутній, то паспорт повинен бути складений підприємством, експлуатуючим резервуар, і підписаний головним інженером підприємства.
Паспорт повинен бути складений на підставі детальної технічної інвентаризації всіх частин і конструкцій резервуара [5].
. 7 Аналіз можливих сценаріїв розвитку аварій
. 7.1 Для розглянутої нафтобази основними факторами ризику аварій є:
велика кількість резервуарів зберігання;
міжмайданчикового перекачування нафтопродуктів з наземного трубопроводу довжиною 1,5 км;
використання естакад наливу, роздавальних, де відбувається контакт нафтопродуктів з атмосферним повітрям;
нерегулярний відпуск нафтопродуктів різними способами (автоцистерни, бочкотара);
низький рівень автоматизації: запірна арматура виконана в ручному виконанні.
2.7.2 На основі аналізу аварійності на об'єктах, що знаходяться в схожих кліматичних умовах, з близькими обсягами зберігання і мають подібне обладнання, були обрані наступні типові наслідки аварій (у порядку убування ймовірності):
розливи нафтопродуктів на суші;
пожежі проток нафтопродуктів;
пожежі і вибухи в резервуарах;
горіння парів бензину у відкритому просторі при високих літніх температурах.
«Вогненні кулі» при пожежі на автомобільних цистернах з бензином, які розглядалися як можлива ескалація аварії при тривалому знаходженні автоцистерни в відкритому полум'ї.
. 7.3 Вражаючими факторами розглянутих аварій є:
ударна хвиля;
теплове випромінювання і гарячі продукти горіння;
відкрите полум'я і палаючі нафтопродукти;
токсичні продукти горіння;
