Ремонт стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Обновлено: 23.04.2024

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАЧИСТКИ (ОЧИСТКИ ВНУТРЕННИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ) РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ОСТАТКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Для обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров с нефтепродуктом необходимо соблюдение правил их технической эксплуатации, контроля, выявления и устранения дефектов. Необходимым условием выполнения этих работ является своевременный ремонт резервуаров с предварительной зачисткой от остатков нефтепродуктов и их отложений.

Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов является неотъемлемой частью технологического процесса нефтепродуктообеспечения.

В основу настоящего документа положены основные требования "Инструкции по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов "ОАО "НК "РОСНЕФТЬ" от 28.01.2004 г. На основе материала, представленного в данной типовой технологической карте, могут быть разработаны технологические карты для зачистки резервуаров, предназначенных для различных технологических процессов, в т.ч. хранения, транспортировки и переработки нефтепродуктов, с уточнением маркировки резервуаров

1.2 Металлические резервуары, за исключением резервуаров предприятий длительного хранения, должны подвергаться периодической зачистке. Зачистка производится при необходимости смены сорта нефтепродукта, освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды, очередных и внеочередных ремонтов, проведения комплексной дефектоскопии и других эксплуатационных причин [1].

1.3 В соответствии с требованиями [4] установлены следующие сроки периодической зачистки:

- не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;

- не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;

- не менее одного раза в 2 года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.

Металлические и железобетонные резервуары для нефти, мазутов, моторных топлив и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов следует зачищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

1.4 Обеспечение сохранности качества нефтепродукта при смене сорта регламентируется требованиями [4] и, в зависимости от наливаемого в резервуар нефтепродукта, вида остатка в нем, предусматривает в максимальном объеме зачистки выполнение следующих операций:

- промывку под давлением горячей водой с моющим веществом (или пропарить);

- последующую промывку горячей водой;

- вентиляцию (просушку) днища;

1.5 Периодическая зачистка может быть сокращенной и полной в зависимости от предполагаемых работ после завершения процесса зачистки резервуара и должна обеспечить пожарную безопасность и санитарные условия труда.

1.6 Зачистка в полном объеме необходима при последующем выполнении работ в резервуаре с применением открытого огня, длительном пребывании работников внутри резервуара, градуировке, дефектоскопии, а также перед наливом отдельных сортов топлива.

1.7 Сокращенный объем зачистки применяется в случаях, когда не требуется пребывание работников в резервуаре или кратковременного пребывания (периодическая зачистка и смена марки нефтепродукта в соответствии с [4]) и заключается в удалении остатка нефтепродукта, промывке горячей водой и просушке днища или, в отдельных случаях, только в удалении остатка (остаток не более 0,25% вместимости резервуара).

1.8 Резервуары подземные, эксплуатирующиеся на хранении высоковязких нефтепродуктов (мазуты, масла, моторное топливо и др.), зачищаются по мере необходимости, определяемой сроком ремонта и условиями сохранения качества.

Технология зачистки, оборудование и очищающие средства частично отличаются от используемых для зачистки наземных резервуаров.

1.9 Резервуары из-под сернистых нефтепродуктов подготавливают к зачистке в соответствии с требованиями [19].

1.10 Процесс зачистки характеризуется большой трудоемкостью и производственной опасностью. Поэтому организация и проведение технологического процесса зачистки должен предусматривать максимально возможную механизацию трудоемких операций и устранение опасных и вредных производственных факторов.

1.11 Применительно к различным видам резервуаров эксплуатирующей организацией должны разрабатываться технологические (технические) регламенты, рабочие инструкции, проекты организации работ - (ПОР), технологические карты, предусматривающие выполнение соответствующих технологических операций с использованием сертифицированных средств механизации, приборов и устройств контроля безопасности.

1.12 Рекомендуемое специальное оборудование и устройства, представленные в данном документе, соответствуют требованиям безопасности и имеют соответствующие разрешения контролирующих организаций.

1.13 Для проведения работ по зачистке резервуаров необходимо создание специализированного участка, оснащенного средствами механизированной зачистки, с учетом количества резервуаров, их объемов, наличия очистных сооружений, энергетических источников и другими местными условиями. Аннотация.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЗАЧИСТКЕ

2.1 Зачистка резервуаров от остатков нефтепродуктов и нефти относится к газоопасным работам, поэтому организация, подготовка и проведение этой работы выполняется с учетом требований НТД:

- ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования;

- ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) ССБТ Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения;

- ГОСТ 12.3.047-2012 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля;

- СО 02-04-АКТНП-007-2006 "Правила технической эксплуатации, диагностики и ремонта стальных вертикальных резервуаров ОАО "АК "Транснефтепродукт";

- Правила пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт", ВППБ 01-03-96.

2.2 Соблюдение требований вышеупомянутых руководящих документов обеспечивает безопасные условия труда, как при операциях зачистки резервуара от нефтепродуктов, так и при проведении ремонтных работ.

2.3 Руководство предприятия, исходя из существующего на нем резервуарного парка, наименований нефтепродуктов, оборудования, устройств, наличия технических моющих средств, обеспечивающих качественную и безопасную зачистку, должно доукомплектовать предприятие необходимыми средствами зачистки и составить в установленном порядке рабочие инструкции на технологические процессы зачистки резервуаров.

2.4 В рабочей инструкции должны быть конкретизированы работы по подготовке и проведению операций зачистки, назначены ответственные работники за выполнение подготовительных и зачистных работ.

Проведение работ оформляется нарядом-допуском, приложение Б.

К наряду-допуску прикладываются схемы обвязки и установки оборудования (выкачке остатка, промывка, дегазация, удаление продуктов зачистки и т.д.) и технологический процесс. Разработанная документация согласовывается с начальником пожарной охраны предприятия, инженером по ОТ ТБ и ПБ и утверждается главным инженером предприятия.

2.5 Главный инженер (технический руководитель) и инженер по охране труда предприятия несут ответственность за организацию и безопасность работ по зачистке резервуаров, а там, где эти должности не предусмотрены, - работодатель или лицо, назначаемое приказом (из числа специалистов).

2.6 Начальник цеха (резервуарного парка) обязан:

- организовать разработку мероприятий по подготовке и безопасному проведению зачистных работ и обеспечивать контроль их выполнения;

- назначать ответственного за подготовку и ответственного за проведение работ, знающих порядок подготовки и правила проведения этих работ;

- совместно с ответственным за проведение работы определять средства индивидуальной защиты, состав исполнителей и устанавливать режим работы (продолжительность пребывания в средствах защиты, перерывов в работе, периодичность отбора проб воздуха и т.п.).

2.7 Начальник смены несет ответственность за правильность схемы отключения резервуара и коммуникаций, на которых должна проводиться работа, правильность и полноту инструктажа ответственного за подготовительные работы и ответственного за проведение зачистки, за правильность и полноту принятых мер безопасности, а также за допуск персонала к проведению подготовительных работ и к непосредственному выполнению зачистных работ.

2.8 Ответственный за проведение подготовительных работ несет ответственность за правильность и надежность отключения резервуара и отглушения трубопроводов и выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.

Ответственный за проведение подготовительных работ обязан:

- начинать работу только по согласованию с начальником смены;

- обеспечивать последовательность и полноту выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;

- обеспечивать проведение анализа воздушной среды на месте работы после выполнения подготовительных мероприятий;

- после окончания подготовительной работы проверить ее полноту и качество и сдавать объект ответственному за проведение зачистки;

- доводить до сведения ответственного за проведение работы по зачистке и исполнителей о специфических особенностях резервуара (наличие и исправность понтона, замерных устройств) и характерных опасностях, которые могут возникнуть при проведении работы.

2.9 Ответственный за проведение работ по зачистке резервуаров несет ответственность за правильность и полноту принятых мер безопасности, за достаточную квалификацию лиц, назначенных исполнителями работ, за полноту и качество их инструктажа, за техническое руководство работой и соблюдение работающими мер безопасности.

Ответственный руководитель работ должен пройти переподготовку (повышение квалификации) в Академии ГПС МЧС России или в аккредитованной организации по учебным программам, согласованным в Академии ГПС МЧС.

Ответственный руководитель работ обязан:

- совместно с ответственным за подготовку резервуара проверить полноту выполнения подготовительных мероприятий, готовность резервуара к зачистке;

- проверять у исполнителей наличие и исправность средств индивидуальной защиты, инструмента и приспособлений, их соответствие характеру выполняемых работ;

- проводить инструктаж исполнителей о правилах безопасного ведения работ и порядке эвакуации пострадавшего из опасной зоны;

- сообщать о готовности резервуара и исполнителей к производству работ газоспасательной службе (службе техники безопасности);

- по согласованию с начальником смены и при получении подтверждения о возможности выполнения работ по зачистке от представителя ГСС (службы техники безопасности), удостоверенных их подписями в п.14 наряда-допуска, давать указание исполнителям приступить к работе, предварительно проверив место работы, состояние средств защиты, готовность исполнителей к работе;

- контролировать выполнение исполнителями мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске;

- обеспечивать последовательность и режим выполнения операций зачистки;

- обеспечивать контроль состояния воздушной среды в резервуаре;

- принимать меры, исключающие допуск на место проведения работ лиц, не занятых ее выполнением;

- в случае возникновения опасности или ухудшения самочувствия исполнителей немедленно прекращать выполнение работ, поставить об этом в известность начальника цеха и принять необходимые меры по обеспечению безопасности работ;

- по окончанию регламентированных перерывов убеждаться, что условия безопасного проведения работ не изменились. Не допускать возобновление работ при выявлении изменения условий ее безопасного проведения;

- по окончании работы совместно с начальником смены проверить полноту и качество выполненной работы и закрывать наряд-допуск.

2.10 Подготовку резервуара к зачистке выполняет подразделение предприятия, эксплуатирующее данный объект, а зачистку резервуара, сбор и утилизацию продуктов зачистки поручается специализированной бригаде этого предприятия или стороннего аккредитованного (имеющее сертификат системы сертификации услуг (работ) в области пожарной безопасности - СДСПБ) предприятия по договору. При проведении работ собственными силами члены зачистной бригады должны пройти обучение в аккредитованной в системе СДСПБ организации.

Выполнять работы по зачистке резервуара следует бригадой исполнителей в составе не менее двух человек (работающий и наблюдающий). Члены бригады должны быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами в соответствии с требованиями п.8.2.

2.11 Ответственным руководителем работ по проведению подготовительных операций и операций по проведению зачистки резервуаров может быть назначен один работник, если зачистка резервуара проводится собственными силами предприятия.

2.12 Исполнители работ по зачистке резервуара несут ответственность за выполнение всех мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске.

Исполнители работ по зачистке резервуаров обязаны:

- пройти инструктаж по безопасному проведению работ и расписаться в наряде-допуске;

- ознакомиться с условиями, характером и объемом работ на месте их выполнения;

- выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске;

- приступать к работе только по указанию ответственного за проведение этой работы;

- применять средства защиты и соблюдать меры безопасности, предусмотренные нарядом-допуском и требованиями раздела 8 настоящей инструкции;

- знать признаки отравления вредными веществами, места расположения средств телефонной связи и сигнализации, порядок эвакуации пострадавших из опасной зоны;

Ремонт резервуаров для нефтепродуктов

Безостановочный транспорт нефти и ее продуктов зависит от ряда факторов, в списке которых исправность резервуарного оборудования занимает одно из первых по приоритетности мест. Чем более надежно организована программа обслуживания емкостей резервуарных парков магистральных нефтяных объектов, тем выше эффективность их эксплуатации.

Программа обслуживания парка

Металлические емкости для нефти и ее продуктов – ответственные сварные конструкции, предназначенные для эксплуатации в сложных условиях. Последнее условие обеспечивается через жесткий контроль качества соединений, обработку корпуса составами, снижающими пластичные свойства металлов при пониженных температурах, применение высококачественных материалов. Но все меры, принимаемые производителями резервуаров для нефти, не отменяют их постепенного износа под влиянием:

осадков;
коррозии;
сезонных перепадов температур.

Во избежание раннего износа инженерных конструкций применяется программа обслуживания, предупреждающая разрушения (согласно правилам безопасности при эксплуатации и ремонте резервуаров для нефтепродуктов). Она предусматривает соблюдение жесткого графика восстановительных и диагностических процедур, включая:

профилактику нештатных ситуаций и аварий (осмотры, контроль показателей системы);
регулярную очистку резервуаров для нефтепродуктов от отложений (грязь, пыль, примеси) и откачку воды;
ремонтные операции.

Плановый осмотр

Диагностика состояния каждой емкости парка – первый уровень гарантии работоспособности системы. Проводится в режиме сверки выявленных показателей с характеристиками, представленными в техническом паспорте. Цели планового осмотра:

контроль состояния системы и подключенных устройств;
проверка работоспособности;
разработка рекомендаций по проведению ремонта резервуаров для нефтепродуктов и нефти (устранение выявленных дефектов).

Плановая диагностика проводится регулярно. При стандартных условиях работы емкостей устанавливаются следующие сроки:

частичный осмотр – каждые 5 лет;
полная проверка – каждые 10 лет.

Диагностические операции проводятся с соблюдением регламентированного порядка: по результатам осмотра составляется акт (визируется главным инженером), заполняется журнал плановых контрольных операций. План, график и порядок диагностики утверждается главой предприятия, требуемый вид ремонта резервуара для нефтепродуктов определяется после смотровых операций. На сами восстановительные работы подается заявка.

Виды ремонтных программ

Обслуживание резервуарного оборудования проводится на разных уровнях (планов, внепланово). В рамках предупредительного планового восстановления могут проводиться разные виды ремонта резервуаров для нефтепродуктов:

осмотровой ремонт;
текущий ремонт;
капитальный ремонт.

Осмотровой ремонт

Осмотровой ремонт проводится в ходе эксплуатации техники, без откачки из емкости основного продукта (топлива, мазута, битума, нефти). Что включает осмотровой ремонт резервуаров для нефтепродуктов:

проверку состояния элементов (крыши, днища, стенок корпуса);
контроль нормальной работы подключенной техники;
исправление мелких недочетов (подтяжка соединений, сальников).

Выполняется каждые 6 месяцев.

Текущий ремонт резервуара

В отличие от предыдущей программы, текущий ремонт требует тщательной подготовки. Перед его началом обязательно сливается содержимое емкости, проводится очистка корпуса, дегазация внутреннего пространства. Периодичность текущего ремонта резервуара для нефтепродуктов зависит от возраста и типа применяемого оборудования. В среднем межремонтный период составляет 3–5 лет.

Состав работ в рамках текущего ремонта резервуара для нефти:

обновление сварных соединений;
укрепление швов корпуса;
заделка трещин;
монтаж защитных накладок;
восстановление нагревательных установок (текущий ремонт или замена змеевика);
диагностика оснащения (замена вышедших из строя компонентов);
очистка емкости от продуктов коррозии;
покрасочные работы.

По результатам текущего ремонта резервуара проводятся испытательные операции.

Капремонт

Капитальный ремонт резервуара выполняется с частотой 1 раз в 5–10 лет. Здесь подготовительный этап занимает не меньше времени, чем капитальные восстановительные работы. В рамках подготовки необходимо:

собрать пакет документов по оборудованию;
закупить комплект расходных материалов и компонентов на замену;
найти квалифицированных исполнителей;
очистить емкость от рабочей среды перед капитальным восстановлением;
провести зачистку металлического корпуса;
выполнить дегазацию;
составить четкий план действий.

Без соблюдения жестких требований к подготовке (особенно если капитальный ремонт нефтяного резервуара выполняется летом) успех дорогостоящих работ под вопросом. Сам капремонт включает замену элементов, подключаемой техники, съемных устройств, точек доступа. Здесь же защитная обработка, новое оснащение и покраска металлического сосуда для хранения нефтепродуктов.

Приемка после восстановления

При работе с обновлением сварных соединений после их завершения в обязательном порядке применяются методы неразрушающего контроля качества швов, направленного на обнаружение:

пор;
подрезов;
трещин;
незаваренных мест;
шлаков;
нарушений регламента в части формы или состояния шовной поверхности.

Все недочеты, обнаруженные в ходе контрольной процедуры, должны быть устранены. После этого составляются документы по результатам восстановительных операций. Последние оформляются в присутствии членов принимающей комиссии. Полный пакет приемочных документов включает минимум 7 пунктов:

проект ремонтных операций;
сертификат на металлические конструкции;
свидетельства квалификации исполнителей (удостоверения сварщиков);
сертификат на используемые расходники и материалы;
заключения по результатам контроля сварных соединений;
акты проведения скрытых работ;
заключительный акт приемной комиссии (ввод емкости в эксплуатацию).

Демонтаж резервуарного оборудования

Демонтаж емкостей парка возможен на основании:

окончания срока службы техники;
подготовки к капитальной реконструкции, согласно требованиям к ремонту резервуаров для нефтепродуктов и нефти;
переноса объекта на новую площадку размещения.

Порядок его проведения тоже строго регламентирован и требует жесткого соблюдения правил безопасности (привлечения квалифицированных кадров). Дополнительной причиной демонтажных операций может стать возникновение условий, препятствующих нормальной работе оборудования.

Ремонт стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, РЕМОНТА И РЕКОНСТРУКЦИИ

ОКС 43.180
Код продукции 526531

Дата введения 2004-01-30

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ЗАО "ЦНИИПСК им. Мельникова" от 28.01.2004 г. N 16, приказом ОАО ПИ Нефтеспецстройпроект от 27.01.2004 г. N 2, приказом ОАО ВНИИМонтажспецстрой от 22.01.2004 г. N 3-ОД, приказом ЗАО Трест Коксохиммонтаж от 26.12.2003 г. N 88А.

1. РАЗРАБОТАН ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им. Мельникова (ЗАО "ЦНИИПСК им. Мельникова") к.т.н. Г.П.Кандаков, к.ф.-м.н. В.К.Востров, д.т.н. В.М.Горицкий, к.т.н. Б.Ф.Беляев, к.т.н. К.К.Рябой, к.х.н. Г.В.Оносов, к.т.н. А.В.Горностаев;

ОАО Проектный институт нефтеспецстройпроект (ОАО ПИ Нефтеспецстройпроект) к.т.н. Э.Я.Гордон, инж. М.В.Ларионов, инж. В.Н.Тюрин;

ОАО Институт по монтажным и специальным строительным работам (ОАО ВНИИМонтажспецстрой) инж. А.А.Катанов, инж. Г.А.Ритчик;

ЗАО Трест Коксохиммонтаж к.т.н. Ф.Е.Дорошенко.

2. ВНЕСЕН организациями разработчиками Стандарта.

3. ПРИНЯТ на научно-техническом совете ЦНИИПСК им. Мельникова от 18.12.2003 г. с участием представителей организаций разработчиков Стандарта.

5. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ.

6. Разработка, согласование, утверждение, издание (тиражирование), обновление (изменение или пересмотр) и отмена настоящего Стандарта производится организациями разработчиками.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий Стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом "О техническом регулировании" N 184-ФЗ, Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" с внесенными изменениями от 10 января 2003 г., Положением о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Постановление Госгортехнадзора РФ N 8 от 18 марта 2003 г., и предназначен для разработчиков Стандарта, а также организаций, эксплуатирующих резервуары или являющихся заказчиками их диагностирования, ремонта или реконструкции.

Стандарт может применяться организациями, выполняющими работы по техническому диагностированию резервуаров и разрабатывающими проектную документацию на их ремонт и реконструкцию, если эти организации имеют сертификаты соответствия, выданные Органом по сертификации в системе добровольной сертификации, созданной организациями разработчиками Стандарта.

Организации разработчики не несут никакой ответственности за использование данного Стандарта организациями, не имеющими сертификатов соответствия.

Необходимость разработки Стандарта продиктована тем, что опыт, накопленный организациями разработчиками Стандарта, а также отечественными предприятиями и организациями по диагностированию, ремонту, реконструкции, расчету, методам контроля и испытаниям резервуаров, оснований и фундаментов, содержится в нескольких десятках разрозненных нормативных документов (СНиП, ТУ, РД, ВСН, ведомственных правилах и т.п.), частично устаревших и не охватывающих в целом проблему безопасной эксплуатации резервуаров.

Основной целью Стандарта является создание современной нормативной базы по вопросам технического диагностирования, в рамках которого определяется и прогнозируется техническое состояние резервуаров и решаются вопросы о необходимости ремонта и (или) реконструкции для поддержания их работоспособного состояния.

При разработке Стандарта проанализированы и учтены:

- законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности;

- опыт проектирования, ремонта, монтажа и эксплуатации резервуаров;

- результаты обследований промышленных объектов;

- некоторые зарубежные стандарты;

- предложения предприятий, организаций, объединений и специалистов.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий Стандарт применяется для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов трех классов ответственности со стационарными и плавающими крышами, а также со стационарными крышами и понтонами и устанавливает правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции резервуаров, находящихся в эксплуатации.

Стандарт распространяется также на вновь смонтированные принимаемые в эксплуатацию резервуары при наличии в них дефектов монтажа или отступлений от проекта, требующих устранения и ремонта, а также на аналогичные резервуары для других жидких продуктов в диапазоне температур эксплуатации от -65 °С до 100 °С.

Стандарт не распространяется на изотермические резервуары, баки-аккумуляторы для горячей воды, резервуары для агрессивных химических продуктов, а также на резервуары с избыточным давлением свыше 2,5 КПа.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования. М., Изд-во стандартов, 1991 г.

ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах. М., Изд-во стандартов, 1978 г.

ГОСТ 15140-78* Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии.

ГОСТ 22733-77 Грунты. Метод лабораторного определения максимальной плотности.*

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 22733-2002, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. М., Стройиздат, 1985 г.

СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты.

СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции. М., Стройиздат, 1988 г.

СНиП 3.04.03-85 Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии.

ИСО 2409:1992 Лаки и краски. Испытание методом решетчатых надрезов.

ИСО 2808:1998 Лаки и краски. Метод определения толщины пленки.

ИСО 4624:1998 Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва.

При выполнении работ по диагностированию, ремонту и реконструкции резервуаров рекомендуется руководствоваться нормативно-технической документацией, приведенной в приложении В.

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем Стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями.

3.1. Техническое диагностирование - комплекс работ, связанный с исследованием состояния конструкции резервуара, оценкой пригодности его элементов для дальнейшей эксплуатации, выявлением зон, узлов, соединений или элементов конструкции, требующих ремонта или замены, определением условий и режимов безопасной эксплуатации, оценкой остаточного ресурса.

3.2. Реконструкция - любая работа, которая меняет физические характеристики материала конструкции, параметры и технологические характеристики резервуара.

Примечание. Примеры реконструкции: установка дополнительных люков-лазов; изменение высоты стенки резервуара; оснащение резервуара понтоном.

3.3. Ремонт - любая работа, необходимая для поддержания резервуара в работоспособном состоянии.

Примечание. В зависимости от степени сложности ремонт может быть текущим, средним или капитальным.

Текущий ремонт - комплекс мероприятий и работ по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защиты конструкций и устранения повреждений.

Средний ремонт связан с выполнением ремонтных операций в локальных зонах с применением сварки.

Капитальный ремонт проводится для восстановления работоспособности и полного (близкого к полному) восстановления ресурса эксплуатации резервуара с заменой или усилением пришедших в негодность отдельных конструктивных элементов резервуара или их частей. На период капитального ремонта резервуар выводится из эксплуатации и производится его полная зачистка и дегазация.

3.4. Экспертная организация - организация, прошедшая добровольную сертификацию и имеющая сертификат соответствия, выданный органом по сертификации на право проведения работ по диагностике резервуаров и выдаче заключений по их техническому состоянию.

3.5. Специализированная экспертная организация - организация разработчик данного Стандарта.

3.6. Эксперт - полномочный представитель экспертной или специализированной экспертной организации.

3.7. Изменение в эксплуатации - изменение свойств хранимого продукта (удельный вес и коррозионная активность), изменение температуры или давления по сравнению с предыдущими условиями эксплуатации, изменение интенсивности эксплуатации (частоты наполнения-опорожнения), изменение максимального уровня заполнения.

3.8. Дефект - отклонение от нормы, возникшее в процессе выполнения заводских и монтажных технологических операций. Различают допустимые и критические дефекты.

Примечание. Примеры дефектов: трещины в сварных швах, искажение проектной геометрической формы элементов в результате нарушения технологии монтажа, отклонения от требований проекта по нормируемым расстояниям между сварными швами.

3.9. Повреждение - отклонение от нормы, возникшее в процессе эксплуатации резервуара при сохранении его работоспособного состояния.

Примечание. Примеры повреждений: коррозионное растрескивание, усталостные трещины, искажение проектной формы в результате осадки, уменьшение толщины элемента в результате коррозии, потеря устойчивости стенки в результате влияния силовых воздействий.

3.10. Авария - частичное или полное разрушение резервуара, возникшее в процессе его сооружения, испытаний, ремонта, реконструкции или эксплуатации.

Примечание. Примеры аварий: взрыв или загорание продукта в резервуаре, разрыв сварного стыка стенки, течь в днище резервуара.

3.11. Предельное состояние - состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.

3.12. Ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.

3.13. Остаточный ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от момента его технического диагностирования до перехода в предельное состояние.

3.14. Хлопун - вмятина или выпучина, теряющие устойчивость под действием внутренних или внешних нагрузок.

3.15. Класс ответственности резервуара - степень опасности (риска), возникающая при аварии резервуара для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, экологической безопасности, а также здоровья или жизни животных и растений.

Примечание. В зависимости от объема и места расположения вертикальные цилиндрические резервуары в соответствии с ПБ 03-605-03 подразделяются на три класса ответственности:

Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м и более, а также резервуары объемами 5000 м и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
И ИНСТРУКЦИИ ПО ИХ РЕМОНТУ

Разработчики: Г.К.Лебедев, В.Г.Колесников, Г.Е.Зиканов, О.Н.Лайков (ЦНИЛ, часть I); Ю.К.Ищенко, Г.А.Ритчик, Л.В.Дубень, Н.Е.Калпина (ВНИИмонтажспецстрой, часть II)

УТВЕРЖДЕНЫ Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.

Даны основные положения по обеспечению эффективной и безопасной эксплуатации металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов, применению средств контроля и автоматизации, защите металлических конструкций от коррозии, снижению потерь нефти и нефтепродуктов, повышению надежности при эксплуатации резервуаров, проведению ремонтных работ на взрывоопасных объектах и территориях.

Правила разработаны на основании действующих стандартов, СНиПов, технических условий на металлические резервуары для нефти и нефтепродуктов, типовых проектов.

Для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами проектирования, внедрения, сооружения, эксплуатации и ремонта резервуаров.

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Краткие сведения о резервуарах

1.1.1. Резервуары предназначены для приемки, хранения, отпуска, учета нефти и нефтепродуктов и являются ответственными инженерными конструкциями. Резервуары - мера вместимости со своими градуировочными характеристиками.

Элементы резервуаров в эксплуатационных условиях испытывают значительные быстроменяющиеся температурные режимы, повышенное давление, вакуум, вибрацию, неравномерные осадки, коррозию.

1.1.2. Безопасная работа резервуаров обеспечивается при условии:

правильного выбора исходных данных при проектировании, принятых для расчета прочностных характеристик конструкций, обеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, защиты металлоконструкций от коррозии и т.д.;

выполнения монтажа с учетом строгого соблюдения требований проекта производства работ, а также допусков, устанавливаемых соответствующими нормативными документами или проектом;

испытания резервуара в целом на герметичность и прочность согласно рекомендациям проекта, нормативных документов, настоящих Правил;

соблюдения в процессе эксплуатации требований настоящих Правил.

Общие требования к стальным резервуарам

1.1.3. Стальные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, находящиеся в эксплуатации, различны по конструкции в зависимости от назначения (технологических параметров), расположения, резервуаров (наземные, подземные), формы (вертикальные цилиндрические, горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальные), вида соединений листовых конструкций (сварные и клепаные) и от способа монтажа (полистовой и рулонной сборки).

1.1.4. Вертикальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 100 до 50000 м;

по расположению - наземные, подземные;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением до 0,002 МПа и повышенным давлением до 0,07 МПа;

по конструкции покрытия - со стационарным покрытием и плавающей крышей.

Стационарные покрытия вертикальных сварных резервуаров бывают конических, сферических и сфероидальных форм.

Стенки сварных резервуаров имеют соединения листов встык, внахлестку и частично встык, а клепаных - внахлестку или встык с накладками. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого нефтепродукта они могут иметь теплоизоляционное покрытие.

1.1.5. Горизонтальные цилиндрические стальные резервуары подразделяют:

по вместимости - от 3 до 200 м;

по давлению в газовом пространстве - без давления, с избыточным давлением.

Горизонтальные резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,04 МПа.

Резервуары горизонтальные имеют плоские, конические и сферические днища, а также днища в форме усеченного конуса.

1.1.6. Резервуары эксплуатируются в различных климатических условиях с температурой окружающего воздуха до -60 °С в зимнее время и до +50 °С в летнее время при различной температуре продукта в резервуаре.

1.1.7. Выбор того или иного типа резервуара для хранения нефтепродуктов должен соответствовать требованиям ГОСТ 1510-84 (часть II, прил.1, п.3) и быть обоснован технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, климатических условий эксплуатации с учетом максимального снижения потерь от испарения при хранении.

1.1.8. Для хранения бензинов и нефти с целью сокращения потерь от испарения независимо от категории и группы резервуарных парков следует применять резервуары вертикальные с защитными покрытиями (плавающими крышами, понтонами и др.) или оборудованные газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации и при соответствующем обосновании.

Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, при этом следует обеспечить хранение бензинов в герметичных резервуарах с избыточным давлением до 0,002 МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

Защитные покрытия (понтоны, плавающие крыши и др.) можно применять как в новых, так и в действующих наземных стальных вертикальных резервуарах.

1.1.9. Стальные резервуары должны сооружаться по типовым проектам (прил.1). В отдельных случаях допускается строительство опытных резервуаров по специальным проектам.

С 1986 г. в действие вводятся новые проекты резервуаров, разработанные с учетом действующих нормативных документов и дополнительных изменений к ним, утвержденных Госстроем СССР, органами государственного надзора и другими организациями.

Новые проекты разработаны для резервуаров, применяемых во всех климатических зонах страны.

В прил.2 приведены оптимальные геометрические параметры резервуаров различных конструкций.

1.1.10. Каждый действующий резервуар должен постоянно иметь полный комплект соответствующего оборудования, предусмотренного проектом, и находиться в исправном рабочем состоянии. Разукомплектация в процессе эксплуатации не допускается.

1.1.11. Нефть и нефтепродукты следует хранить в металлических резервуарах с внутренним маслобензино- и паростойким защитным покрытием, удовлетворяющим требованиям электростатической искробезопасности.

Допускается до 1.I.89 хранить нефть и нефтепродукты в металлических резервуарах, не имеющих внутренних защитных покрытий и введенных в эксплуатацию до 1.I.88.

1.1.12. Стальные горизонтальные резервуары для нефтепродуктов должны изготовляться по типовым проектам, утвержденным в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ 17032-71, ГОСТ 8.346-79 (часть II, прил.1, п.2, 54).

Места расположения опор и колец, их число для стационарных и перевозимых резервуаров определяются рабочими чертежами.

Допускаемые отклонения от основных размеров резервуаров должны соответствовать указанным на рабочих чертежах.

1.1.13. Резервуары вместимостью до 8 м включительно должны изготовляться с плоскими днищами.

Резервуары вместимостью более 8 м включительно должны изготовляться с коническими днищами или по требованию заказчика с плоскими днищами.

1.1.14. Резервуары и защитные кожухи к ним изготавливают из материала, обладающего достаточной устойчивостью к физическому и химическому воздействию рабочей жидкости и окружающей среды.

1.1.15. Внутренние поверхности резервуаров и находящееся внутри них оборудование по требованию заказчика должны быть оцинкованы в соответствии с техническими условиями или защищены металлизационными покрытиями.

В резервуарах, предназначенных для специального горючего, которое воздействует на цинк, эти поверхности не оцинковываются, а подвергаются консервации. Наружные поверхности резервуаров и находящееся на них оборудование должны быть окрашены. Применяемые для этого лакокрасочные материалы определяются по согласованию между предприятием-изготовителем и потребителем.

Неокрашиваемые детали (крепежные изделия и т.п.) должны быть законсервированы.

1.1.16. Все фланцевые соединения в резервуарах должны выполняться в шип.

По согласованию с потребителем допускается изготовление резервуаров со стальными плоскими приварными фланцами, имеющими соединительный выступ.

Прокладки фланцевых соединений для резервуаров под специальное горючее должны изготовляться из полиэтилена высокого давления марки П-2035Т.

1.1.18. Элементы резервуаров (горловина, грузовые скобы и др.) не должны выступать за пределы железнодорожных габаритов. В конструкции резервуаров всех типов должны предусматриваться грузовые скобы.

1.1.19. Горизонтальные резервуары изготавливают, устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении и опорожнении не возникали существенные изменения вместимости (например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуаров), меток отсчета и встраиваемых деталей.

1.1.20. Трубы для подвода и вывода жидкости в сочетании с резервуаром изготавливают так, чтобы при измерении объема была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом при заполнении, опорожнении или определении вместимости.

1.1.21. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под землей. Подземные резервуары перед определением вместимости должны полностью засыпаться землей.

1.1.22. Резервуары должны иметь уровни или края отсчета для контроля наклона.

Требования к основаниям и фундаментам

1.1.23. При выборе площадок для размещения резервуаров в процессе строительства и реконструкции резервуарных парков необходимо учитывать:

качество и состояние грунтов, залегающих в основании площадки;

климатические и сейсмические условия района, в котором расположена нефтебаза;

режим течения грунтовых вод, их химический состав, а также допустимые нагрузки на грунты и тип основания, который необходимо установить для каждого случая после тщательного анализа. Для этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении нефтебазы, а также учесть изменения, которые произошли в период эксплуатации по геологическим, сейсмическим и другим условиям.

1.1.24. Окончательно основание и фундамент под резервуар выбираются на основе технико-экономических показателей, включая мероприятия по водоотводу, прокладке коммуникаций, планировке площадки вокруг резервуара и т.д. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах следует предусматривать защиту вечномерзлого грунта от оттаивания в теплое время года или от теплого нефтепродукта в резервуаре.

1.1.25. Работы по устройству оснований и фундаментов для размещения резервуаров должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-83 (часть II, прил.1, п.32).

1.1.26. Основание резервуара следует защищать от размыва атмосферными водами, для чего необходимо обеспечить беспрепятственный отвод с площадки резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара к канализационным устройствам. Недопустимо погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.

1.1.27. Откос основания должен быть покрыт несгораемым материалом. При хранении в резервуаре этилированного бензина откос необходимо выполнить из сборных или монолитных бетонных плит; по периметру откоса устраивается бетонный лоток, соединенный с канализацией этилированных стоков. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по индивидуальному проекту.

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

1.2.1. При строительстве и ремонте резервуаров должны использоваться металлы, обладающие гарантированными механическими характеристиками и химическим составом, высокой сопротивляемостью хрупкому разрушению при низких температурах и возможностью рулонирования заготовок, повышенной коррозионной стойкости.

1.2.2. Для сооружения резервуара применяется листовая сталь. Качество и марка стали должны соответствовать указаниям проекта и требованиям соответствующих строительных норм и правил, стандартов, технических условий и удостоверяться сертификатами заводов-поставщиков либо данными лабораторных испытаний.

1.2.3. По состоянию поверхности листовая сталь должна соответствовать техническим требованиям ГОСТ 14637-79 и ГОСТ 19282-73 (часть II, прил.1, пп.4, 5).

1.2.4. Химический состав, механические свойства марок стали и предельные отклонения по толщине листов металла должны соответствовать требованиям стандартов и приведены в табл.1.2.1, 1.2.2.

Читайте также: