Правила ремонта резервуаров для хранения нефтепродуктов

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 расположению — наземные, подземные;

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.

1.1.17. Прокладки для резервуаров под нефтепродукты должны изготовляться из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338-77 (часть II, прил.1, п.55).

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.

Источник

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.

Источник