Правила ремонта резервуаров вертикальных стальных
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
Правила ремонта резервуаров вертикальных стальных
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
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.
Класс II — резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м .
Источник