Эксплуатация резервуаров

  • автор:

Нормативные документы по резервуарам для нефти и нефтепродуктов

Собраны нормативные документы разных ведомств по проектированию, монтажу, эксплуатации, диагностированию, антикоррозионной защите и ремонту вертикальных, горизонтальных, металлических, железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а также газгольдеров. Дополнительно включены документы по охране труда связанных с этой отраслью профессий.
Перечень документов:
1. ВСН 311-89 Ведомственные строительные нормы. Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000м3.
2. ВСН 467-85 Общие производственные нормы расхода материалов в строительстве. Сборник
7. Монтаж стальных конструкций резервуаров и газгольдеров.
3. ГОСТ 17032-71 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры.
4. ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.
5. ГОСТ Р 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
6. ЕНиР — Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник Е
5. Выпуск
2. Резервуары и газгольдеры
7. Инструкция по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров (Утв. Минтрудом России 17.05.2004г. )
8. Руководство по безопасной эксплуатации мокрых газгольдеров, предназначенных для горючих газов. 1972г.
9. ИТН-93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств
10. Методика проведения операций по консервации и ликвидации объектов (резервуарного парка) нефтебазового хозяйства. НК Роснефть, 2004г.
11. Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (с дополнениями НИИ «Атмосфера»), 1998г.
12. ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
13. ПБ 09-560-03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов
14. Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации на предприятиях Гражданской Авиации, 1987г.
15. ПТЭ Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, 1986г.
16. ПТЭ Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004г.
17. РД 03-380-00 Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением
18. РД 03-410-01 Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов
19. РД 03-420-01 Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов
20. РД 05.00-45.21.30-КТН-005-1-05 Правила антикоррозионной защиты резервуаров, 2005г.
21. РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
22. РД 112-045-2002 Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения «Роснефть»
23. РД 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров
24. РД 153-34.0-21.529-98 (СО 34.21.529-98) Методика обследования железобетонных резервуаров для хранения жидкого топлива
25. РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз
26. РД 34.21.526-95 Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды. Строительные конструкции
27. РД 34.23.601-96 Рекомендации по ремонту и безопасной эксплуатации металлических и железобетонных резервуаров для хранения мазута
28. РД 3661-01297858-03-01 Инструкция по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов с использованием однокомпонентных полиуретановых лакокрасочных покрытий
29. Регламент расчета полезной емкости резервуарного парка и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки. «Транснефть», 2003г
30. РТМ 36.15-89 Комплексные нормативы затрат труда на изготовление стальных конструкций вертикальных цилиндрических резервуаров
31. Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках, ГУГПС-ВНИИПО-МИПБ, 1999.
32. СНиП 2.11.03—93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы
33. СНиП 34-02-99 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки
34. СТО 0030-2004 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции
35. СТО 0048-2005 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила проектирования
36. ТОИ Р-112-12-95 Типовая инструкция по охране труда при эксплуатации резервуарных парков предприятий нефтепродуктообеспечения
37. ТОИ Р-112-13-95 Типовая инструкция по охране труда при сливоналивных операциях в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах
38. ТОИ Р-112-16-95 Типовая инструкция по охране труда при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения

Приказ № 780 от 26.12.2012 года “Об утверждении Руководства по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов”

Версия для печати

НЕДЕЙСТВУЮЩИЙ

Утратил силу на основании приказа Ростехнадзора от 28.02.2018 N 87

Утверждено

Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «26» декабря 2012 г. N 780

1. Общие положения

2. Материалы

3. Конструкция и расчет резервуаров

4. Изготовление металлоконструкций резервуаров

5. Рекомендации к основаниям и фундаментам

6. Монтаж металлоконструкций

7. Сварка резервуаров

8. Контроль качества сварных соединений

9. Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

10. Рекомендации по испытанию и приемке резервуаров

11. Рекомендации по антикоррозионной защите

12. Рекомендации по устройству теплоизоляции

13. Рекомендации по сроку службы и обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров

Приложение 1. Список сокращений

Приложение 2. Основные термины и их определения

Приложение 3. Марки стали (толстолистовой прокат) для основных конструкций групп А И Б

Приложение 4. Образец задания на проектирование резервуара

Приложение 5. Журнал пооперационного контроля монтажно-сварочных работ при сооружении вертикального цилиндрического резервуара

Приложение 6. Акт на приемку основания и фундаментов

Приложение 7. Протокол качества на конструкции резервуара

Приложение 8. Заключение о качестве сварных соединений по результатам радиографического контроля

Приложение 9. Акт контроля качества смонтированных (собранных) конструкций резервуара

Приложение 10. Акт гидравлического испытания резервуара

Приложение 11. Акт испытания резервуара на внутреннее избыточное давление и вакуум

Приложение 12. Акт завершения монтажа (сборки) конструкций

Приложение 13. Паспорт стального вертикального цилиндрического резервуара

Приложение 14. Акт приемки металлоконструкций резервуара для монтажа

Приложение 15. Рекомендуемый перечень документации, представляемой при предъявлении резервуара к прочностным испытаниям

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть составлен технический паспорт с исполнительной документацией в соответствии с требованиями СНиП 111-В.5-2002. Вновь сооруженный или отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Надежность резервуаров – свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень, наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т. д.).

Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП 111-18-75. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84

Критериями, характеризующими эксплутационную надежность резервуаров, являются:

* работоспособность резервуара – это состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроком текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

* безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

* долговечность резервуара и его надежность – свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

* ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа.Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность резервуаров.

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно делать необходимые переключения при эксплуатации резервуаров.

Наиболее ответственными операциями являются –наполнение и опорожнение резервуаров. Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или плавающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема понтона не превышала 3,5 м/ч. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причины нарушения и к ее устранению.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за высотой уровня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не заполняют до верха на 3-5%. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогреватель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. Поэтому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу, швам окраин днища к прилегающим участкам основного металла.

При появлении трещин в швах или в основном металле стенки или днищ, резервуар должен быть немедленно опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежемесячно, а плавающие крыши – ежедневно с верхней площадки резервуара. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалит, выяснить причину неисправности. При нарушении герметичности ковра понтона или коробок резервуар должен быть опорожнении выведен на ремонт.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей специально обученным и подготовленным персоналом. Сроки зачистки определяются в зависимости от вида нефти, но не реже одного раза в два года.

При зачистке резервуаров рекомендуется применять гидромониторы и пароэжекторы. Гидромонитор-моечная машина, в которую подают моечную жидкость под давлением 0,8-1,2 МПа. В качестве моечной жидкости используется горячий (45-70оС) водный раствор моющего средства, представляющего собой композицию концентрацией 0,15-3,% синтетических поверхносно-активных веществ с добавками электролитов. Под действием раствора осадок размягчается, уменьшается его сила поверхностного натяжения, он распределяется в моечной жидкости, образуя неустойчивую эмульсию, которую откачивают из резервуара.

При использовании пароэжектора в эжектор подают пар под давлением 0,6-0,7 МПа. Осадок, засасываемый в эжектор, разогревают струей пара, превращают в легко перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.

Особое внимание при зачистке резервуаров, в которых хранилась сернистая нефть, должно быть уделено пирофорным отложениям, которые образуются вследствие воздействия на железо и его окислы сероводорода и состоят в основном из сернистого железа. Пирофорные отложения при контакте с кислородом воздуха быстро окисляются, что сопровождается их разогревом и способностью к самовозгоранию при невысоких температурах и это является причиной взрывов и пожаров.

При зачистке резервуара, в котором хранилась сернистая нефть, необходимо пропаривать резервуар в течение 24 часов водяным паром с такой интенсивностью, чтобы внутри резервуара все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного. По окончании пропарки резервуар необходимо заполнить водой, а затем уровень воды постепенно снижать со скоростью 0,5-1,0 м/ч чтобы обеспечить медленное окисление пирофорных отложений по мере их высыхания.

Чтобы избежать процесс самовозгорание, извлекаемые из резервуаров пирофорные отложения должны поддерживаться во влажном состоянии по удаления их из зоны хранения нефти, в специально отведенное место.

1.6. Ремонт резервуаров.

При подготовке резервуаров к ремонтным работам производятся операции по их дегазации, основанные на вытеснении паров горючих жидкостей в атмосферу. Пары нефтепродуктов тяжелее воздуха, они способны накапливаться на территории резервуарного парка в различных углублениях и в смеси с воздухом образовывать взрывоопасные концентрации, особенно в пасмурные дни и при малой скорости ветра.

Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом создаются при дегазации и во внутреннем объеме резервуаров, что при наличии источников зажигания (разряды статического электричества, самовозгорания пирофорных отложений, искры вентиляторов и др.) может привести к воспламенению паровоздушных смесей внутри резервуаров или снаружи, которые сопровождаются разрушением аппаратов, возникновением пожара, а иногда поражением людей.

Перспективным методом дегазации является принудительная вентиляция. Подбирается вентилятор, обеспечивающий требуемую кратность воздухообмена. При вместимости резервуара 3000 м3 и более устанавливают несколько вентиляторов.

Дегазацию резервуаров инертными газами (азотом, углекислым газом, продуктами сгорания) применяют при проведении ремонтных работ снаружи резервуаров, без их полной очистки. Безопасное содержание кислорода в объеме резервуара с парами нефтепродуктов зависит от вида применяемого разбавителя паров и составляет от6,5 до 10%. Такой уровень достигается при подаче в резервуар на продувку 4 – 5 объемов инертного газа.

При подготовке к ремонту резервуаров небольшой вместимости вытеснения паров горючих жидкостей достигают заполнением водой.

Представляет интерес дегазация путем заполнения резервуаров воздушно-механической пеной средней или высокой кратности. В некоторых случаях заполнение резервуаров производят легко разрушающей пеной, газифицированной инертным газом. После заполнения резервуара пена быстро разрушается, и резервуар остается заполненным инертным газом. Такие способы дегазации позволяют производить ремонтные работы без полной очистки резервуаров.

Для отмывки отложений в емкостях и резервуарах при подготовке их к ремонту в ряде случаев применяют растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ).

1.7. Дефекты и повреждения и их причины.

При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

— трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);

— трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);

— трещины в сварных швах полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

— выпучены, впадины и складки на днище;

— трещины в поясах по сварным соединениям и основному металлу. Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т. д.;

— непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;

— коррозионные повреждения днища, стенки, кровли резервуара;

— деформация днища по периметру резервуара и др.

Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых – амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах, наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и др.), являющиеся концентратами напряжений, скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара, нарушения технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня заполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

Устранение дефектов и ремонт резервуаров – ответственные операции, определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.

10.2 Обеспечение безопасной эксплуатации резервуаров

Версия для печати

10.2.1 Срок службы резервуаров назначает заказчик или определяется при проектировании по технико-экономическим показателям, согласованным с заказчиком. Срок службы резервуара включает в себя регламентные работы по обслуживанию и ремонту резервуаров. В конце срока службы резервуара его ремонт невозможен либо нецелесообразен по экономическим причинам.

10.2.2 Эксплуатация резервуаров должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации, утвержденной руководителем эксплуатирующего предприятия.

10.2.3 Общий срок службы резервуара должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости).

Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя:

  • частичное диагностирование (без выведения из эксплуатации);
  • полное диагностирование (с выводом из эксплуатации, очисткой и дегазацией).

10.2.4 Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров:

  • первое частичное диагностирование следует проводить для резервуаров класса КС-За через 5 лет;
  • полное техническое диагностирование для резервуаров класса КС-За следует проводить с интервалом не более 10 лет;
  • для резервуаров классов КС-Зб, КС-2а, КС-26, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации, сроки проведения диагностирования указаны в таблице 34;
  • для остальных резервуаров:
  • частичное техническое диагностирование — не реже одного раза в 5 лет;
  • полное техническое диагностирование — не реже одного раза в 10 лет.

Таблица 34 — Рекомендуемые сроки проведения диагностирования конструкций резервуаров

Тип резервуара Срок эксплуатации Частичное техническое диагностирование Полное техническое диагностирование
РВС, РВСП, РВСПК До 20 лет Один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта Один раз в 20 лет после пуска в эксплуатацию*, последнего ремонта или через 10 пет после частичного технического диагностирования
РВС, РВСП, РВСПК Более 20 лет Один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта Один раз в 10 лет после последнею ремонта или через 5 лет после частичного техническою диагностирования
* Осуществляется с контролем скорости коррозии по результатам замеров толщины днища, нижних поясов стенки изнутри одного резервуара из группы в соответствии с 10.2.5

К техническим решениям, обеспечивающим длительную безопасную эксплуатацию резервуаров, рекомендуется относить:

а) 100 % неразрушающий контроль с применением РК или УЗК сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве резервуара (с обязательным протоколированием рентгеновских снимков), наличие антикоррозионной защиты с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

б) установка систем ЭХЗ;

в) рекомендуется, чтобы конструкция резервуара обеспечивала проведение мониторинга герметичности днища, для чего допускается применить не менее одного из следующих технических решений;

1) в основании резервуара устанавливают систему контроля протечек с использованием гибких мембран.

2) применяют конструкцию двойного днища.

3) применяют конструкцию фундамента днища, позволяющую осуществлять контроль за его техническим состоянием,

4) применяют другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

10.2.5 Для однотипных резервуаров РВС. РВСП, Р8СПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса (в соответствии с ГОСТ 1510). На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

Если по результатам полного технического диагностирования резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признают годными к эксплуатации и по результатам проведения экспертизы промышленной безопасности для них устанавливают срок следующего технического диагностирования в соответствии с 10.2.4 настоящего стандарта.

При обнаружении в металлоконструкциях резервуара, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат проведению полного технического диагностирования, объем которого устанавливают в программе их полного технического диагностирования.

10.2.6 Конкретные сроки диагностирования резервуара назначает экспертная организация.

Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров ПБ 03-605-03

  • Компания
    • Компания
    • О компании
      • О компании
      • О компании
        • О компании
        • О компании
        • Вакансии
        • Реквизиты
      • Вакансии
      • Реквизиты
    • Вакансии
    • Реквизиты
  • Каталог
    • Каталог
    • Горизонтальные резервуары
      • Горизонтальные резервуары
      • РГСН
      • РГСП
    • Вертикальные резервуары
    • Резервуары для нефтепродуктов
      • Резервуары для нефтепродуктов
      • Аварийные резервуары
      • Резервуары для АЗС
    • Резервуары для воды
      • Резервуары для воды
      • Для питьевой воды
    • Дренажные емкости
      • Дренажные емкости
      • Емкости ЕП (ЕПП)
    • Пожарные резервуары
    • Двустенные резервуары
    • Цилиндрические резервуары
    • Прямоугольные резервуары
    • Мини АЗС
      • Мини АЗС
      • Контейнерные АЗС
      • Топливозаправочные пункты
      • Блочные АЗС
      • Модульные АГЗС
    • Резервуары для СУГ
      • Резервуары для СУГ
      • Газгольдеры
    • Силосы
      • Силосы
      • Силосы для зерна
      • Силосы для цемента
    • Металлоконструкции
    • Морские контейнеры
    • Танк-контейнеры
  • Информация
    • Информация
    • Документы
    • Доставка
    • Галерея
  • Контакты

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *