Категория: Инструкции
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
1.1. 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 #M12293 0 901711462 238241068 247265662 4291540385 3918392535 2960271974 3085012060 4294967268 251105619ГОСТ 1510-84#S (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 #M12293 1 901705010 1120631871 247265662 4294967266 25518 557313239 2960271974 3594606034 4293087986ГОСТ 17032-71#S, #M12293 2 1200019851 84 2825415860 247265662 4293219028 79 3918392535 2960271974 2032937647ГОСТ 8.346-79#S (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 #M12293 3 1200005719 1699179522 247265662 4292528223 557313239 2960271974 3594606034 4293087986 2073876881ГОСТ 7338-77#S (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 #M12291 5200242СНиП 3.02.01-83#S (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 #M12293 0 1200000119 4020038473 247265662 4291639603 557313239 2960271974 3594606034 4293087986 3445289806ГОСТ 14637-79#S 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.
#G0Толщина листа, мм
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. К.алпина (ВНИИмонтажспецстрой,
1. РАЗРАБОТАН ЗАО "Научно-производственное предприятие по разработке и освоению автозаправочной техники", ОАО Специальное конструкторское бюро "Транснефтеавтоматика" и Северо-западным информационно-аналитическим
Правила предназначены для работников нефтебаз всех профессий. Правила могут быть использованы также работниками наливных пунктов нефтепродуктов и резервуарных парков.
ИСС Зодчий (СНиП ГОСТ ДБН ДСТУ) – нормативные документы в строительстве. Последнее обновление программы: 06/03/2012. Контактные телефоны по приобретению программы: (056)374-55-87 (050)577-29-46
Приложение 3. Удостоверение руководящих и инженерно-технических работников предприятий и организаций морского транспорта о проверке знаний Правил безопасной эксплуатации оборудования
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
М. Недра, 1987. — 271 с. Приведены сведения по организации строительства, сооружению и испытанию линейной части магистральных трубопроводов, монтажу основного оборудования, насосных и компрессорных станций, газотурбинных установок, газомотокомпрессоров и насосов. Даны материалы по сооружению нефтебаз и газохранилищ - монтаж металлических вертикальных резервуаров, подземных.
Гостоптехиздат, 1960. — 278 с. В атласе приведены чертежи и справочные материалы по типовым конструкциям надземных и подземных вертикальных и горизонтальных стальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, приведены данные об устанавливаемом на резервуары оборудовании, арматуре, конструкционных материалах. Атлас полезен проектировщикам и эксплуатирующим.
Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. –140 с. Общие сведение о резервуарах. Планировка резервуарного парка. Основания и фундаменты под резервуары. Расчет стальных резервуаров. Определение напряжений в осесимметричных оболочках по безмоментной теории. Проектирование и расчет вертикальных цилиндрических резервуаров. Определение толщины стенки резервуара. Расчет стенки резервуара на.
Учебное пособие, Уфа: ДизайнПолиграфСервис,2006-416с В данном пособии приведены основные сведения о нефтебазах и автозаправочных станциях: классификация, информация о составе сооружений, применяемом оборудовании, методах расчета и эксплуатации. Также рассмотрены следующие вопросы: испарение нефтепродуктов и методы их сокращения, учет нефтепродуктов и защита технологических.
Учеб. пособие / А. А. Лапшин, А. И. Колесов, М. А. Агеева; Нижегор. гос. архит. -строит. ун-т. - Н. Новгород: ННГАСУ, 2009. Листовые конструкции. Общие сведения. Область применения, классификация и особенности листовых конструкций. Основные положения расч?та листовых конструкций. Вклад В. Г. Шухова в развитие резервуаростроения. Основные нормативные документы. Основные.
Учеб. пособие. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. – 296 с. Физические свойства жидкостей и газов. Нефть и ее переработка. Основные виды топлив. Бензины. Дизельные топлива. Газообразные топлива. Масла и смазки. Моторные масла. Трансмиссионные масла. Пластичные смазки. Экологическая безопасность. Влияние нефтепродуктов на человека и окружающую среду. Пожарная и взрывная.
Постановление Госгортехнадзора РФ от 10 сентября 2001 г. N 40
"Об утверждении "Инструкции по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"
Федеральный горный и промышленный надзор России постановляет:
Утвердить "Инструкцию по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"
Начальник Госгортехнадзора России В.М.Кульечев
по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов
(утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 сентября 2001 г. N 40)
Введена в действие с 1 января 2002 г. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 декабря 2001 г. N 58
^ См. также Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов РД 08-95-95, утвержденное постановлением Госгортехнадзора РФ от 25 июля 1995 г. N 38
1. Общие положения
2. Порядок проведения оценки технического состояния железобетонных
3. Основные факторы сокращения сроков эксплуатации железобетонных
4. Организационные мероприятия, необходимые для проведения работ по
оценке технического состояния железобетонных резервуаров
5. Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров
6. Полное техническое обследование железобетонных резервуаров
7. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации конструкций
8. Оформление и выдача заключения экспертизы промышленной безопасности
по техническому состоянию железобетонного резервуара
Приложение N 1. Справочное. Термины и определения
Приложение N 2. Обязательное. Схема обследования железобетонных
резервуаров с минимальным количеством инструментальных
Приложение N 3. Справочное. Параметры железобетонных резервуаров
Приложение N 4. Справочное. Степень агрессивности некоторых видов нефти
и нефтепродуктов к железобетону
Приложение N 5. Справочное. Акт проведения наружного и внутреннего
осмотра железобетонного резервуара
Приложение N 6. Справочное. Акт определения прочности бетона
1. Общие положения
1.1. Настоящая Инструкция разработана на основе последних исследований в области обеспечения эксплуатационных качеств железобетонных конструкций с учетом особенности работы резервуаров для хранения нефти, темных и светлых нефтепродуктов.
^ См. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 9 июня 2003 г. N 76
1.2. Настоящая Инструкция регламентирует порядок обследования прямоугольных и цилиндрических, подземных, обвалованных, частично обвалованных, наземных, сборных, монолитных, сборно-монолитных железобетонных резервуаров вместимостью от 500 до 40000 м3 (Приложение 3), а также ограждающих железобетонных конструкций казематных резервуаров.
1.3 Настоящая Инструкция не распространяется на обследование технологического резервуарного оборудования (газоуравнительная система, дыхательные, предохранительные клапаны, задвижки, арматура трубопроводов, система заземления и молниезащиты, электрооборудование, насосно-компрессорное оборудование и др.).
1.4. Настоящая Инструкция предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров с целью оценки технического состояния и разработки рекомендаций по условиям их дальнейшей безопасной эксплуатации, срокам и полноты последующих обследований, необходимости ремонта или исключения из эксплуатации.
1.5. Оценка технического состояния железобетонных резервуаров проводится в два этапа:
- частичное наружное обследование резервуара в режиме эксплуатации;
- полное техническое обследование резервуара в режиме временного или длительного выведения его из эксплуатации.
1.6. Оценка состояния резервуаров при полном техническом обследовании производится по результатам выборочного (частичного) или поэлементного (полного) обследования железобетонных конструкций и анализа испытаний физико-механических и физико-химических свойств материалов (бетона, арматуры, облицовок) и определений несущей способности сечений и замерам деформаций и трещин в конструкциях и их стыках (а также в защитных облицовках), подвергавшихся механическим, температурным и коррозионным воздействиям технологической среды и климата в соответствии с требованиями нормативной технической документации.
^ 2. Порядок проведения оценки технического состояния железобетонных резервуаров
2.1. Нормативный срок службы железобетонных резервуаров устанавливается настоящей Инструкцией и принимается равным 30 годам с момента ввода в эксплуатацию.
2.2. Железобетонные резервуары в процессе эксплуатации в соответствии с настоящей Инструкцией должны регулярно подвергаться частичному наружному и полному техническому обследованию с целью:
- своевременного обнаружения и устранения дефектов и повреждений конструкций резервуара для обеспечения его безопасной эксплуатации;
- определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов, повреждений, снижения несущей способности железобетонных конструкций или после окончания нормативного срока службы, а также после аварии.
2.3. Очередность и полнота обследования резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.
Первоочередному обследованию должны подвергаться резервуары:
- имеющие серьезные дефекты и повреждения (п.5.9) или в состоянии ремонта после аварии;
- находящиеся в эксплуатации 30 лет и более без проводимых ранее полных технических обследований;
- находящиеся в эксплуатации более 20 лет, в которых хранятся наиболее агрессивные к железобетонным конструкциям продукты (Приложение 4), без проводимых ранее полных технических обследований.
2.4. Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров проводится инженерно-техническим персоналом предприятия - владельца резервуаров два раза в год с привлечением в случае необходимости экспертных организаций (п.5.9).
2.5. Первое полное техническое обследование проводится экспертной организацией через 10 лет с момента ввода в эксплуатацию железобетонного резервуара. Последующее полное техническое обследование проводится по результатам предыдущего в соответствии с табл.1 (стр.32, разд.7) в зависимости от технического состояния резервуара или в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при частичном наружном обследовании (п.5.9).
2.6. Текущий осмотр состояния резервуарного оборудования и контроль технологических параметров производится эксплуатационным персоналом в соответствии с "Правилами технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти" [15].
^ 3. Основные факторы сокращения сроков эксплуатации железобетонных резервуаров
3.1. Воздействие внешних факторов
3.2 .Воздействие технологических факторов
^ 3.1. Воздействие внешних факторов
3.1.1. Железобетонные конструкции резервуаров в зависимости от их размещения на земле подвергаются воздействию внешних природных климатических факторов (температура, осадки, грунтовые воды).
3.1.2. Воздействию внешних климатических факторов температуры и осадков подвергаются наружные поверхности железобетонных конструкций резервуаров. Воздействию грунтовых, в том числе агрессивных вод подвергаются железобетонные конструкции днищ всех видов резервуаров, а также наружные поверхности стен - заглубленных и обвалованных резервуаров. Воздействию осадков через утеплитель - грунт могут подвергаться конструкции плит покрытия в случае недостаточной их гидроизоляции.
Интенсивность воздействий по градиентам температур, виду и содержанию коррозионно активных к железобетону веществ определяется климатическим районом и нормируется СНиП 2.03.01-84* [10] и СНиП 2.03.11-85 [11].
3.1.3. В бетоне и на арматуре железобетонных конструкций, не имеющих специальной (первичной и вторичной) защиты от коррозии при контакте с агрессивной средой промплощадки резервуара, развиваются процессы коррозии, снижающие долговечность материалов и сроки эксплуатации хранилищ.
3.1.4. В бетоне возможны три вида коррозии:
- химическое растворение кислотами, солями кислот;
3.1.5. Коррозия первого вида наблюдается в бетоне при обмывании и фильтрации талых вод с малой временной жесткостью, в результате чего происходит растворение и вынос из цементного камня гидроксида кальция Са(ОН)2, пассивирующего сталь и предотвращающего коррозию арматуры. Скорость коррозии бетона определяется скоростью обмена, фильтрации воды и количеством Са(ОН)2 в цементном камне (в расчете на СаО).
3.1.6. Прочность бетона R_в(t) в условиях коррозии выщелачивания можно определить по зависимости: R_в(t) = R_o гамма_I, где R_o - исходная прочность, МПа; гамма_I = 1 - 1,5К - ехр(33К) х 10(-5), К = 0,1 при Q_СaО = 60% и К = 0,33 при Q_СaО = 30% от общего количества СаО в цементе.
3.1.7. Коррозии первого вида подвержены в основном железобетонные конструкции резервуаров, подтапливаемые талыми водами. Повышение стойкости обеспечивается методами первичной защиты (используют бетоны со структурой высокой плотности, изготовленные на клинкерных, безусадочных цементах с уплотняющими и расширяющимися добавками) или вторичной защиты (пропитка полимеризующими составами, гидроизоляция мастичными полимерными покрытиями) - СНиП 2.03.11-85 [11].
3.1.8. При коррозии второго вида в бетоне протекают обменные реакции между составляющими цементного камня и химически агрессивными веществами - кислотами, солями кислот. В результате таких реакций образуются легкорастворимые соли или аморфные малорастворимые соединения, ни те, ни другие не обладают вяжущими и защитными свойствами для стальной арматуры.
3.1.9. Прогноз времени (t_сут) полного разрушения слоя бетона (R_в(t) = 0) на глубину h_loc в условиях второго вида коррозии вычисляется по зависимости h_loc = К_i кв. корень (тау_экс), где тау_экс - время эксплуатации, К_i зависит от концентрации кислот и принимается: при рН = 6 К_1 = 1,25 х 10(-3) см/сут; при рН = 4 К_2 = 4,5 x 10(-3); пpи pH = 1 К_3=8,5 х 10(-2).
3.1.10. Второму виду коррозии подвержены железобетонные конструкции резервуаров в условиях болотных вод (рН = 6), заболоченных грунтов. К этому виду коррозии относятся и процессы карбонизации бетона под действием углекислоты, образующейся при взаимодействии углекислого газа воздуха в поровой жидкости цементного камня. На начальной стадии карбонизации поверхностный слой бетона уплотняется вследствие выпадения в осадок карбоната кальция СаСО3 в порах бетона. При увеличении количества углекислоты образуется легкорастворимый бикарбонат кальция Са(НСО3)2, который легко вымывается водой, образует натеки на поверхности, при этом возрастает пористость цементного камня. При карбонизации бетона защитного слоя создаются условия для коррозии арматуры. Наибольшая скорость карбонизации происходит при относительной влажности воздуха 50 - 60%. Замедление карбонизации вызывает уменьшение относительной влажности менее 50% и повышение ее свыше 85%.
3.1.11. В железобетонных резервуарах процессы карбонизации развиваются в бетоне защитного слоя из торкрета на наружной поверхности стенки и внутренних поверхностях конструкций покрытия (особенно в условиях повышенного давления и вакуума).
Глубину карбонизации защитного слоя (h_loc) можно оценивать в зависимости от В/Ц - водоцементного отношения в бетоне (растворе) по зависимости h_loc = 5,0хВ/Ц-1,3К_i, где К_i зависит от длительности эксплуатации тау_экс. При тау_экс = 5 лет K_1 = 0,3; при тау_экс = 10 лет К_2 = 0,1; при тау_экс = 20 лет К_3 = 0,01.
3.1.12. Защита бетона от развития процессов коррозии второго вида:
- первичная защита - следует применять бетоны с низким В/Ц; использовать цементы с наименьшим содержанием свободного Са(ОН)2 и минеральными добавками кремнезема, связывающими гидроксид кальция и вторичная защита: изоляция поверхности бетона пропиточными, лакокрасочными полимерными материалами, облицовками (СНиП 2.03.1-85 [11]).
3.1.13. Коррозия бетона третьего вида наблюдается, когда в результате капиллярного подсоса солевые растворы проникают в поры бетона, затем при испарении грунтовых вод их концентрация увеличивается и происходит кристаллизация с увеличением объема в 1,5 - 3 раза, что приводит сначала к уплотнению бетона, потом к появлению трещин и, наконец, к разрушению. К этому виду коррозии могут быть отнесены процессы, происходящие при действии грунтовых вод с повышенным содержанием сульфат-ионов SО4(-2) (более 400 мг/л). В результате взаимодействия происходит связывание алюминатов цементного камня, образование и рост кристаллов гидросульфоалюмината кальция (эттрингита, который увеличивается в объеме в 4,76 раза) и гипса. Скорость коррозии зависит от концентрации SО4(-2) в воде и от количества алюминатов в цементном камне, а также от суммарной концентрации солей в грунтах.
3.1.14. Прочность бетона R_в(t) в условиях развития коррозии третьего вида можно определить по зависимости R_в(t) = R_в гамма_III, где гамма_III зависит от содержания в бетоне связанных сульфат-ионов (в пересчете на SO3) во времени. При Q_SO3 = 5% гамма_III = 0,9; при Q_SO3 = 10% гамма_III = 0,5 и при Q_SO3 >= 15% гамма_III = 0,1.
3.1.15. В резервуарах такой вид коррозии может иметь место в железобетонных конструкциях днищ, а также стен заглубленных и обвалованных грунтом, содержащим ионы сульфатов и хлоридов или в условиях грунтовых вод.
3.1.16. Защита бетона от развития процессов коррозии третьего вида:
- первичная защита - применение в бетонах цементов с низким содержанием алюминатов (ГОСТ 22266-94 [6]), минеральных уплотняющих структуру добавок и специальных химических добавок (СНиП 2.03.11-85 [11]), бетонов с низким В/Ц;
- вторичная защита - пропитка поверхностей полимерными полимеризующимися составами, покраска бетона полимерными мастичными покрытиями (СНиП 2.03.11-85 [11]).
3.1.17. В плотном неповрежденном бетоне стальная арматура находится в полной сохранности на протяжении длительного срока эксплуатации при любых условиях влажности окружающей среды, т.к. наличие щелочной поровой жидкости (рН приблизительно 12,5) у поверхности металла способствует сохранению пассивного состояния стали.
3.1.18. Коррозия арматуры в бетоне может возникать по следующим причинам:
- уменьшение щелочности влаги ниже критической (рН
