Руководство по безопасной эксплуатации резервуаров. Скачать руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от___ _________ 2014 г. № ____

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ

I. Общие положения

1. 
   Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров
   для нефти и нефтепродуктов» (далее – Руководство по безопасности) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г.
   № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и в целях содействия соблюдения требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. № 520, зарегистрированным Министерством юстиции Российской Федерации
   16 декабря 2013 г., регистрационный № 30605 (Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2014, № 1).
2. 
   Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации по обеспечению промышленной безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию вертикальных стальных резервуаров
   для хранения нефти и нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом.
3. 
   Настоящее Руководство по безопасности распространяется на резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей (далее - РВС), резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном
   (далее - РВСП), резервуары вертикальные стальные с купольной крышей
   и понтоном из алюминиевых сплавов (далее - РВСПА), резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей (далее - РВСПК) объемом от 0,1 до 50 тыс. м 3 , предназначенные для хранения нефти (нефтепродуктов), расположенные в районах с сейсмичностью не выше 9 баллов включительно по шкале MSK–64.

Настоящее Руководство по безопасности распространяется на следующие конструкции и элементы резервуара: днище, в том числе окрайку и уторный узел; стенку; крышу, в том числе настил и несущие конструкции; понтон и плавающую крышу; лестницы и площадки обслуживания; трубопроводы, находящиеся внутри резервуара; люки, патрубки, в том числе приёмо-раздаточные патрубки. Положение определяет требования и порядок диагностирования антикоррозионных покрытий (далее – АКП), защиты
от статического электричества и электрохимической защиты (далее - ЭХЗ).

1. 
   Настоящее Руководство не распространяется на:

изотермические резервуары;

горизонтальные резервуары;

баки-аккумуляторы;

резервуары для агрессивных химических продуктов.

1. 
   Организации, осуществляющие эксплуатацию, техническое диагностирование резервуаров и разрабатывающие проектную документацию на их ремонт и реконструкцию или являющиеся заказчиками технического диагностирования, ремонта, реконструкции резервуаров, могут использовать иные способы и методы, чем те, которые указаны в настоящем Руководстве
   по безопасности.
2. 
   Используемые в настоящем Положении термины и определения приведены в Приложении № 2.

ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

1. 
   В период эксплуатации резервуары в плановом порядке подвергаются частичному и полному техническому диагностированию.

1. 
   Сроки проведения повторного технического диагностирования определяется в соответствии с п.9 настоящего документа. Для резервуаров, отработавших нормативный срок эксплуатации, срок его дальнейшей безопасной эксплуатации определяется на основании экспертизы промышленной безопасности. В экспертизе указывается срок проведения повторной экспертизы промышленной безопасности.

1) объект экспертизы соответствует требованиям промышленной безопасности;

2) объект экспертизы не в полной мере соответствует требованиям промышленной безопасности и может быть применен при условии внесения соответствующих изменений в документацию или выполнения соответствующих мероприятий (в заключении указываются изменения, после внесения которых документация будет соответствовать требованиям промышленной безопасности, либо мероприятия, после проведения которых резервуар будет соответствовать требованиям промышленной безопасности);

3) объект экспертизы не соответствует требованиям промышленной безопасности.

В мероприятиях по обеспечению безопасной эксплуатации резервуара может быть предусмотрено снижение уровня взлива или проведение ремонта по восстановлению несущей способности конструкций.

1. 
   Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров составляет:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится один раз в 20 лет после пуска в эксплуатацию, последнего ремонта или через 10 лет после частичного технического диагностирования;

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации более 20 лет:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования;

для остальных резервуаров:

частичное техническое диагностирование – не реже одного раза в 5 лет;

полное техническое диагностирование – не реже одного раза в 10 лет.

1. 
   Технические решения, обеспечивающие длительную безопасную эксплуатацию резервуаров:

обеспечение средствами ЭХЗ защитного потенциала в процессе эксплуатации на резервуаре и технологических трубопроводах ;

конструкция резервуара должна обеспечивать проведение мониторинга герметичности днища, для чего должно применяться не менее одного
из следующих технических решений:

в основании резервуара устанавливается система контроля протечек
с использованием гибких мембран;

применяется конструкция двойного днища;

применяется конструкция фундамента днища, позволяющая осуществлять контроль за его техническим состоянием;

применяются другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

1. 
   Контроль технического состояния (периодический) резервуара должен проводиться соответствующей службой или квалифицированными специалистами из числа инженерно-технических работников организации-владельца резервуара ежемесячно. Персонал, выполняющий указанную работу, должен иметь необходимую квалификацию, знать средства и методику выполнения работ, характеристики хранимого продукта и должен быть проинструктирован о мерах безопасности при проведении работ. Контроль технического состояния (периодический) резервуара должен включать внешний осмотр поверхности резервуара для обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки основания, состояния отмостки, защитных лакокрасочных покрытий и оборудования. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал ежемесячно.
2. 
   Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК 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 1510-84, ГОСТ 28576-90, ГОСТ Р 51858-2002). На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.
3. 
   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, признаются годными к эксплуатации и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования.
4. 
   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 устанавливается в программе их полного технического диагностирования. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы следует учитывать объем работ, выполненных при их частичном техническом диагностировании.

1. 
   Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на организацию-владельца резервуаров (эксплуатирующую организацию). Организация-владелец резервуаров (эксплуатирующая организация) представляет всю необходимую нормативную и техническую документацию диагностирующей организации.

1. 
   Работы по техническому диагностированию резервуаров выполняются экспертными организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом. Проведение экспертизы промышленной безопасности выполняется организациями, имеющими лицензию на указанный вид деятельности.
2. 
   Частичное техническое диагностирование резервуара осуществляется с наружной стороны без выведения его из эксплуатации.
3. 
   Временный вывод резервуара из эксплуатации для проведения его полного технического диагностирования осуществляется на основании действующего в организации-владельце резервуара (эксплуатирующей организации) утвержденного руководителем плана или в случае аварийной ситуации на основании письменного распоряжения руководителя.
4. 
   Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ утвержденным и согласованном в установленном порядке.
5. 
   При временном выводе резервуара из эксплуатации выполняются следующие работы:

депарафинизации трубопроводов системы подслойного пожаротушения (при наличии);

отключение с установкой заглушки газоуравнительной системы (при наличии);

отключение электропривода системы размыва донных отложений;

откачка нефти (нефтепродукта) из резервуара;

закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

проверка герметичности задвижек;

отключение электропитания электроприводов задвижек;

вывешивание предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);

установка заглушек на фланцевых соединениях трубопроводов резервуара;

отключение системы автоматики и телемеханики резервуара (кроме системы пожаротушения);

зачистка резервуара;

оформление и утверждение руководителем или главным инженером организации-владельца резервуара или резервуарного парка (эксплуатирующей организации) акта о готовности резервуара к проведению технического диагностирования.

1. 
   В объем работ по зачистке резервуара входят следующие работы
   по подготовке внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию:

откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;

пропарка;

удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;

контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;

контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.

1. 
   Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим техническому диагностированию, обеспечивается свободный доступ персонала, участвующего в проведении работ по техническому диагностированию.
2. 
   Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие техническому диагностированию, очищаются от загрязнений. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяются, исходя из применяемого метода технического диагностирования.
3. 
   Организация-владелец резервуара (эксплуатирующая организация) обеспечивает подключение диагностической аппаратуры и осветительных приборов, не имеющих автономных источников питания, к сетям электроснабжения.

ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА

1. 
   Техническое диагностирование резервуара производится
   в соответствии с программами, содержащими требования к видам и объемам выполняемых работ.

Типовая программа полного технического диагностирования приведена в Приложении № 3 .

1. 
   В типовых программах определены:

наиболее напряженные зоны (участки) основных элементов конструкций, которые в условиях эксплуатации наиболее предрасположены к образованию различных дефектов;

минимальные объемы и методы контроля или исследования механических свойств и микроструктуры металла основных элементов.

В типовых программах предусмотрены следующие методы контроля:

основные:

наружный осмотр;

ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла (УЗК);

геодезический;

дополнительные:

течеискание пузырьковым вакуумным способом (далее - ПВТ);

контроль избыточным давлением;

радиографический контроль (РК);

измерение твердости переносными приборами;

исследование микроструктуры по репликам и сколам;

исследование химического состава, механических свойств и микроструктуры металла элементов на образцах, вырезанных из резервуара (при необходимости)

Допускается использование других методов контроля, аттестованных в установленном порядке.

1. 
   На основе типовой программы на каждый резервуар (или группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях), разрабатывается индивидуальная программа.
2. 
   Индивидуальная программа разрабатывается экспертной организацией. При разработке учитываются конкретные особенности технологии изготовления и монтажа, условия эксплуатации резервуара, историю аварий и повреждений, а также изменения, внесенные в конструкцию резервуара в результате проведенных работ по ремонту или реконструкции (по результатам анализа технической и эксплуатационной документации).
3. 
   Индивидуальная программа согласуется с руководителем организации-владельца резервуара или резервуарного парка (эксплуатирующей организации).
4. 
   Индивидуальная программа может быть откорректирована, если в процессе технического диагностирования будет установлена необходимость выполнения работ по диагностированию конструкций, не включённых в указанную программу, или когда использованные методы технического диагностирования не в полной мере обеспечивают получение точных и объективных результатов. Решение о корректировке индивидуальной программы должно быть согласовано с руководителем организации-владельца резервуара или резервуарного парка (эксплуатирующей организации).
5. 
   Техническое диагностирование и заключение о техническом состоянии и о возможности дальнейшей эксплуатации резервуаров, сооруженных по зарубежным нормам, и резервуаров емкостью свыше 50 тыс. м 3 , производятся по индивидуальным программам, разрабатываемым с привлечением специализированных проектных и научно-исследовательских организаций.

СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРА

1. 
   Данные, полученные по результатам технического диагностирования резервуара, служат основанием для разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации.
2. 
   Оценка технического состояния (далее - ОТС) элементов конструкций резервуаров для каждого вида работ, предусмотренного в индивидуальной программе (см. раздел 5), по результатам ВИК, УЗТ, УЗК, РК, АЭК и других методов контроля проводится в соответствии с требованиями действующих стандартов, сводов правил и нормативных документов федеральных органов исполнительной власти, а также с учетом эксплуатационных документов на оборудование резервуара. Рекомендуемые нормы оценки технического состояния конструкций резервуаров по результатам технического диагностирования приведены в Приложении № 7.
3. 
   По результатам работ, в соответствии с индивидуальной программой, на основании актов и протоколов проведения работ, испытаний, составляется сводная дефектная ведомость (см. Приложение № 8) с перечнем всех выявленных дефектов, с указанием их расположения на эскизах.

выявления на резервуаре недопустимых дефектов (трещин, отпотин, сквозных отверстий в окрайке, центральной части днища, на стенке, приемо-раздаточных патрубках и люках);

наличия дефектов, являющихся источниками акустической эмиссии (далее - АЭ) классов III или IV на стенке и класса Е на днище резервуара;

недопустимого уменьшения толщины листов стенки и несущих конструкций крыши;

недопустимых деформаций фундамента резервуара;

затоплении понтона (плавающей крыши);

запрещения дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара по результатам ОТС.

1. 
   Толщины отдельных листов стенки по результатам измерений в наиболее прокорродировавших местах не должны быть меньше предельно-допустимых толщин, определенных расчетом на прочность и устойчивость.
2. 
   При наличии элементов, не предусмотренных в проектной документации, дефектов геометрической формы стенки и днища, величины которых превышают допустимые пределы, резервуар выводят из эксплуатации для проведения ремонта. Допускается эксплуатация такого резервуара
   до очередного капитального ремонта с ограничением эксплуатационных нагрузок (уровень залива, вакуум), подтвержденного расчетом.
3. 
   Возможность и срок дальнейшей эксплуатации резервуара с дефектами сварных соединений и основного металла, превышающими допустимые значения по нормативной и технической документации, рекомендуется определять расчетами, выполняемыми специализированными экспертными организациями по методикам, согласованным с Ростехнадзором.

1. 
   Не рекомендуется эксплуатация резервуара, если даже один
   из элементов его основной конструкции перешел в предельное состояние.
2. 
   Предельное состояние элементов конструкции резервуара определяется прочностными расчетами с учетом:

отклонений геометрической формы, измеренных по образующим стенки;

наличия элементов, не предусмотренных в проектной документации и установленных на резервуар в ходе работ по монтажу и ремонту;

эксплуатационной нагрузки (снеговая, ветровая, гидростатическое давление жидкости и избыточное давление газа, аварийный вакуум);

концентрации напряжений вызванных местными дефектами сварных соединений;

скорости протекания коррозионных процессов.

1. 
   Для резервуаров, эксплуатирующихся при пониженных температурах (расчетная температура ниже минус 45 °С ), рекомендуется выполнение поверочных прочностных расчетов узлов с учетом хрупкого разрушения согласно СП 16.13330.2011.
2. 
   При определении остаточного ресурса, для назначения срока следующего технического диагностирования резервуара, выполняются следующие виды расчетов:

расчёт напряженно-деформированного состояния (далее – НДС) стенки, элементов днища резервуара с учетом локальных деформаций (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, ребер и колец жесткости;

расчет сварных соединений на малоцикловую усталость (при количестве циклов «слив-налив» более 200).

1. 
   Расчет на прочность и устойчивость стенки резервуара выполняется
   в соответствии c ГОСТ 31385, Руководством по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утверждено приказом Ростехнадзора №780 от 26.12.2012) , СП 16.13330.2011, СП 20.13330.2011. По результатам расчета определяется минимальная требуемая толщина стенки резервуара по условиям прочности и устойчивости, а также значения действующих напряжений для выполнения расчетов
   на малоцикловую усталость.
2. 
   Расчёт НДС стенки резервуара с учетом локальных деформаций (вмятин, выпучин), угловатостей сварных швов, ребер и колец жесткости. Расчет НДС конструкций резервуара рекомендуется осуществлять проведением компьютерного моделирования с использованием сертифицированных программных комплексов, реализующих методы конечных элементов.
3. 
   По результатам расчета определяется степень опасности выявленных дефектов для продолжения эксплуатации резервуара, определяются значения максимальных и минимальных напряжений для выполнения расчетов на малоцикловую усталость.
4. 
   Расчет сварных соединений на малоцикловую усталость (при количестве циклов «слив-налив» более 200) рекомендуется выполнять в соответствии с действующими нормами или методиками.

1. 
   По результатам расчета определяется:

допускаемые амплитуды напряжений при заданном числе циклов.

1. 
   Расчеты стационарных и плавающих крыш выполняются в следующих случаях:

изменение условий эксплуатации (избыточное давление, вакуум, изменение плотности хранимого продукта);

изменение нормативных документов, регламентирующих определение ветровых и снеговых нагрузок.

1. 
   Расчеты стационарных и плавающих крыш резервуара осуществляются проведением компьютерного моделирования
   с использованием сертифицированных программных комплексов, реализующих методы конечных элементов
2. 
   При выполнении расчётов стационарной крыши резервуара учитываются следующие нагрузки и воздействия:

собственный вес теплоизоляции на крыше;

давления ветра;

избыточного давления или вакуума.

1. 
   При расчетах каркасных стационарных крыш рекомендуется учитывать совместную работу элементов каркаса и листового настила.
2. 
   При расчетах каркасных стационарных крыш взрывозащищенного исполнения листовой настил в расчетную схему не включается. Вес листового настила добавляется к постоянной нагрузке от собственного веса крыши.
3. 
   Расчеты плавающей крыши выполняются для следующих положений крыши:

на опорных стойках.

1. 
   При выполнении расчётов плавающей крыши резервуара на плаву и на опорных стойках учитываются следующие нагрузки и воздействия:

вес оборудования на крыше;

вес снегового покрова при симметричном и несимметричном распределении снега на крыше;

давление ветра;

потеря герметичности центральной части и двух смежных секций понтона однодечной плавающей крыши;

потеря герметичности двух смежных коробов понтона двудечной плавающей крыши.

1. 
   По результатам расчета (значениям максимальных/минимальных напряжений и прогибов) определяют параметры сечений элементов, необходимые для обеспечения эксплуатации конструкций стационарной крыши при заданных нагрузках или допустимые нагрузки при фактических параметрах сечений.
2. 
   Остаточный ресурс элемента конструкции резервуара по скорости коррозии определяют в соответствии с результатами расчетов на прочность, устойчивость и НДС.

Скорость коррозии элемента конструкции резервуара V i _корр , мм/год, определяется по формуле:

, (2)

где – фактическая толщина элемента конструкции резервуара на момент начала эксплуатации, мм;

Примечание – В случае отсутствия данных принимается равной толщине элемента, приведенной в проектной документации.

t i – толщина элемента, определенная по результатам технического диагностирования, мм;

T i _ корр – промежуток времени между вводом элемента конструкции (после строительства, ремонта) и последним техническим диагностированием, год.

1. 
   Допускаемая толщина пояса стенки определяется как минимальное значение по критериям прочности и устойчивости.
2. 
   Предельно-допустимый износ листов кровли, центральной части понтона (плавающей крыши), днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50 % от величины, установленной в проектной документации.

1. 
   Результаты технического диагностирования оформляются в виде технического отчета и приложений к нему и могут содержать следующую информацию, в том числе взятую из технической и эксплуатационной документации (проектная документация, паспорт и др.) на резервуар:

место расположения резервуара, его инвентарный номер и дату проверки;

техническую характеристику резервуара: тип, диаметр, высота, объем, шифр и обозначение проектной документации, наименование завода-изготовителя, данные о хранимом в резервуаре продукте (с указанием плотности);

данные о режиме эксплуатации резервуара по технологической карте;

данные о металле (толщины листов, характеристики профилей), из которого изготовлены конструкции (стенка, днище, крыша, понтон, люки, патрубки, ветровое (опорное) кольцо, кольца жесткости), с указанием марки стали, механических характеристик и химического состава (по данным сертификатов);

сведения о технологии сварки и сварочных материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара;

перечень оборудования, установленного на резервуаре;

данные о видах и датах аварий, отказов, количество и описание проведенных ремонтов;

даты и результаты проведенных ранее технических диагностирований;

сведения о комплектности эксплуатационно-технической документации;

результаты осмотра, визуального и измерительного контроля, а также геодезических и сопутствующих измерений;

результаты измерения фактических толщин конструкций;

результаты измерения геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;

результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений и основного металла (в случае их проведения);

результаты механических испытаний химического и металлографического анализа основного металла и сварных соединений (в случае их проведения);

выводы по результатам технического диагностирования, которые должны содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов и резервуара в целом;

расчеты прочности, устойчивости, остаточного ресурса конструкций резервуара.

1. 
   К техническому отчету прилагаются следующие материалы:

эскизы крыши, днища, понтона, плавающей крыши, развертки стенки резервуара, с указанием координат положения дефектов, мест установки оборудования, разбежка сварных швов и т. д.;

фотоматериалы;

акты и протоколы проведения работ, испытаний;

перечень используемого оборудования и средств измерений;

копии протоколов, лицензий, копии свидетельств о поверке утвержденных в установленном порядке типов средств измерений, аттестаты и протоколы первичной (периодической) аттестации сертифицированного в установленном порядке испытательного оборудования.

1. 
   Текстовая часть технического отчета заканчивается выводами и рекомендациями с указанием возможности или условий дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара.
2. 
   В техническом отчете приводятся результаты оценки ремонтопригодности резервуара и рекомендации по выполнению ремонтных работ или по выводу его из эксплуатации.
3. 
   Оформленный технический отчет подписывается исполнителями и утверждается руководителем экспертной организации.
4. 
   Первый экземпляр технического отчета хранится в экспертной организации. Второй экземпляр технического отчета прилагается к паспорту
   на резервуар.