Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рд 03-420-01

Скачать 0.58 Mb.

Название	Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рд 03-420-01
страница	2/5
Тип	Инструкция

filling-form.ru > Туризм > Инструкция

1 2 3 4 5

3.2. Воздействие технологических факторов

3.2.1. Железобетонные конструкции резервуаров в процессе эксплуатации подвергаются воздействию технологических факторов (агрессивные адсорбционно-активные органические вещества хранимых нефтепродуктов, температура, давление, вакуум).

3.2.2. Скорость проникновения нефти и нефтепродуктов в структуру бетона зависит от его пористости, непроницаемости и влажности. С увеличением влажности увеличивается количество пор и капилляров бетона, заполненных жидкой фазой, поэтому проникновение затруднено.

3.2.3. Коррозионная активность нефти зависит от количества серы в ней, сорбционная активность нефтяных сред по отношению к бетону возрастает по мере увеличения в их составе полярных смол и располагается в следующем порядке: керосин, дизельное топливо, сернистый мазут, сернистая нефть, сырая нефть. Нефть и нефтепродукты по воздействию на бетон нормальной плотности (W4) являются агрессивными веществами и по СНиП 2.03.11-85 [11] степень их активности нормируется от сильноагрессивной (кислый гудрон), среднеагрессивной (нефть) до неагрессивной (бензин) (см. приложение 4) и требует вторичной защиты бетона внутренней поверхности резервуара (п.6.7).

3.2.4. Легкие нефтепродукты (бензин и керосин) в течение трех-пяти лет воздействия снижают на 10-15% первоначальную прочность бетона. Дизельное топливо за это же время снижает прочность бетона до 10%.

3.2.5. Для определения прочности бетона в слое, пропитанном темными нефтепродуктами (мазут, сернистая и сырая нефть) при полном техническом обследовании рекомендуется применять формулу R(t) = R_во (1-0,1t_экс), где t_экс - продолжительность воздействия нефтепродуктов на бетон, годы; R_во - исходная прочность бетона, МПа; 0,1 - коэффициент, показывающий интенсивность снижения прочности во времени.

3.2.6. Формула справедлива в течение 7-8 лет после начала пропитки бетона темными нефтепродуктами. В более продолжительные сроки воздействия нефтяных сред прочность бетона ориентировочно можно считать 1/3 первоначальной, более точно определяют неразрушающими методами (п.6.4.9).
4. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
4.1. Организация и проведение работ по частичному наружному обследованию является обязанностью владельца резервуаров. В случае необходимости привлекается экспертная организация (п.5.9).

4.2. Экспертные организации, выполняющие работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров, должны иметь лицензии на проведение таких работ, полученные в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.

4.3. Работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров выполняются экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией по контролю и оценке конструкций, а также имеют обученных специалистов.

4.4. Полное техническое обследование производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар в соответствии с положениями раздела 6 настоящей Инструкции. Минимальное количество и места инструментальных измерений определяются согласно пп.6.3.14, 6.4.5, 6.4.9, 6.4.11-6.4.13 и Схеме обследования железобетонных резервуаров с минимальным количеством инструментальных измерений (приложение 2), уточняются после изучения комплекта технической документации (пп.4.5-4.7), визуального осмотра на месте и окончательно указываются в Программе обследования. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные ранее работы по ремонту или реконструкции.

Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются экспертной организацией, выполняющей обследование, и утверждаются руководителем предприятия - владельца резервуаров.

4.5. Организация проведения работ по полному техническому обследованию выполняется силами владельца резервуаров и включает в себя подготовку хранилища и передачу исполнителю работ комплекта эксплуатационно-технической документации:

сдаточную документацию на строительство резервуара;

эксплуатационную документацию.

4.6. Сдаточная документация на строительство резервуара должна содержать:

комплект рабочих чертежей резервуара, его оборудования и защитных устройств;

акты на скрытые работы (устройство подготовки основания резервуара, устройство дренажа, арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличивание стыков железобетонных конструкций, навивка кольцевой преднапряженной арматуры в цилиндрических резервуарах, торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара, устройство гидроизоляции);

документы о согласовании отступлений от чертежей при строительстве резервуара (в том числе Журнал производства работ);

паспорта, подтверждающие марку бетона, класс арматуры;

паспорта на сборные железобетонные конструкции, акты натяжения арматуры;

акты испытаний резервуара на герметичность и на газонепроницаемость покрытия;

акты монтажа и испытания технологического оборудования;

Журнал производства сварочных работ;

акт приемки в эксплуатацию резервуара после окончания строительства (в том числе журнал и акты геодезических работ).

акт проверки заземляющих устройств;

акт замера сопротивления растекания тока.

4.7. Эксплуатационная документация должна содержать:

Технический паспорт резервуара;

калибровочные таблицы;

Технологическую карту резервуара;

правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров;

Журналы текущего обслуживания;

Журнал регистрации нивелирных отметок резервуара;

Журнал замеров температуры в резервуаре;

Журнал осмотра состояния заземляющих устройств и молниезащиты;

Журнал защиты от статического электричества;

Журнал по проведению осмотров, ремонта резервуара и резервуарного оборудования;

Журнал оперативных распоряжений и приказов;

Журнал эксплуатации дренажной системы;

сведения о наличии утечек нефти и нефтепродуктов с выходом на рельеф, в проходные каналы, камеры управления;

сведения о выполнении мероприятий по подготовке железобетонных резервуаров к эксплуатации в осенне-зимний период и период паводка;

план действий по ликвидации аварий и аварийных ситуаций, по проведению аварийных тренировок;

предписания надзорных органов.

4.8. В случае отсутствия технической документации владельцем должен быть представлен Паспорт на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций.

4.9. Подготовка резервуара к полному техническому обследованию включает:

опорожнение и дегазацию резервуара;

очистку поверхностей железобетонных конструкций от нефтепродуктов, отмывку бетона, закладных деталей и облицовок в местах, указанных в Программе обследования;

монтаж лесов, подмостей, обеспечивающих доступ к местам инструментальных измерений, указанных в программе обследования;

монтаж страховочных устройств к конструкциям, находящимся в неработоспособном (аварийном) состоянии (п.7.8);

отрывку шурфов и каналов снаружи резервуара согласно Программе обследования;

подготовку покрытия резервуара к испытаниям на газонепроницаемость и осадку (пп.5.3-5.7);

инструктаж специалистов организации-исполнителя по правилам техники безопасности и противопожарной безопасности;

выделение вспомогательного персонала и специалистов-технологов для участия в обследовании;

обеспечение средствами личной защиты (шланговыми противогазами, касками, спецодеждой, обувью);

монтаж освещения для проведения подготовительных работ и полного технического обследования;

обеспечение мер пожаровзрывобезопасности.

4.10. Определение физико-механических характеристик бетона и арматуры в железобетонных конструкциях резервуаров должно проводиться в полном соответствии с требованиями нормативных документов на эти виды испытаний [1-9, 18, 20].

4.11. На выполненные при полном техническом обследовании резервуаров работы организации, проводившие их, составляют первичную документацию согласно Правилам технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15] и СНиП 3.03.01-87 [12] (акты, протоколы, журналы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуаров, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.
5. ЧАСТИЧНОЕ НАРУЖНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
5.1. Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров проводится два раза в год для своевременного обнаружения в конструкциях дефектов и принятия соответствующих мер по их устранению, то есть упреждению аварийных ситуаций.

5.2. Частичное наружное обследование проводится инженерно-техническим персоналом предприятия - владельца резервуара без остановки резервуара в целях оценки технического состояния хранилища в режиме эксплуатации.

5.3. При частичном наружном обследовании необходимо произвести следующий объем работ:

проверку состояния комплекта технической документации (согласно пп.4.5-4.7);

проверку состояния водоотводных канав и водоотводных систем, дренажных колодцев, грунтовой обсыпки, откосов, отмостки снаружи по периметру резервуара;

проверку состояния защитного слоя бетона верхнего пояса кольцевой предварительно напряженной арматуры стенки резервуара, наружных поверхностей стеновых панелей и их стыков в местах обвала или размыва грунтовой обсыпки либо в контрольных шурфах, если таковые имеются;

проверку состояния покрытия, выявление дефектов и степени его разрушения (выборочно в трех-четырех местах после расчистки грунтовой засыпки или после слива водяного экрана), состояния монтажных и световых люков и люка-лаза на покрытии;

проверку состояния металлоконструкций - лестниц, площадок, эстакад и др.;

проверку герметичности резервуара (в трех-четырех контрольных скважинах по периметру резервуара, одна из которых в районе места ввода продуктопровода, или по выходу продукта на поверхность грунта в случае перелива, или по появлению продукта в дренажных колодцах или контрольных трубках);

проверку осадки резервуара нивелировкой покрытия в точках, указанных в Журнале регистрации нивелирных отметок, - производится два раза в год в первые 5 лет эксплуатации, далее один раз в 5 лет;

испытание покрытия резервуара на газонепроницаемость (пп.5.4-5.7);

контроль уровня водяного экрана на покрытии - производится один раз в неделю эксплуатационным персоналом.

5.4. Для испытания покрытия резервуара на газонепроницаемость применяется способ измерения падения ранее созданного давления в резервуаре в течение определенного времени.

При использовании этого способа можно определять газонепроницаемость покрытия после каждого частичного или полного заполнения резервуара.

5.5. Измерение давления в газовом пространстве резервуара осуществляется в момент окончания поступления нефти в резервуар после полного закрытия задвижек, при этом система газовой обвязки должна быть отключена.

5.6. Давление в газовом пространстве резервуара измеряется U-образным водяным манометром, подключенным к штуцеру на одном из люков покрытия.

5.7. Резервуар считается выдержавшим испытание покрытия на газонепроницаемость, если созданное в нем давление в течение часа уменьшается не более чем на 70%.

5.8. Результаты проведенных работ при частичном наружном обследовании (п.5.3) фиксируются в Журнале осмотра железобетонного резервуара (Правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти [15]).

5.9. Для проведения полного технического обследования резервуара необходимо привлекать экспертную организацию, если при частичном наружном обследовании выявлены следующие дефекты, повреждения и нарушения требований эксплуатационно-технической документации:

отслоение защитного слоя бетона, оголение кольцевой предварительно напряженной арматуры наружной стенки резервуара на площади более 1 м²;

сквозные трещины и разрушения на покрытии;

отрицательный результат при повторных испытаниях покрытия на газонепроницаемость (п.5.7);

нарушение герметичности резервуара (п.5.3);

неравномерная осадка резервуара [15];

в случае перелива продукта (п.5.3).

Во всех вышеперечисленных случаях необходимо вывести резервуар из эксплуатации и подготовить его в соответствии с п.4.9 для полного технического обследования.

5.10. Обследование состояния резервуарного оборудования (п.1.3) производится силами предприятия-владельца. При необходимости привлекаются экспертные организации.

6. ПОЛНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
6.1. Общие положения

6.1.1. Полное техническое обследование железобетонных резервуаров проводится в соответствии с положениями раздела 2 и включает:

анализ комплекта технической документации (пп.4.5-4.7);

обследование наружных поверхностей стен резервуаров;

обследование конструкций внутри резервуара - колонн, балок, плит, стенок и днища;

обследование покрытия;

обследование элементов вторичной защиты стенок и днища;

обследование места ввода продуктов и приемо-раздаточных патрубков;

определение осадки и герметичности резервуара.
6.2. Анализ комплекта эксплуатационно-технической документации

6.2.1. При анализе эксплуатационно-технической документации устанавливается ее комплектность и собираются следующие сведения:

технические характеристики резервуара - форма (прямоугольная, цилиндрическая), конструкция (монолитная, сборная, сборно монолитная);

основные размеры, объем;

данные о конструкции стенок, днища (материал, тип и размеры) и их вторичной защите;

данные о плитах покрытия (ребристые, плоские, размеры и форма);

данные о фундаментах колонн и стеновых панелей;

данные об основании (бетонная подготовка, гидроизоляция, песчаный слой);

данные по изготовлению и монтажу резервуаров (проектная организация и номер типового проекта, монтажная организация, даты начала и окончания строительства резервуара, монтажа вторичной защиты днища и стен, монтажа оборудования, отступления от проекта в процессе сооружения, виды и результаты испытаний);

данные о режиме эксплуатации резервуара и видах хранимых в нем продуктов;

данные о проведенных ранее частичных наружных и полных технических обследованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту;

данные о проведенных ремонтах с указанием характера и объема произведенных работ;

данные предписаний надзорных органов.
6.3. Обследование наружных поверхностей стен резервуаров

6.3.1. Обследование наружных поверхностей стен резервуаров предусматривает:

а) обследование состояния защитного слоя торкретбетона (торкретраствора), наличие в нем повреждений - усадочных трещин, коррозии (п.3.1.4) цементного камня и мелкого заполнителя (карбонатных частиц), глубину карбонизации;

б) обнаружение признаков коррозии арматуры под защитным слоем, пятен ржавчины, отслоений бетона продуктами коррозии стали;

в) замеры коррозионных дефектов на арматуре - глубины язв при язвенной коррозии и толщины продуктов коррозии при равномерной коррозии;

г) обследование состояния гидроизоляции - ее вида, сплошности, остаточной толщины, вида и размера дефектов.

6.3.2. Для оценки состояния наружного защитного слоя торкретбетона необходимо выполнить четыре шурфа примыкания глубиной до 2,5 м. Расположение одного из шурфов в плане устанавливается в месте анкеровки навитой предварительно напряженной кольцевой арматуры согласно проектным чертежам, других - в местах наибольшего провала грунтовой обсыпки по периметру резервуара. По результатам обследования решается вопрос о необходимости проведения обследования на большей глубине.

6.3.3. Освобожденные от грунта поверхности торкретного покрытия наружной стенки железобетонного резервуара дополнительно очищаются деревянными скребками, водой под давлением и капроновыми щетками.

6.3.4. Состояние очищенной поверхности торкретбетона, наличие продуктов коррозии и характер трещин определяются в соответствии с пп.6.4.6 и 6.4.7 настоящей Инструкции.

6.3.5. Для определения участков отслоившегося торкретного покрытия его простукивают деревянным молотком по всей площади очищенной поверхности. При наличии отслоений - звук дребезжащий или глухой, у прочного покрытия - звонкий. Толщина защитного слоя в местах отслоения определяется линейкой с точностью до 1 мм.

6.3.6. Толщину защитного слоя торкретбетона на неразрушившихся участках определяют магнитным прибором, удовлетворяющим требованиям ГОСТ 22904-93 [8].

6.3.7. Глубина карбонизации участков торкретбетонного покрытия и наличие агрессивных для стали ионов хлора определяются в соответствии с п.6.4.6.

6.3.8. В местах с удаленным защитным торкретбетонным слоем оценивается напряженное состояние кольцевой арматуры прибором с собственной базой.

6.3.9. Степень коррозии предварительно напряженной арматуры на вскрытых участках оценивается визуально в процентах. Изменение диаметров арматуры фиксируется штангенциркулем после удаления продуктов коррозии.

6.3.10. При предусмотренной защитной бетонной оболочке верхнего пояса многослойной предварительно напряженной арматуры оценивается ее состояние по наличию трещин (п.6.4.7) и по степени коррозии бетона (п.6.4.6).

6.3.11. Все дефекты и отслоения защитного торкретбетонного покрытия фиксируются на схеме в Ведомости дефектов на стены резервуара, а на конструкции отмечаются несмываемой краской.

6.3.12. В железобетонных резервуарах в зонах отсутствия кольцевой предварительно напряженной арматуры оценивается состояние бетона панелей наружной стенки резервуара после выполнения шурфов в грунте (п.6.3.2).

6.3.13. В местах, освобожденных от грунта, определяется состояние гидроизоляции, наличие продуктов коррозии бетона (пп.3.1.5, 3.1.13), характер и ширина раскрытия трещин (п.6.4.7), прочность бетона неразрушающими методами контроля (п.6.4.9), величина защитного слоя бетона (п.6.4.4) и степень коррозии арматуры (п.6.4.15) в панелях наружной стенки резервуара.

6.3.14. Минимальное количество участков инструментальных измерений в пп.6.3.6-6.3.9, 6.3.13 принимается по три равномерно по высоте в каждом шурфе.

1 2 3 4 5

	Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов. Резервуары... Мазутный резервуар вертикальный стальной рвс (1990г.) ёмкостью 20 000 м³ (ст.№8) – мазутное хозяйство филиала «Шатурская грэс» ОАО...		Инструкция по проектированию, изготовлению и монтажу вертикальных... Разработаны: Институтом по проектированию объектов нефти и газа зао «Инжиниринговая компания «КазГипроНефтеТранс», Самарским филиалом...
	Термины, определения и сокращения Обеспечение мер предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в период слива/налива нефти и нефтепродуктов на причалах...		Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных Лвж), сжиженных газов (суг, спг), сжатых газов, агрессивных продуктов (кислот) и игристых вин под давлением от 0,25 до 1,8 мпа при...
	Документация предварительного квалификационного отбора по видам товаров,... Проведение предварительного квалификационного отбора (далее – пко) по видам товаров, работ, услуг осуществляется в соответствии с...		Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных... Настоящая Инструкция устанавливает требования и методические указания к проведению технического диагностирования вертикальных стальных...
	Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для... Инструкция предназначена для персонала энергопредприятий, осуществляющего эксплуатацию и ремонт резервуаров для хранения жидкого...		Рд-03. 120. 10-ктн-001-11 Предисловие «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (оао «ак «Транснефть»), обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский...
	Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке... Всероссийский научно-исследовательский и конструкторско-технологический институт оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической...		Закон України "Про метрологію та метрологічну діяльність" від 11. 02. 98 №113/98-вр Инструкция устанавливает единый порядок приемки, транспортировки, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов, проведения учетно-расчетных...

Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рд 03-420-01

Похожие: