Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рд 03-420-01
|
Скачать 0.58 Mb.
|
|
ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ РД 03-420-01 Дата введения 2002-01-01РАЗРАБОТЧИКИ: НПК Изотермик. Авт. колл.: Н.Д.Богатов, В.Т.Гладких, Х.М.Ханухов, А.Е.Воронецкий, Е.А. Гузеев, Е.Ю.Дорофеев. УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 10.09.01 N 40 Инструкция вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. 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. 1.2. Настоящая Инструкция регламентирует порядок обследования прямоугольных и цилиндрических, подземных, обвалованных, частично обвалованных, наземных, сборных, монолитных, сборно-монолитных железобетонных резервуаров объемом 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 в целях оценки технического состояния и разработки рекомендаций по условиям их дальнейшей безопасной эксплуатации, по срокам и степени полноты последующих обследований, в целях установления 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, oблицовок), определения несущей способности сечений и замеров 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 в целях: 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 coстоянии 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 (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 3.1.1. Железобетонные конструкции резервуаров в зависимости от их размещения на земле подвергаются воздействию внешних природных климатических факторов (температура, осадки, грунтовые воды). 3.1.2. Воздействию 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 воздействия по градиентам температур, виду и содержанию коррозионно-активных к железобетону веществ определяется климатическим районом и нормируется по 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 резервуаpa, развиваются процессы коррозии, снижающие долговечность материалов и сроки эксплуатации хранилищ. 3.1.4. В бетоне возможны три вида коррозии: выщелачивание; химическое растворение кислотами, солями кислот; кристаллизационное разрушение. 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 Rв(t) в условиях коррозии выщелачивания можно определить по формуле: Rв(t) = RoI, где Ro - исходная прочность, МПа; I = 1-1,5K-exp(33K)·10-5, K = 0,1 при QCaO = 60% и K = 0,33 при QCaO = 30% 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) по 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 полного разрушения слоя бетона Rв(t) = 0 на глубину hloc в условиях второго вида коррозии вычисляется по зависимости  , где tэкс - время эксплуатации; Ki зависит от концентрации кислот и принимается: при рН = 6 K1 = 1,25·10-3 cм/cyт; пpи pH = 4 K2=4,5·10-3; пpи pH = 1 K3 = 8,5·10-2.3.1.10. 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 вызывается уменьшением относительной влажности воздуха менее 50% и повышением ее свыше 85%. 3.1.11. В железобетонных резервуарах процессы карбонизации развиваются в бетоне защитного слоя из торкретбетона на наружной поверхности стенки и внутренних поверхностях конструкций покрытия (особенно в условиях повышенного давления и вакуума). Глубину карбонизации защитного слоя (hloc) можно оценивать в зависимости от В/Ц - водоцементного отношения в бетоне (растворе) по формуле hloc = 5,0В/Ц-1,3Ki, где Ki зависит от времени эксплуатации tэкс. При tэкс = 5 лет K1 = 0,3; при tэкс =10 лет K2 =0,1; при tэкс = 20 лет K3=0,01. 3.1.12. Защита бетона от развития процессов коррозии второго вида: первичная защита - применение бетонов с низким В/Ц; использование цементов с наименьшим содержанием свободного Са(ОН)2 и минеральными добавками кремнезема, связывающими гидроксид кальция; вторичная защита - изоляция поверхности бетона пропиточными, лакокрасочными полимерными материалами, облицовками (СНиП 2.03.11-85 [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  (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 в воде и от количества алюминатов в цементном камне, а также от суммарной концентрации солей в грунтах.3.1.14. Прочность бетона Rв(t) в условиях развития коррозии бетона третьего вида можно определить по формуле Rв(t) = RвIII, где III зависит от содержания в бетоне связанных сульфат-ионов (в пересчете на SO3) во времени. При QSO3 = 5% III = 0,9; при QSO3=10% III = 0,5 и при QSO3 15% III = 0,1. 3.1.15. В резервуарах такой вид коррозии может иметь место в железобетонных конструкциях днищ, а также стен резервуаров, 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, так как наличие щелочной поровой жидкости (рН12,5) 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<11,8) путем выщелачивания или нейтрализации кислыми газами (карбонизация) гидроксида кальция Са(ОН)2; введение в бетон коррозионно-активных добавок (главным образом, хлоридов) или их диффузия из внешней среды; механическое или коррозионное разрушение защитного слоя бетона; образование трещин в бетоне; активирующее действие хлорид-ионов и сульфат-ионов, которые проникают к поверхности арматуры через дефекты структуры и трещины бетона. 3.1.19. Для арматуры считается опасным содержание хлоридов более 0,1-0,3% массы растворной части бетона. Коррозия стали в присутствии хлор-ионов имеет, как правило, язвенный характер. 3.1.20. Внезапный хрупкий обрыв в результате развития коррозионных трещин может иметь место без уменьшения диаметра при растрескивании кольцевой предварительно напряженной высокопрочной арматуры Вp-II цилиндрических резервуаров (коррозия под напряжением). Соблюдение требований СНиП 2.03.11-85 [11] по трещиностойкости защитного слоя бетона исключает возможность хрупкого обрыва высокопрочной преднапряженной арматуры. Толщина защитного слоя при этом должна быть не менее 25 мм при марке бетона на водонепроницаемость W6 и W8. 3.1.21. Хрупкий обрыв при растрескивании преднапряженной арматуры панелей стен, колонн, балок и плит покрытия не может произойти, так как эти конструкции армированы, как правило, механически упрочненной арматурой класса A-III и А-IV, в которой процессы такого характера не имеют места. 3.1.22. Для защиты арматуры от коррозии ее оголенные участки обрабатывают ингибиторами коррозии (нитраты, бура), затем восстанавливают и обеспечивают сохранность защитного слоя бетона от всех видов коррозии (пп.3.1.5, 3.1.8, 3.1.13) и от воздействия агрессивной среды (СНиП 2.03.11-85 [11]). 3.1.23. Прочность неповрежденного бетона при отсутствии коррозионных процессов увеличивается продолжительное время, измеряемое годами, так как в цементном камне всегда есть непpoгидратированные зерна, которые, реагируя с водой, образуют новые соединения, упрочняющие бетон. Увеличение прочности может достигать 10-30% за 5-10 лет. 3.1.24. Прочность поврежденного бетона, наоборот, может уменьшаться в зависимости от скорости коррозии, разрушающей структуру цементного камня (раздел 3 настоящей Инструкции). Возможное уменьшение прочности бетона в длительные сроки необходимо рассматривать в каждом отдельном случае с оценкой агрессивности сред (СНиП 2.03.11-85 [11]), условий эксплуатации и контролем прочности неразрушающими методами (пп.6.4.9, 6.4.10) при полном техническом обследовании. |
Похожие:
 |
" утрачивают силу всн 311-81/Минмонтажспецстрой СССР "Инструкция... Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3 |
|
Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию... Руководство по безопасности Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров |
|
" утрачивают силу всн 311-81/Минмонтажспецстрой СССР "Инструкция... ... |
 |
Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных... Российской Федерации, Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли, регламентирующие деятельность... |
|
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «правила... Настоящие Федеральные нормы и правила области промышленной безопасности «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных... |
|
Руководящие документы госгортехнадзора россии положение О системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов |
|
Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти... Инструкция по учету нефти и нефтепродуктов разработана на основе действующих нормативных документов, положений и стандартов |
|
Инструкция по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов Особые требования к чистоте поверхности при подготовке резервуаров к дефектоскопии 25 |
|
Техническое задание на проведение диагностирования резервуаров вертикальных... Технологические резервуары вертикальные стальные (рвс), используемые для хранения нефти, нефтепродуктов и технологической воды |
|
Описание типа средства измерений Пвсп-01 (далее – влагомеры пвсп-01) предназначены для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, двужущихся в потоке... |
|
Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 Г. Утверждено... Ii. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов |
|
812 963-04-20 утверждены «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов» (далее Правила) устанавливают требования, соблюдение которых направлено... |
|
Технические условия на оказание услуг по зачистке резервуаров, емкостей... Настоящее Приложение устанавливает порядок очистки ручным способом горизонтальных и вертикальных резервуаров, а также емкостей топливозаправщиков,... |
|
Инструкция ООО «рн-уватнефтегаз» по безопасному устройству и эксплуатации... Инструкция ООО «рн-уватнефтегаз» «По безопасному устройству и эксплуатации складов временного хранения нефти и расходных складов... |
|
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... |
|
Решение по рд 03-380-00 Инструкция по обследованию шаровых резервуаров... П. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения,... |