Управление ресурсом безопасной эксплуатации стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов являются чрезвычайно опасными объектами с точки зрения пожарои взрывоопасности, экологической опасности. В зависимости от размеров, конструктивного оформления и характерных особенностей изготовления и эксплуатации они относятся к негабаритным оболочковым конструкциям. Обеспечение безопасности резервуаров в значительной степени связано с корректным учетом многофакторного воздействия рабочей и окружающей среды, технологических и конструктивных параметров. В таблице 1 приведены данные по авариям стальных резервуаров и их последствиям [4]. Как видно, огромный ущерб наносится не только экономике отраслей и страны в целом, но также здоровью и жизни людей. Следует заметить, что информация о причинах возникновения и последствиях аварий не является полной. Фирмы-владельцы разрушенных резервуаров, как у нас в стране, так и за рубежом, не заинтересованы в распространении достоверной информации об истинных причинах разрушения резервуаров, о масштабах причиненного ущерба, экологических последствиях аварий, часто представляют недостоверную информацию или фальсифицируют результаты экспертизы.

Таблица 1 — Аварии резервуаров (по опубликованным данным).

Год Место расположения Последствия.

1 2 3.

1950 Уруссинская нефтебаза Урало-Сибирского нефтепроводного управления Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1953 Уфимский резервуарный парк нефтепровода Уфа-Ишимбай Пожар. Уничтожено пять резервуаров РВС-5000, перекачивающая станция и другие сооружения. Погибло 29 человек.

1954 Уфимский нефтеперерабатывающий завод Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1955 Нефтебаза (г. Бердск) Полное разрушение резервуара.

1955 Резервуарный парк фирмы ЕББО г. Фоулей (Англия) Полное разрушение двух резервуаров.

Продолжение таблицы 1.

1 2 3.

1956 Нефтебаза (г. Воронеж) Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1957 Нефтебаза (г. Харьков) Полное разрушение резервуара РВС-700.

1959 Благовещенская нефтебаза Хабаровского управления Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1960 Каменская нефтебаза Ростовского управления Главнефтеснаба РСФСР Пожар. Полное разрушение резервуара, погибли 41 человек, сгорели три жилых здания, административное здание нефтебазы, тарное хранилище, разливочная, ЛЭП, коммуникации и др.

1961 Нефтеперекачивающаястанция «Субханкулово» Урало-Сибирского нефтепроводного управления Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1963 НПС «Кротовка» Куйбышевского нефтепроводного управления Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1969 Площадка Сокур-4 Новосибирской области Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1969 Нефтеперекачивающая станция «Камыш-Бурун» Озек-Суатского РНУ Полное разрушение трех резервуаров РВС-5000.

1970 Резервуарный парк фирмы ЕЗЭО г. Фоулей (Англия) Полное разрушение трех резервуаров.

Нефтебаза близ Лондона Полное разрушение трех резервуаров.

1974 НПС «Александровская» нефтепровода Александровск—Анжеро-Судженск. Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1974 Корпорация «Митсубиши» (Япония) Полное разрушение резервуара.

1978 Нефтебаза (г. Ленинград) Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-50 000.

1979 НПС «Торгили» Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров РВС-20 000.

1983 Резервуарный парк установки по переработке газового конденсата (г. Дудинка) Пожар. Полное разрушение резервуара. Погибли два человека.

1987 Резервуарный парк очистных сооружений Кама-Исмагиловский УКПП НГДУ «Татнефть» Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-5000.

Окончание таблицы 1.

1 2 3.

1988 Нефтебаза (г. Донецк) Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1984 Корсаковская перевалочная нефтебаза (Сахалин) Пожар. Полное разрушение резервуара РВС-5000.

1974 Нефтебаза в Куйбышевской области Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров.

1981 НПС «Каркатеево» (Тюменская обл.) Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров РВС-20 000.

1985 Объединение «Куйбышевнефть» Пожар. Уничтожены все резервуары нефтепарка.

1985 Объединение «Оренбургнефть» Пожар. Уничтожены все резервуары нефтепарка.

1990 Игревское НПУ АНК Удмуртнефть Пожар. Полное разрушение резервуара.

1994 НГДУ «Туймазанефть» Взрыв. Пожар. Полное разрушение четырех резервуаров.

1996 Нефтепарк «Раевка» НГДУ «Акса-ковнефть» Полное разрушение резервуара.

В нефтехозяйстве Российской Федерации насчитывается более 50 000 стальных вертикальных резервуаров различного назначения и габаритов, в т. ч. суммарная вместимость резервуарных парков около 2000 нефтебаз и их филиалов компании «Транснефтепродукт» составляет более 30 млн м, о нефтеперекачивающих станций компании «Транснефть» — более 15 млн м, системы нефтедобывающих предприятий — более 26 млн м3, нефтеперерабатывающих компаний — около 18 млн м3.

Наружные поверхности резервуаров, находящихся на открытом воздухе, испытывают воздействие атмосферной коррозии, которая зависит от температуры и влажности окружающей среды, а также наличия в атмосфере коррозионно-опасных примесей (морская атмосфера, промышленная атмосфера). Обычно наружные поверхности испытывают слабоагрессивную степень воздействия. Защита от коррозии наружных поверхностей осуществляется аналогично антикоррозионной защите общестроительных конструкций путем применения атмосферостойких покрытий. В целом утонение окрашенных стенок резервуаров за счет атмосферной коррозии весьма незначительно (около 0,001 мм/год) и практически не принимается во внимание при проектировании резервуаров.

Внутренние поверхности резервуара, контактирующие с хранимым продуктом и его парами, а также подтоварной водой, подвержены более значительному воздействию среднеагрессивной или сильноагрессивной среды. Коррозия внутренних поверхностей является доминирующим фактором, влияющим на нормативный срок службы резервуара.

Около 90% всех аварий и отказов резервуаров прямо или косвенно связаны с коррозией. Поэтому эффективность противокоррозионной защиты и величина припуска по толщине стенки, назначаемого при проектировании резервуаров, в значительной степени определяют уровень надежности резервуара.

Одним из путей решения проблемы повышения сроков безопасной эксплуатации резервуаров являются разработка и использование превентивного научно обоснованного метода оценки влияния технологических и конструктивных факторов на скорость утонения стенок резервуаров.

Увеличение ресурса и сроков безопасной эксплуатации резервуаров достижимо сохранением толщины стенки не ниже расчетных значений, которое ведется в основном по двум направлениям: прибавление к толщине стенки припусков на коррозию для обеспечения заданного срока службы резервуаров без потери конструкциями несущей способности и функциональных свойств, выполнение антикоррозионной защиты лакокрасочными покрытиями.

При проектировании резервуаров всегда возникает вопрос о величине припуска на коррозию и защитной способности лакокрасочного покрытия. Весьма актуален также вопрос о повышении защитных свойств лакокрасочных материалов (ЛКМ) отечественного производства путем разработки новых рецептур ЛКМ или модифицирования серийно выпускаемых материалов. В соответствии с новым ГОСТ Р52 910−2008 [73] величина припуска на коррозию определяется заказчиком при выдаче исходных данных на проектирование резервуаров. Данное обстоятельство не имеет научно аргументированного обоснования.

Применение защитного покрытия имеет неопределенность при оценке его влияния на износ стенки резервуара, поскольку само понятие «защитная способность» покрытия не вполне определено. Такая характеристика, как «срок службы» покрытия не может характеризовать в полной мере его защитную способность, так как коррозия металла под покрытием начинается задолго до начала разрушения покрытия. Назначение типа покрытия с условием обеспечения минимальной величины припуска по толщине стенки металла является актуальнейшей проблемой современного резервуаростроения. Решению проблем, связанных с коррозией и ресурсом резервуаров, посвящены труды многих ученых — В. Б. Галеева, А. А. Гоника, А. Г. Гумерова, И. Г. Ибрагимова, А. А. Калимуллина, А. А. Коршака, В. Ф. Котова, В. В. Кравцова, М. В. Кузнецова, М. В. Лыкова, В. Ф. Новоселова, Е. Н. Сафонова, М. К. Сафаряна, П. И. Тугунова и др. Несмотря на большое количество фундаментальных исследований в этой области, методология оценки износа резервуаров с учетом действующих факторов не разработана. Мировой опыт эксплуатации резервуарных парков неоднократно показал, что недоучет многофакторного влияния на ресурс металлоконструкций приводит к крупным катастрофам. Решение такой задачи применительно к резервуарам нефтегазовой отрасли и обеспечение промышленной безопасности резервуарных парков, предприятий и населенных пунктов, расположенных в районе нефтеи нефтепродуктохранилищ — это проблема не узкого ведомственного значения, а задача государственной важности.

В развитие современных методов диагностирования стальных резервуаров для нефтепродуктов внесли существенный вклад Л. А. Бабин, В. А. Буренин, Р. М. Галимов, Р. А. Жданов, М. Г. Каравайченко, Н. М. Фатхи-ев, Л. Н. Шаров и др. Практически все методы диагностирования базируются на выявлении различных дефектов и отклонений геометрической формы и разме ров металлоконструкций и расчете времени до критического состояния по формулам малоцикловой усталости. Эти методы позволяют дать оценку состояния индивидуального резервуара и в подавляющем большинстве случаев их применение оправдано.

При этом учет коррозии и защитного покрытия проводится весьма ориентировочно. В частности, широко используются расчетные зависимости (1) и (2) [184], в которых коэффициент коррозии X в диапазоне значений 0,02— 0,1 назначается без достаточной научной аргументации. Согласно этим формулам остаточный ресурс при отсутствии мер по защите от коррозии уменьшается всего на 10%, а при использовании специальных мер — на 2—5%. Следует отметить, что упомянутые методы не приемлемы для превентивной оценки ресурса резервуара на стадии его проектирования. где ТУо — ресурс стенки резервуара без учета коррозионного воздействияРкс — коэффициент влияния среды. где X — коэффициент коррозии, который составляет: при осуществлении специальных мер по снижению коррозии — 0,02−0,05- без применения мер по снижению коррозионного воздействия — 0,1.

Предупредительное и прогнозируемое управление ресурсом стальных резервуаров на стадии проектирования заключается в: обеспечении достаточного припуска на коррозию (по толщине стенки) — применении защитного покрытия соответствующего качества на внутренней поверхности резервуараназначении при проектировании заниженного припуска на коррозию в сочетании с применением соответствующего защитного покрытия,.

Текущее управление заключается в своевременном возобновлении защитного покрытия в период эксплуатации для обеспечения заданного ресурса безопасной эксплуатации резервуара.

1).

Зкс = МЫ,.

2).

Целью настоящего диссертационного исследования на основе комплексных экспериментальных и производственных данных явилась разработка методологии превентивного и текущего управления ресурсом безопасной эксплуатации стальных резервуаров с учетом конструктивных и технологических факторов и свойств защитного покрытия внутренней поверхности.

Научная новизна.

1 Сформулирована и аналитически решена новая задача, заключающаяся в разработке методологии превентивного и текущего управления ресурсом безопасной эксплуатации стальных вертикальных резервуаров для нефтепродуктов, учитывающей величину припуска на коррозию, тип защитного лакокрасочного покрытия на внутренней поверхности резервуара и обоснованные сроки его обновления.

2 Разработана и обоснована новая математическая модель оценки скорости утонения стенки резервуара без защитного покрытия на внутренней поверхности, с учетом объема резервуара V, коэффициента оборачиваемости п0, среднегодовой температуры стенки tcp, высоты от основания /г, типа крыши — стационарная (СК), плавающая (ПК) и стационарная в сочетании с понтоном (1111) — в диапазоне значений перечисленных параметров, характерных для условий эксплуатации резервуаров нефтегазовой отрасли Российской Федерации: V= 2000;50 000 м3, п0 = 2−110 Угод, tcp = -2. .+17.

3 Разработана и обоснована новая математическая модель оценки скорости утонения стенки резервуара под лакокрасочным покрытием (ЛКП) внутренней поверхности для различных ЛКП. На основе предложенной модели установлено влияние типа ЛКП на периодичность его обновления для обеспечения заданного при проектировании ресурса безопасной эксплуатации резервуара.

4 Впервые предложен и обоснован новый критерий: коэффициент защиты (Ктлщ) лакокрасочного покрытия, зависящий от типа лакокрасочного покрытия и продолжительности его эксплуатации с момента нанесения, определяемый равенством = 1—173 / 770, в котором 773 и П0 — среднегодовые скорости утонения соответственно с покрытием и без покрытия стенки резервуара. Использование критерия Кзат позволяет вычислить среднегодовую скорость коррозии стенки резервуаров всех типов и условий эксплуатации с использованием разработанных математических моделей.

Практическая ценность.

Внедрение расчетных моделей утонения стенки резервуаров, программы (для ЭВМ) оценки сроков безопасной эксплуатации резервуаров и рекомендаций по применению новых модифицированных лакокрасочных материалов для окраски внутренней поверхности стальных резервуаров в ГУЛ «Башгипронефтехим» обеспечило превентивное управление длительной безопасной эксплуатацией резервуаров на стадии их проектирования.

Разработанные в диссертации математические модели и программы для ЭВМ используются на ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» при оценке остаточного ресурса резервуаров.

Применение расчетного метода оценки сроков безопасной эксплуатации резервуаров на ОАО «Уфанефтехим» дало возможность установить среднюю скорость коррозии резервуаров различных типов и назначения.

Внедрение программы (для ЭВМ) оценки сроков безопасной эксплуатации резервуаров, рекомендаций по применению модифицированных материалов для окраски внутренней поверхности стальных резервуаров на ООО «Луховицкая нефтебаза» дало экономический эффект 3 млн руб. в ценах 2008 г.

Использование рекомендаций по защите от внутренней коррозии стальных резервуаров товарного парка на ОАО «Южуралнефтегаз» модифицированными ЛКМ позволило получить экономический эффект 4,94 млн руб./год;

Применение новых систем модифицированных лакокрасочных покрытий внутренней поверхности стальных резервуаров на ОАО «Волгасинтез» обеспечило повышение продолжительности межремонтного цикла, сроков безопасной эксплуатации резервуаров и получение экономического эффекта 3,22 млн руб./год.

Апробация работы.

Основные результаты работы доложены и обсуждены на научно-технических конференциях «Проблемы качества и безопасности в нефтегазо-химическом комплексе» (г. Салават, Салаватнефтемаш, 2006), «Проблемы и перспективы развития АО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (Уфа, 1995), «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-99)» (Уфа: УГНТУ, 1999), «Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность предприятий» (Уфа, 1996), научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа: УГНТУ, 1996;2004 гг.), Международных научно-практических конференциях «Промышленная безопасность на пожароопасных и химически опасных производственных объектах» (Уфа, 2008), «Диагностика оборудования и трубопроводов», Международной конференции по естественно-научным и техническим дисциплинам «Научному прогрессу — творчество молодых» (Йошкар-Ола, 2009), Первой Всероссийской конференции молодых ученых (Уфа, 2009).