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1、立式圆筒形钢制焊接原油罐修理规程Code for repair of vertical cylindricalwelded steel crude oil tanks1 范围本标准规定了立式圆筒形钢制焊接原油罐罐体、附件、防腐、保温和油罐基础的检测、评定与修理的要求。本标准适用于200m3至10104m3立式圆筒形钢制焊接原油罐。储存其它介质的储罐和200m3以下的原油罐可参照执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GBJ 128-90 立式圆筒形钢制
2、焊接油罐施工及验收规范GB 3095-1996 环境空气质量标准GB 3186-1982 涂料产品的取样GB/T 8923-1988 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级 GB 8978-1996 污水综合排放标准GB 16297-1996 大气污染物综合排放标准GB 50204-1992 混凝土结构工程施工及验收规范SY/T 0407-97 涂装前钢材表面预处理规范SY/T 0443-98 常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准SY/T 0444-98 常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准SY 5225-1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定SY 5719-95 天然气
3、凝液安全管理规定SY 5737-1995 原油管道输送安全规定SY 5858-93 石油企业工业动火安全规程JB 4730-94 压力容器无损检测API Std 653 油罐检验、修理、改建和翻建（第1版）1）3 总则3.1 油罐的修理周期一般为57年。新建油罐第一次修理周期最长不宜超过10年。3.2 油罐修理以前，应依据本标准由相应资格的检测员进行现场调查，作出规范的检测评定报告报设备主管部门备案。3.3 油罐修理的设计应委托有相应油罐设计资质的设计单位进行。1)该标准中译本由石油工业出版社出版。3.4 油罐修理中的重大技术方案，应报设备主管部门批准。3.5 油罐修理应在保证安全生产的前提下
4、进行。3.6 油罐修理应由具备油罐修理资格的单位施工。3.7 处于地震烈度6度及其以上地震区、未做抗震验算的油罐应按有关标准进行抗震验算。3.8 罐体上的消防、仪表设施的修理应按规定与油罐修理同步进行。3.9 油罐修理完毕后，应按要求进行容积标定。4 油罐清洗4.1 清洗油罐的准备工作4.1.1 对被清洗油罐的竣工图、技术档案、事故记录及使用情况进行调查，制定清罐的施工方案和技术措施。4.1.2 对从事清罐的工作人员应进行技术和安全培训，包括熟悉施工方案和技术措施，学习安全规则和防火、防爆、防毒的安全常识，并进行实际考核。4. 1.3 检查油罐防雷、防静电接地装置沿罐周长的间距不宜大于30m，
5、接地点不少于2个，接地电阻不大于10。4.1.4 检查浮顶油罐浮船与罐壁连接的静电导出线，其截面积不得小于25mm2。4.1.5 按照清罐施工方案和技术措施要求，对与油罐相关的工艺管线、阀门、法兰、液位计等采取必要的安全保护措施。4.1.6 备齐清罐所需的并符合防火、防爆安全要求的动力源、设备、工具、检测仪器等。4.2 清洗部位与要求4.2.1 清洗部位包括油罐金属结构部分的内、外表面及油罐的附件。4.2.2 清洗后应达到动火要求，无污油、积水及其它杂物。4.3 清罐安全技术规定4.3.1 清罐施工全过程的安全生产管理应按SY 5225执行。4.3.2 从事清罐施工人员的防火、防爆、防毒及人身
6、保护等安全管理按SY 5719，SY 5737执行。4.3.3 清罐过程的施工动火管理按SY 5858执行。4.3.4 清罐过程的消防措施按SY 5225执行。4.3.5 蒸罐时应用不含水团的蒸汽。当环境温度为O以下或雷雨、风雪天气时，不得进行蒸罐。4.3.6 作业区周围30m以内严禁明火。4.3.7 清罐人员进罐作业时，应对罐内进行强制通风，定时对罐内气体取样分析，一般含氧量不小于18%，可燃气体含量低于爆炸下限的10%；并进行测爆实验，落实防护措施和办理特种作业工作票，保证安全用电和充足照明。一般作业每30min更换人员一次。4.3.8 清洗污油时，不得使用铁器工具进行作业。4.3.9 机
7、械清洗油罐的技术要求：a) 清洗作业宜连续进行；b) 清洗用设备应严格按其使用说明书进行操作，并应符合相关标准的要求。4.3.10 清罐过程中不得使用轻质油或溶剂擦洗油罐罐体和附件。4.4 清罐过程中的废水、废气、废渣的排放按GB 8978和GB 16297执行。5 油罐的检测与评定5.1 油罐检测的必要条件a) 油罐的人孔、透光孔应全部打开； b) 罐内外表面无油污及其它杂物，根据检测需要对相关部位或焊缝进行喷砂除锈，达到GB/T 8923中规定的Sal级的要求。5.2 油罐罐体的检测5.2.1 检测的主要内容a) 罐体的腐蚀；b) 罐体的几何尺寸及变形；c) 油罐附件；d) 防腐和保温。5
8、.2.2 罐体的腐蚀检测5.2.2.1 检测点的布置。一般应按以下三种情况布点：a) 按排板的每块板布点； b) 按每块板上的局部腐蚀深度布点；c) 接点蚀布点。前两种情况检测每一块钢板和每一块钢板上一个腐蚀区的平均减薄量，后一种情况检测腐蚀较严重点的腐蚀深度。5.2.2.2 检测点的数量。在设备和人力可能的条件下，以能较准确地反映被测板的实际平均厚度为原则，根据油罐不同部位的不同腐蚀情况确定。一般情况下，一个检测区（一块板或一块板上的一个局部腐蚀区）用超声波测厚仪检测，检测点数不应少于5个。当平均减薄量大于设计厚度的10 %时，应加倍增加检测点。5.2.2.3 罐壁板重点检测区内表面一般在底
9、板向上1m范围内，外表面为罐壁裸露区，且宜分内外两面检查。5.2.2.4 边缘板的腐蚀检测应包括罐壁外侧延伸部分的边缘板，并测量边缘板外露尺寸宽度。5.2.2.5 中幅板检测：a) 中幅板应特别注意采取措施检测由下而上的点蚀。如在喷砂过程中，边喷砂边检查是否有由下而上的腐蚀穿孔出现。b) 必要时，经使用单位主管部门同意，罐底中幅板允许少量的开孔检查，但一个开孔的面积不大于0.5m2，且应远离焊缝200mm以上。检查完毕后，应按6.6.1.3要求补板并做真空试漏。5.2.2.6 罐顶检测：a) 固定顶：首先进行外观检查，然后对腐蚀严重处进行厚度检测。b) 浮顶：首先进行外观检查，明显腐蚀的部位应
10、进行厚度检测。对单盘上表面应逐块进行厚度检测，单盘下表面采用目测检查。一浮舱应逐个检测内外表面的腐蚀情况，必要时应测厚。5.2.3 罐体变形检测按GBJ 128-90第六章第三节要求进行。5.2.4 附件检测接GBJ 128-90第四章第七节要求进行。5.2.5 焊缝检测 a) 罐底板、浮顶单盘板、浮舱底板的焊缝应进行100%真空试漏，试验负压值不得低于53kPa；b) 罐底板与壁板、浮顶单盘板与浮舱的内侧角捍缝按SY/T 0443进行渗透检测或按SY/T 0444进行磁粉检测；c) 浮顶船舱应逐舱通入785Pa（80mm水柱）压力的空气进行气密性检测；d) 罐下部壁板纵焊缝应进行超声波探伤检
11、查，容积小于2104m3的只检查下部一圈，容积大于或等于2104m3的检查下部两圈；检查焊缝的长度，纵焊缝不小于该部分焊缝总长的10%，丁字焊缝100%检查。5.2.6 防腐层的检测应在目测检查基础上，用测厚仪检测涂层厚度。5.2.7 保温层的检测采用目测检查或选点取样检查。5.3 油罐的评定5.3.1 罐底板评定a) 边缘板腐蚀平均减薄量不大于原设计板厚度的15%。b) 中幅板的平均减薄量不大于原设计厚度的20%。c) 点蚀的最大深度不大于原设计厚度的40%。d) 当腐蚀深度超过以上规定的腐蚀面积大于一块被检测板的50%，且在整块板上呈分散分布时，宜更换整块钢板；面积小于50%时，应考虑补板
12、或局部更换新板。e) 当罐壁板根部沿圆周方向存在带状严重腐蚀时，应考虑切除严重腐蚀部分并更换边缘板。f) 罐底的局部凹凸度按GBJ 128-90中6.3.2的要求进行评定；但当不影响安全使用时，允许适当放宽要求。g) 罐底钢板应无折角、撕裂。5.3.2 罐壁板评定a) 各圈壁板的最小平均厚度不得小于该圈壁板的计算厚度加大修期腐蚀裕量。b) 各圈壁板上局部腐蚀区的最小平均厚度不得小于该区底部边缘处的计算厚度加腐蚀裕量；局部腐蚀区的平均厚度汁算方法按API Std 653中2.3.2的规定。c) 分散点蚀的最大深度不得大于原设计壁板厚度的20%且不得大于3mrn；密集的点蚀最大深度不得大于原设计壁
13、板厚度的10%；点蚀数大于3个，且任意两点间最大距离小于50mm时，可视为密集点蚀。d) 罐壁的几何形状和尺寸应符合GBJ 128-90中6.3.1的要求；但当不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.3 固定顶评定a) 根据检测结果应进行整体强度和稳定性计算并据此做出评定；b) 对腐蚀严重的构件应单独进行评定；c) 顶板及其焊缝不得有任何裂纹和穿孔； d) 局部凹凸变形应符合GBJ 128-90中6.3.4的规定；在不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.4 浮顶评定a) 单盘板、船舱顶板和底板的平均减薄量不得大于原设计厚度的20%；b) 点蚀的最大深度不得大于原设计厚度的30%；c)
14、 浮顶的局部凹凸变形，应符合GBJ 128-90中6.3.3的规定；在不影响安全使用时，允许适当放宽要求。5.3.5 附件评定a) 中央排水管应灵活好用，无堵塞、渗漏现象；b) 量油管、导向管的不直度和垂直度偏差均不得大于15mm，附件应转动灵活，浮船升降无卡阻；c) 浮顶支柱无偏斜和损坏，并能起到支撑作用； d) 转动浮梯中心线水平投影与转动浮梯轨道中心线偏差不大于10mm；e) 浮顶密封装置（包括一次密封、二次密封）无损坏并能起到密封作用；f) 挡雨板和泡沫挡板完好无损；g）刮蜡板与罐壁贴合紧密，无翘曲，无损坏；h) 紧急排水装置无堵塞、渗漏现象，并有防倒溢功能；i) 罐顶安全阀、呼吸阀、
15、通气阀完好无损，开关正常，阻火器清洁无堵塞；j) 加热盘管、浮顶加热除蜡装置无腐蚀、无泄漏，满足使用要求；k) 搅拌器性能良好，运转灵活；l) 罐前阀灵活好用，密封部位无泄漏；m) 防静电、防雷设施齐全完好，导电性能符合安全技术要求；n) 消防设施、喷淋装置完好，无腐蚀、无泄漏。5.3.6 焊缝评定a) 真空试漏和气密性检测均以无渗漏为合格； b) 渗透探伤按SY/T 0443评定，磁粉探伤按SY/T 0444评定；c) 超声探伤按JB 4730-94第三篇评定，级为合格。对于超标缺陷，属于表面或内部活动缺陷的应立即返修，属于内部非活动缺陷的由设备主管部门核定后可继续监控使用。5.3.7 防腐层评定防腐层目测检查无锈斑、粉化、脱落，厚度、绝缘电阻、附着力和漏点检测达到原设计要求。5.3.8 保温层评定保温层应无脱落、破损、开裂、渗水，保护板表面无严重锈蚀。5.3.9 脆性断裂评定油罐的脆性断裂评定参照API Std 653第3章进行。5.4 罐底沉降的评定油罐罐底沉降的评定见附录A（标准的附录），油罐检测清单参照附录B（提示的附录）。6 罐体修理6
