Руководством по обследованию резервуаров

Оформите PRO подписку

Для доступа к этим данным вам необходимо оформить PRO подписку

  • Доступ к PRO функциям сервиса

  • Отключение рекламы

  • Полная, ежедневно обновляемая информация о компаниях России

Перейти к оформлению

Источник

Описание

2.
Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации по выполнению работ
по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических
резервуаров (далее — резервуар) для нефти и нефтепродуктов для обеспечения
промышленной безопасности 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. м3, предназначенные для хранения
нефти и нефтепродуктов, резервуары вертикальные стальные с теплоизоляцией,
резервуары вертикальные стальные с защитной стенкой, расположенные в районах с
сейсмичностью не выше 9 баллов включительно по шкале MSK-64.

Настоящее Руководство по безопасности применяется также при диагностировании
резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков,
жидких минеральных удобрений и пищевых жидких продуктов (при условии
обеспечения санитарно-гигиенических норм).

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, плавающую
    крышу;
  • лестницы и площадки обслуживания;
  • трубопроводы, находящиеся внутри резервуара;
  • люки, патрубки, в том числе приемо-раздаточные патрубки.

Руководство по безопасности определяет требования и порядок
диагностирования антикоррозионных покрытий (далее — АКП), защиты от
статического электричества и электрохимической защиты (далее — ЭХЗ).

4. Настоящее Руководство по безопасности не распространяется на
следующие типы резервуаров:

  • резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 3,0 кПа и рабочим
    вакуумом более 0,25 кПа;
  • изотермические резервуары;
  • горизонтальные резервуары;
  • баки-аккумуляторы;
  • резервуары для агрессивных химических продуктов.

5. 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 (в том числе неразрушающего контроля), чем те, которые указаны
в настоящем Руководстве по безопасности.

Разделы сайта, связанные с этим документом:

  • Работы на объектах химии и нефтехимии

Связи документа

В новостях

В комментариях/вопросах

Нет комментариев, вопросов или ответов с этим документом

Оглавление

  • РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»2
    • I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ2
    • II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ3
    • III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ5
    • IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА6
    • V. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРА7
    • VI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРА8
    • VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОФОРМЛЕНИЮ ОТЧЕТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ11
  • Приложение N 113
  • ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ЧАСТИЧНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА13
    • I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ13
    • II. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА РЕЗЕРВУАР И ЕЕ КОМПЛЕКТНОСТИ14
    • III. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С НАРУЖНОЙ СТОРОНЫ15
    • IV. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА (КОНТРОЛЬ РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)18
    • V. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА19
    • VI. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ21
  • Приложение N 224
  • ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПОЛНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА24
    • I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ24
    • II. ОСМОТР, ВИЗУАЛЬНЫЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ КОНСТРУКЦИЙ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА С ВНУТРЕННЕЙ СТОРОНЫ24
    • III. ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА (КОНТРОЛЬ РАЗМЕРОВ, ФОРМЫ КОНСТРУКЦИЙ, ОСАДОК РЕЗЕРВУАРА)26
    • IV. ИЗМЕРЕНИЕ ТОЛЩИНЫ МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА27
    • V. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА28
    • VI. МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МЕТАЛЛА РЕЗЕРВУАРА29
    • VII. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ РЕЗЕРВУАРА30
    • VIII. КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ, ЗАЗЕМЛЕНИЯ, ЗАЩИТЫ ОТ СТАТИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРИЧЕСТВА РЕЗЕРВУАРА31
  • Приложение N 332
  • НОРМЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ32
    • 1. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА32
      • 1.1. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВИЗУАЛЬНОГО И ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ32
      • 1.2. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ33
      • 1.3. НОРМЫ ОЦЕНКИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ РАДИОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ34
    • 2. НОРМЫ ОЦЕНКИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА, РАЗМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ РЕЗЕРВУАРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВИЗУАЛЬНОГО И ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ И РАЗБЕЖКИ СВАРНЫХ ШВОВ36
    • 3. НОРМЫ ОЦЕНКИ КОНСТРУКЦИЙ (ЭЛЕМЕНТОВ) РЕЗЕРВУАРА36
  • Приложение N 447
  • РЕКОМЕНДУЕМАЯ ФОРМА ТАБЛИЦЫ СВОДНОЙ ДЕФЕКТНОЙ ВЕДОМОСТИ47
  • Приложение N 555
  • РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ФОРМЫ АКТОВ И ПРОТОКОЛОВ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ, ИСПЫТАНИЙ, ГОТОВНОСТИ РЕЗЕРВУАРА К ПРОВЕДЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ55
    • ПРОТОКОЛ64
    • Протокол N _________ от _____________ проведения магнитопорошкового контроля поверхности67
  • Приложение N 676
  • ТАБЛИЦЫ РЕКОМЕНДУЕМЫХ ОБЪЕМОВ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ РЕЗЕРВУАРОВ76
    • Объем УЗК сварных соединений стенки резервуара при частичном техническом диагностировании76
    • Объем УЗК сварных соединений стенки резервуара при полном техническом диагностировании77
    • Объемы контроля состояния АКП резервуара78

Термины

  • Сокращения

  • АКП — Антикоррозионные покрытия
  • АЭ — Акустическая эмиссия
  • АЭК — Акустико-эмисионный контроль

    является вспомогательным методом неразрушающего контроля и проводится для выявления развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла стенки, определения общего коррозионного состояния внутренней поверхности днища резервуара и выявления зон потенциальной утечки продукта без вывода резервуара из эксплуатации
    см. страницу термина

  • АЭК — Акустико-эмиссионный контроль
  • ВИК — Визуальный и измерительный контроль
  • МПК — Магнитопорошковая дефектоскопия

    является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
    см. страницу термина

  • МПК — Магнитопорошковая дефектоскопия
  • НДС — Напряженно-деформированное состояние
  • ПВК — Капиллярный контроль

    является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
    см. страницу термина

  • ПВК — Капиллярный контроль
  • ПВТ — Течеискание пузырьковым вакуумным способом
  • РВС — Резервуары вертикальные стальные

    резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей
    см. страницу термина

  • РВСП — Резервуары вертикальные стальные с понтоном

    резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном
    см. страницу термина

  • РВСПА — Резервуары вертикальные стальные с купольной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов
  • РВСПК — Резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей
  • РК — Радиографическоий контроль
  • УЗК — Ультразвуковой контроль
  • УЗТ — Ультразвуковая толщинометрия
  • ЭХЗ — Электрохимическая защита

  • Термины

  • Акустико-эмисионный контроль (АЭК)

    является вспомогательным методом неразрушающего контроля и проводится для выявления развивающихся дефектов сварных соединений и основного металла стенки, определения общего коррозионного состояния внутренней поверхности днища резервуара и выявления зон потенциальной утечки продукта без вывода резервуара из эксплуатации
    см. страницу термина

  • Капиллярный контроль (ПВК)

    является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
    см. страницу термина

  • Магнитопорошковая дефектоскопия (МПК)

    является вспомогательным методом контроля, применяется как дополнительный метод для выявления поверхностных дефектов сварных соединений и основного металла элементов конструкций резервуара
    см. страницу термина

  • Полное техническое диагностирование
  • Резервуары вертикальные стальные (РВС)

    резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей
    см. страницу термина

  • Резервуары вертикальные стальные с понтоном (РВСП)

    резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном
    см. страницу термина

  • Хлопун

    Вмятина, приводящая к потере устойчивости стенки под действием внутренних или внешних нагрузок
    см. страницу термина

  • Частичное техническое диагностирование

Важно

  • выводы по результатам технического диагностирования, которые ДОЛЖНЫ содержать основные данные, характеризующие состояние отдельных элементов и резервуара в целом; …
  • 9. При контроле алюминиевых купольных крыш обследуются карты обшивки и узлы крепления обшивки к несущим стержням каркаса. Нарушения указанных узлов в виде выдергивания обшивки из пазов стержневых элементов являются предаварийной ситуацией и могут привести к потере устойчивости данного стержневого элемента при последующих снеговых и гололедных нагрузках. В случае обнаружения таких разрушенных узлов ДОЛЖЕН быть незамедлительно проведен текущий (либо капитальный) ремонт. …
  • измерения производятся в точках, расположенных по периметру стенки с шагом не реже чем через 6 м, начиная от приемо-раздаточных патрубков с нумерацией по часовой стрелке. Номера точек ДОЛЖНЫ быть нанесены несмываемой краской на поверхность стенки; …
  • 30. Определение отклонения приемо-раздаточных патрубков от горизонтальной плоскости ДОЛЖНО проводиться на базе 250 мм (для резервуаров емкостью до 5000 м3) и на базе 350 мм (для резервуаров емкостью от 5000 до 50000 м3). …
  • 11. ВИК подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов стенки с внутренней стороны резервуара, включая уторный узел и прилегающие к нему зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром ДОЛЖНЫ быть очищены от краски, грязи и нефти (нефтепродукта). Работы производятся с переносной лестницы. …
  • 25. Измерения толщины центральной части днища резервуара проводятся на каждом листе, лежащем на двух взаимно перпендикулярных диаметральных направлениях, одно из которых ДОЛЖНО проходить через приемо-раздаточные патрубки; на каждом листе выполняется по три измерения вдоль указанных направлений. Дополнительные измерения проводятся в зонах хлопунов и видимых коррозионных разрушений не менее чем в трех точках. …
  • 55. Для проведения механических испытаний металла необходимо вырезать участок листа (контрольную заготовку) круглой формы диаметром от 300 до 500 мм со сварным швом на наиболее корродированном листе в зонах интенсивных коррозионных разрушений, чтобы место вырезки можно было отремонтировать с помощью сварки. Центр вырезанного участка ДОЛЖЕН находиться на вертикальном сварном шве на расстоянии не менее 700 мм от горизонтальных швов. …
  • Поверхность шва ДОЛЖНА отвечать следующим требованиям: …
  • гладкая или равномерная чешуйчатая поверхность (высота или глубина впадин не ДОЛЖНА превышать 1 мм); …
  • форма и размеры швов ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям проектной документации; …
  • Не ДОЛЖНА превышать более чем на 20% величину катета шва …
  • <*> Длина подреза не ДОЛЖНА превышать 10% от длины шва в пределах листа. …
  • НЕ ДОПУСКАЮТСЯ дефекты, обнаруженные на поисковом уровне, условная протяженность которых превышает длину оценочного участка. При этом дефекты, расположенные на расстоянии друг от друга менее половины от суммы длин дефектов, считаются за один дефект. …
  • В сварных соединениях резервуара, доступных сварке с двух сторон, а также в соединениях на подкладках суммарная площадь дефектов (наружных, внутренних или тех и других одновременно) на оценочном участке не ДОЛЖНА превышать 5% от площади продольного сечения сварного шва на этом участке. …
  • В соединениях без подкладок, доступных сварке только с одной стороны, суммарная площадь всех дефектов на оценочном участке не ДОЛЖНА превышать 10% от площади продольного сечения сварного шва на этом участке. …
  • В швах сварных соединений конструкций резервуара, эксплуатируемых в районах с расчетной температурой от минус 40 °C до минус 65 °C включительно, допускаются внутренние дефекты, эквивалентная площадь которых не превышает половины значений допустимой оценочной площади согласно таблице N 2 настоящего приложения. При этом наименьшую поисковую площадь уменьшают в два раза. Расстояния между дефектами резервуара ДОЛЖНЫ быть не менее удвоенной длины оценочного участка. …
  • Длина скоплений не ДОЛЖНА превышать 1,5 максимально допустимой длины отдельных дефектов, приведенных в таблицах N 3, 4, 5 настоящего приложения. …
  • Трещины, непровары и несплавления в сварных швах, выявленные по результатам РК, НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …
  • В основном металле НЕ ДОПУСКАЮТСЯ дефекты проката (трещины, расслоения, закаты, раковины, плены, раскатанные пузыри и загрязнения, пузыри-вздутия, вкатанная окалина). …
  • Резкие перегибы и складки НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …
  • Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …
  • Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …
  • Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …
  • Указанные в таблице N 6.7 отклонения ДОЛЖНЫ удовлетворять 75% произведенных измерений по образующим. Для остальных 25% измерений допускаются предельные отклонения на 30% больше с учетом их местного характера. При этом зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей резервуара (понтоном) ДОЛЖЕН находиться в пределах, указанных в таблице N 5 настоящего приложения. …
  • Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице: …
  • Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК ДОЛЖНЫ быть увеличены по сравнению с указанными в таблице N 6.9: …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте. …
  • НЕ ДОПУСКАЕТСЯ наличие предельных отклонений разных знаков на уровне одного пояса для двух смежных образующих стенки по всей высоте. …
  • В колодцах не ДОЛЖНО быть нефти (нефтепродукта). Наличие нефти (нефтепродукта) свидетельствует о негерметичности днища. …
  • В колодцах не ДОЛЖНО быть воды. Наличие воды свидетельствует о негерметичности колодца. …
  • Толщина покрытия — в соответствии с данными, приведенными в проектной документации. Допускается отклонение толщины покрытия в меньшую сторону на 20% от значения, приведенного в проектной документации, при условии, что среднее значение толщины на измеренном участке будет соответствовать значениям не менее номинальной толщины. Несплошности покрытия НЕ ДОПУСКАЮТСЯ. …

Данный сборник НТД предназначен исключительно для ознакомления, без целей коммерческого использования. Собранные здесь тексты документов могут устареть, оказаться замененными новыми или быть отменены.

За официальными документами обращайтесь на официальные сайты соответствующих организаций или в официальные издания. Наша организация и администрация сайта не несут ответственности за возможный вред и/или убытки, возникшие или полученные в связи с использованием документации.

Источник

Версия для печати

1 Общие положения

1.1 Диагностика резервуара заключается в выполнении комплекса мероприятий по техническому обследованию, дефектоскопии и обработке полученной информации, составлению заключения о техническом состоянии резервуара и выдаче рекомендаций по дальнейшему его использованию. Для этого инструкция содержит методы общего технического диагностирования, выявления и измерения различных дефектов, а также параметров концентрации напряжений в металле с применением неразрушающих методов контроля. Она включает также методы измерения (расчета) параметров, характеризующих степень старения металла, усталостные трещины и коррозионные повреждения. Для полноты информации диагностика должна включать расчеты остаточного ресурса резервуара по коррозионному износу, малоцикловой усталости и трещиностойкости. При малоцикловом нагружении в стали нагруженных элементов резервуара (стенка, окрайка днища) сначала возникают усталостные повреждения, которые постепенно развиваются до образования трещин. В связи с этим расчет на малоцикловую усталость резервуаров выполняют в две стадии; накопление усталостных повреждений (под раздел 3.1) и развития трещин (подраздел 3.1) до критического размера, при достижении которого начинается лавинообразное раскрытие трещины.

1.2. В результате расчета на малоцикловую усталость получают число циклов нагружения резервуара до зарождения усталостных повреждений и число циклов нагружения с момента образования усталостных повреждений до разрушения резервуара.

1.3. Работы, выполняемые по подразделам 2.10, 2.11 и разделам 3 и 4 настоящей Инструкции, являются рекомендательными.

1.4. Расчеты на прочность, устойчивость и остаточный ресурс резервуаров должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки (гидростатическое давление жидкости и избыточное давление газа), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также фактической (остаточной) толщины стенки и изменения структуры и механических свойств стали в процессе длительной эксплуатации резервуара. Задача эксплуатационного персонала состоит в том, чтобы число циклов работы резервуара было меньше, чем расчетное число циклов, при котором может произойти разрушение.

1.5. Необходимость диагностирования каждого конкретного резервуара в соответствии с рекомендациями настоящей инструкции определяют специалисты и должностные лица предприятия, при необходимости с привлечением специалистов по диагностике.

Диагностика резервуаров по настоящей инструкции должна выполняться специализированными предприятиями или организациями, имеющими квалифицированных специалистов, лицензию Гостехнадзора России или его региональных управлений и оснащенными специальным оборудованием для применения неразрушающих методов контроля.

1.6. По срокам проведения диагностический контроль резервуаров делится на очередной и внеочередной. Внеочередная диагностика резервуаров проводится в следующих случаях:

  • после аварии или пожара на резервуаре;
  • при достижении срока амортизации.

Все резервуары одного предприятия не могут быть одновременно выведены из эксплуатации для диагностики, так как для этого необходимо их опорожнить, очистить и дегазировать до санитарных норм для работы людей. Поэтому предварительно требуется провести общую оценку резервуарного парка, чтобы установить очередность проверки.

В первую очередь должны обследоваться резервуары, изготовленные из «кипящей» стали, сваренные меловыми электродами, клепанные, имеющие внешние дефекты, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла.

1.7. В процессе эксплуатации каждый резервуар должен подвергаться полной и частичной диагностике в зависимости от его технического состояния, условий и режимов эксплуатации.

Полная диагностика резервуара должна проводиться не реже одного раза в 10 лет, частичная — не реже одного раза в 5 лет.

Конкретные сроки как полной, так и частичной диагностики назначаются в зависимости от технического состояния и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды.

Для полной диагностики резервуар должен быть очищен и дегазирован до санитарных норм. Частичная диагностика может про водиться без вывода резервуара из эксплуатации.

1.8. При частичной диагностике выполняются следующие работы:

  • визуальный осмотр резервуара и его оборудования;
  • измерение толщины листов стенки, кровли;
  • измерение отклонений образующих от вертикали, местных деформаций стенки и горизонтальности выступа окрайки и основания под ней;
  • проверка состояния отмостки;
  • составление заключения о техническом состоянии резервуара.

1.9. При полной диагностике необходимо выполнить, кроме перечисленных в п. 1.8, следующие работы:

  • визуальный осмотр стенки, кровли и днища с внутренней стороны;
  • визуальный осмотр понтона (при его наличии);
  • измерение толщины стенки, днища кровли и понтона;
  • контроль сварных соединений физическими методами;
  • механические испытания, металлографические исследования и химический анализ металла (в необходимых случаях);
  • зондирование днища и основания резервуара с целью выявления утечки; решить вопрос о необходимости и целесообразности обследования резервуара методом инфракрасной спектроскопии и выполнить такое обследование;
  • обработать полученные результаты измерений толщины стенки всех элементов резервуара (стенка, кровля, днище, понтон, плавающая крыша), определить остаточный срок службы для них по коррозионному износу;
  • определить расчетом допустимую толщину листов для раз личных поясов, окрайки, днища и кровли и полученные результаты сравнить с данными измерений; если окажется, что фактическая толщина листов меньше допустимой, принять одно из возможных решений:

    • первое — резервуар остановить на ремонт;
    • второе — резервуар эксплуатировать при пониженной эксплуатационной нагрузке, для чего выполнить расчет допустимой высоты заполнения резервуара;
  • выполнить расчет остаточного ресурса резервуара по критериям малоцикловой усталости и трещиностойкости металла;
  • выполнить расчеты и проверить функциональные параметры резервуара согласно приложению 8;
  • составить, заключение о техническом состоянии и показателях назначения резервуара на предстоящий период эксплуатации.

1.10. При диагностике, резервуаров по согласованию с заказчиком могут использоваться другие, не рассмотренные в настоящей Инструкции неразрушающие методы контроля, которые позволяют добиться более совершенного результата и в то же время позволяют обеспечить полную безопасность (акустико-эмиссионный метод обнаружения дефектов, магнитный или иной метод измерения фактических напряжении в стенке резервуара и т.п.).

к содержанию / вперед >>

Источник

Версия для печати

3. Организационные мероприятия и порядок проведения комплексного технического обследования шаровых резервуаров

3.1. Организация и проведение работ по периодическому контролю технического состояния производятся эксплуатационным персоналом организации — владельца шаровых резервуаров.

3.2. Очередность и полнота периодического контроля технического состояния определяется настоящей Инструкцией в соответствии с положениями раздела 4.

3.3. Полное техническое обследование шаровых резервуаров выполняется экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией, имеют обученных специалистов и лицензию органов Госгортехнадзора России1.

3.4. Полное техническое обследование производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар (приложение 11) в соответствии с положениями раздела 5 настоящей Инструкции. Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются экспертной организацией, выполняющей обследование, и согласовываются с руководством территориального органа Госгортехнадзора России.

3.5. Проведение диагностических работ при полном техническом обследовании разрешается после прохождения инструктажа по технике безопасности на рабочем месте и при наличии наряда-допуска на проведение указанных работ.

3.6. Первое полное техническое обследование шарового резервуара после ввода в эксплуатацию проводится через 12 лет.

3.7. Сроки последующих полных технических обследований устанавливаются экспертной организацией, проводившей последнее обследование, в соответствии с табл. 9 настоящей Инструкции и в экстренном порядке после обнаружения серьезных дефектов и повреждений, выявленных при периодическом контроле технического состояния шаровых резервуаров (пп. 4.4, 4.5).

3.8. Очередность и объем работ полного технического обследования шаровых резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному полному техническому обследованию должны подвергаться шаровые резервуары:

  • выработавшие установленный проектом или предприятием-изготовителем ресурс эксплуатации;
  • не имеющие установленного ресурса и находящиеся в эксплуатации 12 лет и более;
  • не имеющие установленного ресурса и за время работы накопившие 1000 циклов нагружения и более (под циклом нагружения подразумевается колебание уровня заполнения шарового резервуара более 30 %);
  • временно находившиеся под воздействием параметров, превышающих расчетные (например, при пожаре или аварии);
  • по мнению предприятия-владельца требует оценки остаточного ресурса.

Кроме того, рекомендуется проведение полного технического обследования при страховании и для определения экономической целесообразности ремонта или реконструкции шарового резервуара.

3.9. Организация проведения работ по полному техническому обследованию выполняется силами предприятия-владельца шарового резервуара и включает подготовку хранилища (раздел 5.2) и передачу исполнителю работ комплекта технической документации:

  • сдаточную документацию на изготовление и монтаж шарового резервуара;
  • эксплуатационную документацию.

3.10. Сдаточная монтажная документация должна содержать:

  • рабочие и деталировочные чертежи проекта шарового резервуара;
  • заводские сертификаты на поставленные стальные конструкции;
  • документы о согласовании отступлений от чертежей при изготовлении и монтаже металлоконструкций;
  • документы, удостоверяющие качество материалов, сталей, электродов и т.д., применяемых при монтаже и вошедших в состав сооружения;
  • данные о результатах геодезических измерений;
  • акты проверки герметичности шарового резервуара;
  • акты гидравлических испытаний шарового резервуара;
  • акты на скрытые работы;
  • документы о контроле качества сварных соединений;
  • акты приемки смонтированного технологического оборудования;
  • схема и акт испытания заземления шарового резервуара;
  • акт на сдачу шарового резервуара в эксплуатацию.

3.11. Эксплуатационная документация должна содержать:

  • паспорт шарового резервуара;
  • журнал текущего обслуживания;
  • технологический журнал;
  • журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;
  • журнал регистрации нивелирных отметок;
  • журнал ремонтных работ;
  • журнал аналитического контроля;
  • план ликвидации аварийных ситуаций;
  • предписания надзорных органов.

3.12. В случае отсутствия паспорта владелец должен восстановить его в соответствии с Инструкцией И5-94.

3.13. В отдельных случаях, при положительных результатах наружного и внутреннего осмотра в процессе полного технического обследования одного из группы шаровых резервуаров (шаровые резервуары однотипной конструкции, с одинаковым способом изготовления и продуктом хранения, сроком и режимом эксплуатации), полное техническое обследование остальных шаровых резервуаров этой группы допускается проводить без внутреннего осмотра, без освобождения от продукта хранения и без выведения их из эксплуатации (в соответствии с п. 5.1.3) по решению экспертной организации с согласованием органов Госгортехнадзора России.

1 Указами Президента Российской Федерации от 09.03.04 № 314 и от 20.05.04 № 649 функции Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзора России) переданы Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзору). (Примеч. изд.)

< назад / к содержанию / вперед >

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Руководство склонение по падежам
  • Мой здоровый образ жизни руководство
  • Мой здоровый образ жизни руководство
  • Оао ржд руководство компании
  • Альфа установка для обеззараживания инструкция по применению