Диагностика резервуаров горизонтальных стальных
Обновлено: 04.05.2024
Резервуар – это герметическая емкость для хранения воды, нефти, нефтепродуктов и других наливных продуктов. Резервуары могут быть передвижными и стационарными. По конструкции изделия классифицируются на:
- емкости с пространственными и плоскими днищами,
- с понтонами,
- цилиндрические вертикальные резервуары (с плавающими, сферическими и коническими крышками),
- прямоугольные,
- горизонтальные резервуары цилиндрического типа,
- изотермические резервуары,
- траншейные,
- сферические,
- каплевидные.
По используемому при изготовлении материалу различают:
- железобетонные,
- металлические,
- земляные,
- резинотканевые,
- синтетические резервуары.
По функциональному назначению существуют резервуары для высоко- и маловязких продуктов, отстойники и смесители, специальные емкости для летучих жидкостей. Также есть конструкции высокого (более 0,002 Мпа) и низкого (до 0,002 Мпа) давления.
Вне зависимости от видов резервуаров все они в процессе эксплуатации подвергаются агрессивному воздействию содержимых сред, внешних механических и атмосферных нагрузок и других негативных факторов. Это приводит к образованию разнообразных дефектов, ухудшению механической прочности и химической стойкости изделий. Поэтому для обеспечения безопасной эксплуатации регулярно необходимо проводить техническое обследование резервуаров.
В каких случаях необходимо проводить диагностику резервуаров
Обследование резервуаров проводится с целью определения оценки их фактического состояния, расчета остаточного ресурса и составления рекомендаций по дальнейшей безопасной эксплуатации конструкций.
Обязательному диагностированию подлежат следующие емкости:
- сооруженные с отклонениями от типовых проектов;
- используемые более 10 лет без проведения в течение этого периода полного обследования;
- более 20 лет находящиеся в эксплуатации;
- после проведения ремонта вследствие аварий или находящиеся в аварийном состоянии;
- выполненные из кипящих или разнотипных нескольких видов сталей;
- не имеющие антикоррозионной защиты на внутренних стенках;
- сваренные с применением электродов с меловой обвязкой;
- содержащие продукты, в состав которых входят агрессивные примеси;
- не оснащенные системой слива подтоварной воды;
- используемые для хранения нефти, которая может спровоцировать усиленную коррозию металла;
- эксплуатируемые для учета нефти более 5 лет с частотой 200 циклов в течение года и больше.
По результатам проведенного обследования определяются сроки последующих проверочных мероприятий, обусловливается необходимость вывода конструкций из эксплуатации или проведения их ремонта.
Периодичность обследования
При нормальной эксплуатации диагностика резервуаров должна проводиться со следующей периодичностью:
- частичное – один раз на протяжении 5 лет;
- полное – один раз на протяжении 10 лет.
Для емкостей, у которых расчетный срок службы истек проводится диагностика:
- раз в течение 4 лет – частичная;
- раз в течение 8 лет – полная.
Расчетный срок службы конструкций устанавливается заводом-изготовителем. Если в инструкции по эксплуатации показатель не указан, то он условно равняется 20 годам.
Помимо этого, необходимость в проведении диагностики конкретного резервуара определяется должностными лицами-владельцами конструкций, а также специалистами, которые обслуживают устройства.
Нормативные документы
Техническая диагностика резервуара проводится в соответствии отраслевых требований и государственных стандартов:
Перечень документов может дополняться в зависимости от видов обследуемых конструкций и причин проведения экспертизы. Соблюдение законодательно установленных норм и стандартов выступает гарантией качественной диагностики, позволяет предотвратить аварийные ситуации и обеспечить безопасную эксплуатацию конструкций.
Виды и методы обследований резервуаров
Различают два основных вида технического диагностирования резервуарных сооружений:
- частичное – проводится с целью оценки техсостояния емкостей без их опорожнения и без вывода из производственного процесса;
- полное – подразумевает временное прекращение эксплуатации с одновременной очисткой, опорожнением и дегазацией изделий.
Для определения технического состояния применяют разные методы диагностики резервуара, к которым принадлежат:
- толщинометрия. Выполняется с помощью специальных толщиномеров для получения показателей толщины конструктивных элементов емкости;
- ультразвуковая диагностика и рентгенографический способ. Позволяют выявить поверхностные и внутренние дефекты в сварных соединениях и в околошовных участках;
- металлографические исследования. Выполняются в случаях, когда возникает потребность выявить какими причинами спровоцировано ухудшение механических свойств сварных швов и основного металла и вследствие чего появились трещины, а также с целью определения размеров и характера коррозионных образований по сечению металла;
- механические испытания. Потребность в таких испытаниях возникает в случаях, когда данные о первоначальных механических характеристиках соединительных швов и основного металла отсутствуют. Также метод применяют при обнаружении трещин и коррозионных образований на разных участках корпуса;
- химический анализ. Если данные о марке металла, из которого изготовлен корпус емкости не указаны в техпаспорте, то для получения информации выполняется химическое исследование.
Частичная диагностика может проводиться работниками предприятия или специалистами служб дефектоскопии, которые наделены полномочиями на выполнение экспертных работ.
Полное обследование резервуара и комплексную дефектоскопию выполнять можно только после удаления с емкостей содержимого вещества и зачистки до обусловленных ГОСТом 12.1.005 санитарных норм.
Этапы проведения обследования
Наружное частичное обследование резервуара в пределах расчетного эксплуатационного периода состоит из следующих этапов:
- Изучение технической документации на конструкцию. Сбор данных о работе емкостей, методы и объемы проведенных ранее ремонтных работ, анализ характеристик конструктивных элементов.
- Составление программы, согласно которой будет происходить диагностика нефтяных резервуаров, емкостей для воды и других продуктов.
- Натурное исследование. В этот этап входит визуальный осмотр, замеры толщины стенок, днища и кровельного настила резервуарного оборудования, проверка прочности и общего состояния отмостки и основания, нивелирование наружного контура.
Полное техническое обследование железобетонных резервуаров и изготовленных сварным способом стальных устройств во время установленного срока службы выполняется в следующей последовательности:
- Анализ проектной и техдокументации, изучение технических характеристик и эксплуатационных условий, определение наиболее нагруженных элементов оборудования. Составление программы проверочных мероприятий.
- Натурное исследование. Специалисты тщательно осматривают конструкцию со всех сторон, измеряют толщину и геометрические формы стенок, плавающей крышки, днища, определяют расстояние между стенкой и понтоном, при необходимости проводят другие замеры.
- Инструментальная диагностика. Включает обследование стальных резервуаров и емкостей из железобетона рентгенографическим, ультразвуковым и другими способами дефектоскопии. Какие именно методы применять становится понятно после визуального контроля.
Все полученные в ходе проверки результаты фиксируются в ведомость и указываются в выдаваемом заказчику заключении.
Для емкостей, которые свой расчетный срок службы уже отработали алгоритм частичного обследования состоит из следующих этапов:
- Изучение техдокументации и заключений по ранее проводимым экспертным мероприятиям. Проверка технических свойств конструкций на соответствие действующим нормам.
- Натурное исследование. Отдельные элементы и конструкции в целом внимательно осматриваются с наружной и внутренней сторон. Проводится визуальное обследование фундаментов резервуаров и отмостки. Выполняется нивелирование днища, измеряются толщины поясов стенки, крышки и днища. конструкция исследуется на соответствие установленным проектом геометрическим размерам.
- Контроль с применением специальных инструментов и оборудования. Эта стадия включает неразрушающие методы дефектоскопии, рентгенографический метод, магнитное сканирование, исследование ультразвуком.
Полная диагностика подземных резервуаров и наземных сооружений, которые эксплуатируются по окончании нормативного срока службы состоит из следующих технологических стадий:
- Анализ документации и техпаспорта сооружений. Изучение условий, в которых емкости эксплуатируются. Отслеживание конструктивных особенностей обследуемых объектов и сравнение полученных данных с указанными в паспорте.
- Натурное осматривание. Определяется состояние стенок с внутренней и наружной сторон визуальным путем. Осуществляются замеры толщины всех конструктивных элементов. Замеряется расстояние от плавающей крышки до стенки емкости. Изучается общее состояние понтона. Исследуется отмостка и фундамент на прочность, наличие трещин и других дефектов.
- Инструментальные экспертные мероприятия. Работы состоят в проведении магнитного и ультразвукового сканирования, рентгенографического исследования, механические и другие испытания.
После проведения всех этапов в каждом из указанных выше случаев осуществляется камеральная обработка полученной информации. При подведении итогов составляется заключение, в котором указано какие работы сочетает в себе диагностика стальных резервуаров или любых других емкостей, выступающих подконтрольным объектом. Также в заключении прописываются механические свойства и структура материала конструкций на момент проверки, оценка остаточного рабочего ресурса, рекомендации по необходимости проведения ремонта.
Заключение об экспертизе резервуара
Результатом проведения технической экспертизы является акт обследования резервуара. В нем указываются сведения об экспертной организации, данные о заказчике, перечень исследуемых объектов, какие работы вошли в обследование резервуаров для воды, нефтепродуктов или других жидких сред.
В выводах указывается соответствует или не соответствует объект экспертизы требованиям безопасности и техническим регламентам.
Где заказать обследование резервуаров
Диагностирование технического состояния резервуаров на профессиональном уровне проводит «Бюро Технических Экспертиз». Специалисты работают с объектами разных видов и выполняют полный спектр исследовательских мероприятий.
Инженеры обследуют вертикальные и горизонтальные конструкции, выполненные из железобетона и прямоугольные стальные резервуары в полном соответствии нормативных требований.
Все работы проводятся специально подготовленным персоналом. Компания имеет все допуски и лицензии на обследование техсостояния резервуарных объектов.
Контроль качества, испытания резервуаров
В процессе монтажных работ постоянно проводится контроль качества сварных соединений и геометрических параметров резервуара. Способы и программа контроля определяется исходя из объема емкости, класса опасности и способа выполнения монтажных работ.
По завершению монтажа проводятся гидравлические испытания резервуаров и испытания избыточным давлением / разряжением.
Контроль качества сварных соединений в ходе выполнения монтажных работ
СМУ “ Р ЕЗЕР В УАРО С ТРОИТЕЛЬ” уделяет особое внимание контролю качества сварных соединений в процессе строительства резервуаров. Отдел Главного сварщика обеспечивает:
- применение способов сварки, методов и объемов контроля сварных швов, адекватных уровню ответственности резервуара;
- применение оптимальных технологических сварочных процедур и материалов в соответствии с требованиями проектов КМ и ППР;
- осуществление технического и авторского надзора.
Применяют следующие виды и методы контроля качества сварных соединений:
В таблице дается информация, какие методы контроля качества сварных соединений применяют в зависимости от проверяемого элемента конструкции резервуара:
| ЗОНА КОНТРОЛЯ | МЕТОД КОНТРОЛЯ | |||||
| визуально-измерительный | вакуумирование | радиографирование | ультразвуковой | капиллярный (цветной) | избыточным давлением | |
| днище | ||||||
| швы днища, швы накладок с днищем | + | + | - | - | - | - |
| швы днища на расстоянии 250 мм от наружной кромки | + | + | + | - | - | - |
| стенка | ||||||
| вертикальные швы 1-го и 2-го поясов | + | - | + | +¹ | - | - |
| вертикальные швы остальных поясов | + | - | +² | + | - | - |
| горизонтальные швы поясов | + | - | +² | + | - | - |
| швы перекрестий вертикального и горизонтального шва | + | - | + | - | - | - |
| шов между патрубком и стенкой | + | +или проба «мел-керосин» | - | + | - | - |
| шов между воротником патрубка (люка) и 1м поясом стенки | + | - | - | - | + | + |
| шов между воротником патрубка (люка) и стенкой (кроме 1-го пояса) | + | - | - | - | - | + |
| радиальные швы колец жесткости | + | - | - | - | - | + |
| места удаления сборочных приспособлений, сварные соединения элементов конструкции после их термической обработки | + | - | - | - | + | - |
| шов стенки с днищем | + | +с внутренней стороны | - | - | +или проба «мел-керосин» с наружной стороны шва³ | - |
| крыша | ||||||
| радиальные швы опорного кольца | + | - | - | + | - | - |
| швы настила кровли, щитов кровли | + | + | - | - | - | + |
| шов патрубка с кровлей | + | + | - | - | - | - |
| плавающая крыша (стальной понтон) | ||||||
| швы коробов (отсеков) и заглушек стоек | + | - | - | - | - | +каждый короб, отсек |
| швы центральной части | + | + | - | - | - | - |
| швы патрубков с крышей | + | + | - | - | - | - |
| ¹ допускается применение УЗК² допускается применение радиографирования³ контроль пробой «мел-керосин» проводят до сварки шва с внутренней стороны | ||||||
Нормативы для оценки дефектности сварных швов или значения допустимых дефектов должны быть указаны в проектной документации.
Визуально-измерительный контроль проводят на 100 % длины всех сварных соединений резервуара.
Требования к качеству, форме и размерам сварных соединений должны соответствовать требованиям ГОСТ 52910-2008, нормативным документам согласно таблице 5 (см выше) и проектной документации.
Контролю герметичности подвергают сварные швы, обеспечивающие герметичность корпуса резервуара, а также плавучесть и герметичность понтона и плавающей.
Контроль капиллярным методом проводят после проведения визуально-измерительного контроля.
Контроль физическими методами:
- Радиографическому контролю подлежат сварные швы стенок резервуаров и стыковые швы окраек в зоне сопряжения со стенкой.
- Радиографический контроль проводят после приемки сварных соединений методом визуального контроля.
- При контроле пересечений швов резервуаров рентгеновские пленки размещают Т-образно или крестообразно – по две пленки на каждое пересечение швов.
- Длина снимка должна быть не менее 240 мм, а ширина – согласно ГОСТ 7512.
- Чувствительность снимков должна соответствовать 3-му классу согласно ГОСТ 7512.
Допускаемые виды и размеры дефектов в зависимости от класса резервуаров определяют по ГОСТ 23055:
– для резервуаров IV класса опасности – по 6-му классу соединений;
– для резервуаров III класса опасности – по 5-му классу соединений;
– для резервуаров I, II класса опасности – по 4-му классу соединений.
Непровары и несплавления в швах не допускаются.
Для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла применяется ультразвуковая дефектоскопия.
Объемы физического контроля сварных швов (в процентах длины шва) стенок резервуаров в зависимости от класса опасности резервуаров должны соответствовать требованиям таблицы:
| ОБЪЕМЫ ФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ СТЕНОК РЕЗЕРВУАРОВ, % от длины шва | |||||
| зона контроля | класс опасности резервуара | ||||
| IV | III | II | I | ||
| 1 000 –10000 м³ | 10000–20000 м³ | ||||
| вертикальные сварные соединения: | |||||
| в 1-2 поясах | 20% | 25% | 50% | 100% | 100% |
| в 3-4 поясах | 5% | 10% | 25% | 50% | 100% |
| в 5-6 поясах | 2% | 5% | 10% | 25% | 50% |
| в поясах выше 6-го | - | - | 5% | 10% | 25% |
| горизонтальные сварные соединения: | |||||
| в 1-2 поясах | 3% | 5% | 10% | 15% | 20% |
| в 2-3 поясах | 1% | 2% | 5% | 5% | 10% |
| в 3-4 поясах | - | - | 2% | 2% | 5% |
| в остальных поясах | - | - | - | 2% | 2% |
При выборе зон контроля преимущество следует отдавать местам пересечения швов.
Монтажные стыки больших резервуаров рулонной сборки объемом от 1000 м³ и более должны контролироваться в объеме 100% длины швов.
Результаты испытаний и контроля качества сварных соединений оформляются актами установленной формы и являются обязательным приложением к сопроводительной документации на резервуар.
Испытания резервуаров на герметичность, прочность и устойчивость
Заключительным этапом работ по возведению РВС являются испытания резервуаров на герметичность, прочность и устойчивость. Они должны проводиться после завершения всех монтажно-сварочных работ, контроля качества всех элементов его конструкции, включая сварные соединения, и их приемки техническим надзором.
В этих целях применяют 2 методики:
- гидравлические испытания резервуаров (наполнение водой до проектного уровня) с целью проверки плотности соединений и прочности сооружения в целом;
- испытания внутренним избыточным давлением и относительным разряжением для контроля герметичности стационарной крыши и дополнительного контроля устойчивости корпуса.
Испытания проводятся по технологической карте, входящей в ППР. Технологическая карта должна предусматривать:
- последовательность и режимы проведения гидроиспытаний резервуаров;
- последовательность и режимы испытаний на избыточное давление и вакуум;
- разводку временных трубопроводов для подачи и слива воды с размещением предохранительной и запорной арматуры;
- пульт управления;
- требования безопасности труда при проведении испытаний резервуаров;
- схему проведения визуального осмотра;
- указания по измерению необходимых геометрических параметров элементов конструкции резервуара и фундамента;
- обработку результатов испытаний, проведение проверочных расчетов (при необходимости), выдачу заключения о пригодности и режиме эксплуатации резервуара.
В таблице показано, какие испытания, согласно ГОСТ Р-5291-2008 необходимо проводить для резервуаров разного типа (резервуара со стационарной крышей без понтона; резервуара со стационарной крышей и понтоном; резервуара с плавающей крышей).
| № | Вид испытаний | РВС | РВСП | РВСПК |
| 1 | Испытание герметичности корпуса при заливе водой | + | + | + |
| 2 | Испытание прочности корпуса резервуара при гидростатической нагрузке | + | + | + |
| 3 | Испытание герметичности стационарной крыши РВС избыточным давлением воздуха | + | - | - |
| 4 | Испытание устойчивости корпуса резервуара созданием относительно разрежения внутри резервуара | + | - | - |
| 5 | Испытание плавучести и работоспособности понтона и плавающей крыши | - | + | + |
| 6 | Испытание работоспособности катучей лестницы | - | - | + |
| 7 | Испытание устойчивости основания резервуара с определением абсолютной и неравномерной осадки по контуру днища, крена резервуара, профиля центральной части днища. | + | + | + |
На время проведения испытаний должны быть установлены границы опасной зоны и ограничены предупредительными знаками и знаками безопасности. Если вокруг испытываемого резервуара сооружено обвалование или защитная стенка, то они являются границей опасной зоны. В случае испытания резервуаров без обвалований границу опасной зоны устанавливают радиусом, проведенным от центра резервуара, равным двум диаметрам резервуара.
Испытания резервуаров проводятся монтажной организацией при участи представителей технического надзора и авторского надзора проектировщика. После окончания испытаний составляется акт на испытание резервуаров установленной формы между монтажниками и заказчиком о завершении монтажа металлоконструкций и приемке резервуара для выполнения антикоррозийной защиты резервуара, установки оборудования и других работ.
Гидравлические испытания резервуаров
При гидроиспытании резервуар постепенно заполняют водой на высоту, предусмотренную проектом. Налив осуществляют ступенями с промежутками времени, необходимыми для наблюдения за его осадкой и состоянием сварных соединений, а также для проведения прочих измерений и осмотров, предусмотренных программой испытаний.
Если в процессе испытаний обнаруживают течь из-под края днища или в первом поясе стенки, необходимо воду слить полностью, а при обнаружении трещин в швах стенки – воду сливают до уровня, ниже выявленного дефекта. Так, если дефект обнаружен во 2-6-м поясе, воду сливают на один пояс ниже дефекта. При обнаружении дефекта в 7-м поясе и выше – до 5-го пояса. После устранения дефектов испытания продолжают.
Временный трубопровод подачи и слива воды для гидроиспытания резервуаров должен быть выведен за пределы обвалования. Схема слива воды разрабатывается применительно к каждому конкретному случаю. Часто при испытании группы РВС воду перекачивают из одного резервуара в другой, а из последнего в противопожарный или временный водоем.
Диаметр трубопровода подачи и сброса воды должен соответствовать предусмотренной производительности сливо-наливных операций. Трубопровод должен быть испытан на давление Р=1,25 Рраб.
Кроме рабочей схемы подачи и слива воды должна быть предусмотрена схема аварийного слива воды из резервуара на случай образования трещины на его корпусе. Для аварийного слива воды рекомендовано использовать один из приемо-раздаточных патрубков и технологический трубопровод с установленной на нем задвижкой за пределами обвалования.
Резервуары для хранения жидкостей с плотностью, превышающей плотность воды, а также находящихся на объекте, где отсутствует возможность использования воды, допускают испытывать продуктом (по согласованию с органами Ростехнадзора). Перед проведением таких испытаний все сварные швы стенки, днища, крыши и врезок люков/патрубков, а также сопряжения стенки с крышей и днищем должны быть проконтролированы на герметичность.
Резервуар, залитый жидкостью до верхней проектной отметки, необходимо выдержать под нагрузкой в течение следующего времени:
- РВС V≤10000 м³: 24 ч;
- РВС V=10000-20000 м³: 48 ч;
- РВС V≥20000 м³: 72 ч.
Гидроиспытания резервуаров считаются успешными, если в течение времени их проведения на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи, уровень жидкости не понизится, осадка основания и фундамента резервуара стабилизируется.
Гидравлическое испытание резервуаров рекомендуется производить при температуре не ниже +5 °С. При испытании в зимних условиях необходим подогрев или непрерывная циркуляция воды во избежание ее замерзания в трубах и задвижках, а также обмерзания стенок резервуара.
По результатам составляется акт гидравлического испытания резервуара.
Испытания резервуаров давлением / разряжением:
Стационарную крышу резервуара без понтона испытывают на избыточное давление при заполненном водой резервуаре до отметки на 10% ниже проектной с 30-минутной выдержкой под созданной нагрузкой. Давление создают подачей воды при всех герметично закрытых люках крыши. В процессе испытания производят 100%-ный визуальный контроль сварных швов стационарной крыши.
Устойчивость корпуса резервуара проверяют созданием относительного разряжения внутри резервуара при уровне залива водой 1,5 м с выдержкой резервуара под нагрузкой в течение 30 мин. Относительное разряжение создают сливом жидкости при герметично закрытых люках. При отсутствии признаков потери устойчивости (хлопунов, вмятин), стенки и крыши считают выдержавшими испытание на относительное разряжение.
Избыточное давление принимают на 25%, а относительное разряжение на 50% больше проектного значения (если в проекте нет других указаний).
После проведения приемочных испытаний не допускается приваривание к резервуару никаких деталей и элементов конструкции. Допускается проведение работ по антикоррозийной защите, устройству теплоизоляции резервуара и установке оборудования, предусмотренных проектной документацией.
После завершения испытаний должна быть проведена оценка фактического технического состояния металлоконструкций, основания и фундамента.
Диагностика резервуаров горизонтальных стальных
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
Государственная система обеспечения единства измерений
РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ
State system for ensuring the uniformity of measurements.
Steel horisontal cylindric tanks. Calibration methods
Дата введения 2002-01-01
1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром - Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ-ВНИИР) Госстандарта России
ВНЕСЕН Госстандартом России
2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 17 от 22 июня 2000 г.)
За принятие проголосовали:
Наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
3 В стандарте полностью учтены требования международной рекомендации МОЗМ Р-71
4 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 23 апреля 2001 г. N 185-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.346-2000 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2002 г.
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 12, 2012 год
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на цилиндрические резервуары вместимостью от 3 до 200 м, используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при выполнении государственных учетных операций и для их хранения, при осуществлении торговли и товарообменных операций с нефтью и нефтепродуктами, и устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методика поверки
ГОСТ 10-88 Нутромеры микрометрические. Технические условия
ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.011-78* Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний
ГОСТ 12.4.087-84 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия
ГОСТ 12.4.099-80 Комбинезоны женские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия
ГОСТ 12.4.100-80 Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия
ГОСТ 12.4.131-83 Халаты женские. Технические условия
ГОСТ 12.4.132-83 Халаты мужские. Технические условия
ГОСТ 166-89 (ИСО 3599-76) Штангенциркули, Технические условия
ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 2874-82* Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51232-98.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 9392-89 Уровни рамные и брусковые. Технические условия
ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
3 Определения
В настоящем стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 поверка резервуара: Совокупность операций, выполняемых организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью подтверждения соответствия резервуаров метрологическим требованиям.
Градуировочная таблица - зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры. Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема жидкости в нем.
3.2 резервуар горизонтальный стальной: Металлический сосуд в форме горизонтально лежащего цилиндра со сферическими, плоскими, коническими или усеченно-коническими днищами, применяемый для хранения и измерений объема жидкостей.
3.3 градуировка резервуара: Операция по установлению зависимости вместимости резервуара от уровня его наполнения, выполняемая организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта и при эксплуатации.
3.4 вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня.
3.5 дозовая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости.
3.6 посантиметровая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости, приходящихся на 1 см высоты наполнения.
3.7 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая максимальному уровню его наполнения, установленная нормативным документом на горизонтальный резервуар конкретного типа.
3.8 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхности жидкости, находящейся в резервуаре.
3.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубы.
3.10 "мертвая" полость резервуара: Нижняя часть резервуара, из которой нельзя осуществить отпуск (прием) жидкости, используя стационарные приемно-раздаточные патрубки, клапаны или иные устройства.
3.11 поверочная жидкость: Жидкость, применяемая при поверке резервуара объемным методом. В качестве поверочной жидкости применяют: воду по ГОСТ 2874 и светлые нефтепродукты, кроме бензина. Параметры поверочной жидкости должны соответствовать требованиям 5.3.5.5.
Примечание - При применении для поверки резервуаров передвижных эталонных установок со сдвигом дозирования и проскоком в качестве поверочной жидкости используют только воду.
3.9-3.11 (Измененная редакция, Изм. N 1).
3.12 степень наклона резервуара: Величина , выражаемая через тангенс угла наклона резервуара, рассчитываемая по формуле
где - угол наклона резервуара в градусах.
3.13 геометрический метод поверки резервуара: Метод поверки резервуара, заключающийся в определении вместимости резервуара по результатам измерений его геометрических параметров.
3.14 объемный динамический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем непрерывного наполнения его поверочной жидкостью и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня на 1 см (10 мм).
3.15 объемный статический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем наполнения его отдельными дозами поверочной жидкости и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня в пределах от 10 до 30 мм.
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
"РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ"
Руководство по безопасности "Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов" разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов"
Руководство по безопасности содержит рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и не является нормативным правовым актом
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Руководство по безопасности "Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов" (далее - Руководство по безопасности) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. N 520.
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.м, 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;
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;
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.
II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ
6. В период эксплуатации резервуары в плановом порядке подвергаются частичному и полному техническому диагностированию.
Внеплановое полное техническое диагностирование проводится в случае выявления дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, а также последствий стихийных бедствий (природные явления) и террористических актов.
7. Максимальные сроки проведения повторного технического диагностирования рекомендованы пунктом 9 настоящего Руководства по безопасности. Срок дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара определяется на основании экспертизы промышленной безопасности, выполняемой по результатам технического диагностирования.
В мероприятиях по обеспечению безопасной эксплуатации резервуара может быть предусмотрено снижение уровня взлива или проведение ремонта по восстановлению несущей способности конструкций.
8. Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров составляет:
для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации до 20 лет включительно:
частичное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после пуска в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта;
полное техническое диагностирование проводится не реже чем один раз после пуска в эксплуатацию или через 10 лет после частичного технического диагностирования;
для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации более 20 лет:
частичное техническое диагностирование проводится один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта;
полное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования;
для остальных резервуаров при сроке эксплуатации более 20 лет:
частичное техническое диагностирование - не реже одного раза в 4 года;
полное техническое диагностирование - не реже одного раза в 8 лет.
9. Технические решения, обеспечивающие длительную безопасную эксплуатацию резервуаров:
стопроцентный неразрушающий контроль с применением радиографического контроля (далее - РК) или ультразвукового контроля (далее - УЗК) сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве резервуара (с обязательным наличием заключений по неразрушающему контролю);
наличие антикоррозионной защиты внутренней поверхности с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и (или) припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;
обеспечение средствами ЭХЗ защитного потенциала в процессе эксплуатации на резервуаре и технологических трубопроводах;
для обеспечения проведения мониторинга герметичности днища в конструкции резервуара могут применяться следующие технические решения:
в основании резервуара устанавливается система контроля протечек с использованием гибких мембран;
применяется конструкция двойного днища;
применяется конструкция днища, позволяющая осуществлять контроль за его техническим состоянием и герметичностью;
применяются другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.
10. Периодический контроль технического состояния резервуара проводится соответствующей службой или квалифицированными специалистами из числа инженерно-технических работников организации - владельца резервуара ежемесячно. Периодический контроль технического состояния резервуара включает внешний осмотр поверхности резервуара для обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки основания, состояния отмостки, осмотр понтона через смотровые люки, осмотр плавающей крыши, защитных лакокрасочных покрытий и оборудования. Результаты внешнего осмотра ежемесячно заносятся в специальный журнал.
12. Если по результатам полного технического диагностирования резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод этого резервуара в ремонт до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признаются годными к эксплуатации, и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования.
13. При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, все остальные резервуары группы подлежат полному техническому диагностированию. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы следует учитывать объем работ, выполненный при их частичном техническом диагностировании.
III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
14. Работы по техническому диагностированию производятся с разрешения руководства организации - владельца резервуара (эксплуатирующей организации). Разрешение на производство работ по техническому диагностированию дается письменно.
15. Частичное техническое диагностирование резервуара осуществляется с наружной стороны без вывода его из эксплуатации.
16. Временный вывод резервуара из эксплуатации для проведения его полного технического диагностирования осуществляется по плану, утвержденному руководителем организации - владельца резервуара (эксплуатирующей организации), в случае аварийной ситуации по письменному распоряжению руководителя организации - владельца резервуара (эксплуатирующей организации).
17. Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ.
18. При временном выводе резервуара из эксплуатации для проведения полного технического диагностирования выполняются следующие работы:
дренирование подтоварной воды;
депарафинизация трубопроводов системы подслойного пожаротушения (при наличии);
отключение с установкой заглушки газоуравнительной системы (при наличии);
отключение электропривода системы размыва донных отложений (при наличии);
откачка нефти (нефтепродукта) из резервуара;
закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;
проверка герметичности задвижек;
отключение электропитания электроприводов задвижек;
вывешивание предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);
установка заглушек на фланцевых соединениях трубопроводов приемо-раздаточных патрубков резервуара и линии аварийного сброса (для резервуаров, обеспечивающих прием аварийного сброса нефти, нефтепродукта);
отключение системы автоматики и телемеханики резервуара (кроме системы пожаротушения);
оформление и утверждение руководителем или главным инженером организации - владельца резервуара (эксплуатирующей организации) акта о готовности резервуара к проведению технического диагностирования.
19. Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащих техническому диагностированию, подвергаются очистке от загрязнений и остатков нефтепродуктов. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяется исходя из применяемого метода технического диагностирования.
В объем работ по зачистке резервуара входят следующие работы по подготовке внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию:
предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара;
откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;
пропарка (при необходимости);
удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;
контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;
контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.
20. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим техническому диагностированию, обеспечивается доступ персонала, участвующего в проведении работ по техническому диагностированию.
21. Для обеспечения работы диагностической аппаратуры и осветительных приборов, не имеющих автономных источников питания, предусматривается подключение к сетям электроснабжения.
IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА
22. Техническое диагностирование резервуара (группы резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) производится по индивидуальной программе, разрабатываемой на основе типовых программ частичного или полного технического диагностирования.
Типовая программа частичного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 1 к настоящему Руководству по безопасности.
Типовая программа полного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 2 к настоящему Руководству по безопасности.
СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ
Обследование резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м периодическое и после истечения срока службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации
Начальник Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России Э.Д.Бушмакин
Главный механик ОАО "Юганскнефтегаз" Ю.И.Соломко
Главный инженер СПКТБ "Нефтегазмаш" Ф.А.Гирфанов
Главный инженер ОАО "Юганскнефтегаз" В.А.Пальцев
"Методические указания по обследованию резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м как периодического, так и после истечения срока службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации (в дальнейшем - "Методические указания") разработаны СПКТБ "Нефтегазмаш" в соответствии с техническим заданием ТЗ 39.0-645-2001, утверждённым Главным инженером ОАО "Юганскнефтегаз".
Требования проведения обследования, приведённые в методических указаниях, распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м (далее резервуары), предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов на участках добычи нефти и газа, а также для хранения подтоварной воды в очистных сооружениях.
В процессе эксплуатации резервуары подвергаются действию агрессивных сред, значительных механических напряжений, низких температур окружающего воздуха, резких изменений температур, вибрациям.
В результате указанных воздействий элементы резервуара снижают свою химическую стойкость и механическую прочность с образованием различных дефектов и отклонений.
Обследование резервуаров и устранение выявленных дефектов и отклонений при проведении технического обслуживания и ремонта повышает надёжность работы резервуаров при дальнейшей эксплуатации.
Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает срок службы резервуаров. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщин стенок отдельных элементов, геометрической формы и размеров.
Данные технического обследования резервуара служат основанием для разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) или всего резервуара производится на основании детального рассмотрения результатов технического диагностирования с учетом всех факторов, снижающих его надёжность при эксплуатации.
Характеризующими эксплуатационную надёжность резервуаров при техническом обследовании приняты критерии: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуара и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуара.
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.1 "Методические указания" являются руководящим документом для инженерно-технических работников и предназначены для применения при обследовании технического состояния резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м при техническом освидетельствовании с целью определения ресурса, возможности продления сроков эксплуатации.
1.2 Область применения
1.2.1 "Методические указания" распространяются на резервуары вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м, эксплуатируемые на предприятиях ОАО "Юганскнефтегаз".
1.2.2 "Методические указания" не отменяют требования нормативно-технической документации по обследованию и освидетельствованию резервуаров =1000, 2000, 5000, 10000 м.
1.2.3 "Методические указания" предусматривают порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований, либо необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.
1.3 Периодичность проведения обследования
"Методические указания" включают в себя два уровня обследования резервуаров:
1.4 Работы устанавливаются в объёме частичного и полного обследований.
1.4.1 Частичное обследование, с целью предварительной оценки технического состояния, производится без вывода резервуаров из технологического процесса (отключением), а также без их опорожнения и очистки.
1.4.2 Полное обследование резервуаров производится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и очисткой.
1.5. Работы по обследованию проводятся специально подготовленным и аттестованным персоналом как организациями, имеющими соответствующие лицензии Госгортехнадзора России, так и организациями, владельцами резервуаров (при наличии у них условий, удовлетворяющих требованиям настоящих "Методических указаний").
1.6 Проверка технического состояния осуществляется комиссией, которая назначается приказом руководителя предприятия, являющегося владельцем резервуаров. Комиссию возглавляет главный инженер или его заместитель, а в её состав должны входить представители ремонтно-механических служб, служб главного механика, техники безопасности и охраны труда, диагностики (неразрушающего контроля). При необходимости в состав комиссии включаются представители завода-изготовителя и территориального органа Госгортехнадзора России.
1.7 Если контроль неразрушающими методами проводится приглашенными специалистами, то они тоже включаются в состав комиссии.
1.8 Допускается проведение полного обследования на одном резервуаре-представителе выборочно из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, применённые материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации); на остальных резервуарах этой группы проводится обследование. Возможно частичное обследование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.
2 ОРГАНИЗАЦИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ
2.1 Цель обследования
2.1.1 Обследованию с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации как периодическому, так и после срока службы подвергаются резервуары в работоспособном состоянии, выведенные из производственного процесса.
2.2 Форма приказа
2.2.1 Обследование резервуаров проводится комиссией, созданной приказом предприятия, эксплуатирующего резервуары.
В приказе должны быть указаны: дата вывода оборудования из эксплуатации для проведения обследования, сроки проведения, состав комиссии.
Рекомендуемая форма приказа приведена в приложении А.
2.3 Состав комиссии
2.3.1 В состав комиссии должны входить:
- лица, ответственные за безопасность эксплуатации обследуемых резервуаров;
- специалисты по проведению обследования;
- представитель предприятия-изготовителя (при необходимости);
- представитель разработчика (при необходимости).
2.4 Организация проведения работ по техническому обследованию возлагается на владельца резервуаров.
Владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей обследование.
2.5 Работы по техническому обследованию выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического обследования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.
2.6 Организации, выполняющие работы по техническому обследованию резервуаров, должны иметь разрешение (лицензию) на проведение таких работ, получаемое в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.
2.7 Специалисты по техническому обследованию резервуаров должны быть аттестованы по этому виду работ организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.
2.8 Аппаратура и средства, применяемые при обследовании резервуаров, должны позволять надёжно выявлять недопустимые дефекты.
3 ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ
3.1 При обследовании резервуаров выполняются следующие виды работ:
- подготовку резервуаров к обследованию;
- сравнение фактических показателей технического состояния составных частей резервуаров с приведёнными показателями предельного состояния;
- составление технического заключения по результатам обследования.
3.2 Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранения выявленных дефектов и отклонений повышает надёжность работы резервуаров при дальнейшей эксплуатации. Оценка общего технического состояния устанавливается на стадии проведения полного или частичного обследования резервуаров.
Проведение ремонтных работ проводится на основании результатов технического обследования резервуаров.
Вывод о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонта (списания) устанавливается путём сравнения фактических показателей с приведёнными далее критериями предельного состояния резервуаров.
На выполненные при обследовании резервуаров работы, организации, их проводившие, составляют документацию (акты, протоколы, заключения), на основании которой оформляется заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или списания.
3.3 Оценка технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:
- установление возможности безопасной эксплуатации;
- определение остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или повреждения отдельных конструктивных элементов.
Нормативный расчетный срок службы устанавливается проектом или заводом-изготовителем и указывается в нормативно-технической документации, паспорте или инструкции по эксплуатации. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока, он принимается равным 20 годам.
4 ПОДГОТОВКА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ
4.1 Подготовка резервуаров к обследованию
4.1.1 Частичное обследование с целью предварительной оценки технического состояния резервуара производится без вывода резервуаров из технологического процесса (отключением), а также без его опорожнения и очистки.
4.1.2 Полное обследование резервуаров производится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и очисткой.
Предъявляемые к обследованию резервуары должны быть в работоспособном, укомплектованном состоянии, очищенные от грязи, пыли и ржавчины.
4.1.3 Покраска резервуаров перед обследованием не допускается.
4.1.4 Должен быть обеспечен доступ к контролируемым сборочным единицам и деталям резервуаров.
4.1.5 Применяемые при обследовании инструменты, оборудование и контрольно-измерительные приборы должны быть в исправном состоянии и иметь документацию.
4.1.6 Предприятие-владелец резервуаров обязано обеспечить условия для безопасного проведения работ комиссии, обеспечить необходимой документацией, инструкциями, приборами и оборудованием.
4.1.7 Обследование резервуаров рекомендуется проводить в светлое время суток.
4.2 Частичное обследование
4.2.1 Частичное наружное обследование резервуаров проводится не реже одного раза в пять лет, отработавших расчетный срок - не реже одного раза в четыре года и включает в себя следующие этапы:
- ознакомление с эксплуатационно-технологической документацией резервуара (паспорт и др.);
Читайте также: