Диагностирование резервуаров вертикальных стальных
Обновлено: 11.05.2024
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.
Диагностирование резервуаров вертикальных стальных
РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, РЕМОНТА И РЕКОНСТРУКЦИИ
ОКС 43.180
Код продукции 526531
Дата введения 2004-01-30
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом ЗАО "ЦНИИПСК им. Мельникова" от 28.01.2004 г. N 16, приказом ОАО ПИ Нефтеспецстройпроект от 27.01.2004 г. N 2, приказом ОАО ВНИИМонтажспецстрой от 22.01.2004 г. N 3-ОД, приказом ЗАО Трест Коксохиммонтаж от 26.12.2003 г. N 88А.
1. РАЗРАБОТАН ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им. Мельникова (ЗАО "ЦНИИПСК им. Мельникова") к.т.н. Г.П.Кандаков, к.ф.-м.н. В.К.Востров, д.т.н. В.М.Горицкий, к.т.н. Б.Ф.Беляев, к.т.н. К.К.Рябой, к.х.н. Г.В.Оносов, к.т.н. А.В.Горностаев;
ОАО Проектный институт нефтеспецстройпроект (ОАО ПИ Нефтеспецстройпроект) к.т.н. Э.Я.Гордон, инж. М.В.Ларионов, инж. В.Н.Тюрин;
ОАО Институт по монтажным и специальным строительным работам (ОАО ВНИИМонтажспецстрой) инж. А.А.Катанов, инж. Г.А.Ритчик;
ЗАО Трест Коксохиммонтаж к.т.н. Ф.Е.Дорошенко.
2. ВНЕСЕН организациями разработчиками Стандарта.
3. ПРИНЯТ на научно-техническом совете ЦНИИПСК им. Мельникова от 18.12.2003 г. с участием представителей организаций разработчиков Стандарта.
5. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ.
6. Разработка, согласование, утверждение, издание (тиражирование), обновление (изменение или пересмотр) и отмена настоящего Стандарта производится организациями разработчиками.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий Стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом "О техническом регулировании" N 184-ФЗ, Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" с внесенными изменениями от 10 января 2003 г., Положением о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Постановление Госгортехнадзора РФ N 8 от 18 марта 2003 г., и предназначен для разработчиков Стандарта, а также организаций, эксплуатирующих резервуары или являющихся заказчиками их диагностирования, ремонта или реконструкции.
Стандарт может применяться организациями, выполняющими работы по техническому диагностированию резервуаров и разрабатывающими проектную документацию на их ремонт и реконструкцию, если эти организации имеют сертификаты соответствия, выданные Органом по сертификации в системе добровольной сертификации, созданной организациями разработчиками Стандарта.
Организации разработчики не несут никакой ответственности за использование данного Стандарта организациями, не имеющими сертификатов соответствия.
Необходимость разработки Стандарта продиктована тем, что опыт, накопленный организациями разработчиками Стандарта, а также отечественными предприятиями и организациями по диагностированию, ремонту, реконструкции, расчету, методам контроля и испытаниям резервуаров, оснований и фундаментов, содержится в нескольких десятках разрозненных нормативных документов (СНиП, ТУ, РД, ВСН, ведомственных правилах и т.п.), частично устаревших и не охватывающих в целом проблему безопасной эксплуатации резервуаров.
Основной целью Стандарта является создание современной нормативной базы по вопросам технического диагностирования, в рамках которого определяется и прогнозируется техническое состояние резервуаров и решаются вопросы о необходимости ремонта и (или) реконструкции для поддержания их работоспособного состояния.
При разработке Стандарта проанализированы и учтены:
- законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности;
- опыт проектирования, ремонта, монтажа и эксплуатации резервуаров;
- результаты обследований промышленных объектов;
- некоторые зарубежные стандарты;
- предложения предприятий, организаций, объединений и специалистов.
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящий Стандарт применяется для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов трех классов ответственности со стационарными и плавающими крышами, а также со стационарными крышами и понтонами и устанавливает правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции резервуаров, находящихся в эксплуатации.
Стандарт распространяется также на вновь смонтированные принимаемые в эксплуатацию резервуары при наличии в них дефектов монтажа или отступлений от проекта, требующих устранения и ремонта, а также на аналогичные резервуары для других жидких продуктов в диапазоне температур эксплуатации от -65 °С до 100 °С.
Стандарт не распространяется на изотермические резервуары, баки-аккумуляторы для горячей воды, резервуары для агрессивных химических продуктов, а также на резервуары с избыточным давлением свыше 2,5 КПа.
2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы:
ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования. М., Изд-во стандартов, 1991 г.
ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах. М., Изд-во стандартов, 1978 г.
ГОСТ 15140-78* Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии.
ГОСТ 22733-77 Грунты. Метод лабораторного определения максимальной плотности.*
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 22733-2002, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии. М., Стройиздат, 1985 г.
СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты.
СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции. М., Стройиздат, 1988 г.
СНиП 3.04.03-85 Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии.
ИСО 2409:1992 Лаки и краски. Испытание методом решетчатых надрезов.
ИСО 2808:1998 Лаки и краски. Метод определения толщины пленки.
ИСО 4624:1998 Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва.
При выполнении работ по диагностированию, ремонту и реконструкции резервуаров рекомендуется руководствоваться нормативно-технической документацией, приведенной в приложении В.
3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем Стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями.
3.1. Техническое диагностирование - комплекс работ, связанный с исследованием состояния конструкции резервуара, оценкой пригодности его элементов для дальнейшей эксплуатации, выявлением зон, узлов, соединений или элементов конструкции, требующих ремонта или замены, определением условий и режимов безопасной эксплуатации, оценкой остаточного ресурса.
3.2. Реконструкция - любая работа, которая меняет физические характеристики материала конструкции, параметры и технологические характеристики резервуара.
Примечание. Примеры реконструкции: установка дополнительных люков-лазов; изменение высоты стенки резервуара; оснащение резервуара понтоном.
3.3. Ремонт - любая работа, необходимая для поддержания резервуара в работоспособном состоянии.
Примечание. В зависимости от степени сложности ремонт может быть текущим, средним или капитальным.
Текущий ремонт - комплекс мероприятий и работ по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защиты конструкций и устранения повреждений.
Средний ремонт связан с выполнением ремонтных операций в локальных зонах с применением сварки.
Капитальный ремонт проводится для восстановления работоспособности и полного (близкого к полному) восстановления ресурса эксплуатации резервуара с заменой или усилением пришедших в негодность отдельных конструктивных элементов резервуара или их частей. На период капитального ремонта резервуар выводится из эксплуатации и производится его полная зачистка и дегазация.
3.4. Экспертная организация - организация, прошедшая добровольную сертификацию и имеющая сертификат соответствия, выданный органом по сертификации на право проведения работ по диагностике резервуаров и выдаче заключений по их техническому состоянию.
3.5. Специализированная экспертная организация - организация разработчик данного Стандарта.
3.6. Эксперт - полномочный представитель экспертной или специализированной экспертной организации.
3.7. Изменение в эксплуатации - изменение свойств хранимого продукта (удельный вес и коррозионная активность), изменение температуры или давления по сравнению с предыдущими условиями эксплуатации, изменение интенсивности эксплуатации (частоты наполнения-опорожнения), изменение максимального уровня заполнения.
3.8. Дефект - отклонение от нормы, возникшее в процессе выполнения заводских и монтажных технологических операций. Различают допустимые и критические дефекты.
Примечание. Примеры дефектов: трещины в сварных швах, искажение проектной геометрической формы элементов в результате нарушения технологии монтажа, отклонения от требований проекта по нормируемым расстояниям между сварными швами.
3.9. Повреждение - отклонение от нормы, возникшее в процессе эксплуатации резервуара при сохранении его работоспособного состояния.
Примечание. Примеры повреждений: коррозионное растрескивание, усталостные трещины, искажение проектной формы в результате осадки, уменьшение толщины элемента в результате коррозии, потеря устойчивости стенки в результате влияния силовых воздействий.
3.10. Авария - частичное или полное разрушение резервуара, возникшее в процессе его сооружения, испытаний, ремонта, реконструкции или эксплуатации.
Примечание. Примеры аварий: взрыв или загорание продукта в резервуаре, разрыв сварного стыка стенки, течь в днище резервуара.
3.11. Предельное состояние - состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.
3.12. Ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.
3.13. Остаточный ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от момента его технического диагностирования до перехода в предельное состояние.
3.14. Хлопун - вмятина или выпучина, теряющие устойчивость под действием внутренних или внешних нагрузок.
3.15. Класс ответственности резервуара - степень опасности (риска), возникающая при аварии резервуара для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, экологической безопасности, а также здоровья или жизни животных и растений.
Примечание. В зависимости от объема и места расположения вертикальные цилиндрические резервуары в соответствии с ПБ 03-605-03 подразделяются на три класса ответственности:
Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м и более, а также резервуары объемами 5000 м и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.
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.
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
ПОЛОЖЕНИЕ
О СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ
ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Дата введения 1995-09-01
УТВЕРЖДЕНО постановлением Госгортехнадзора России от 25.07.95 N 38
ВВЕДЕНО В ДЕЙСТВИЕ с 01.09.95
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.2. Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 м, предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов.
- со стационарной крышей;
- со стационарной крышей и понтоном;
- с плавающей крышей.
1.3. Положение предусматривает порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров в целях выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.
1.4. Система технического диагностирования включает два уровня проведения работ:
частичное техническое обследование резервуара с наружной стороны (без выведения его из эксплуатации);
полное техническое обследование, требующее выведения резервуара из эксплуатации, его опорожнения, зачистки и дегазации.
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, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации); на остальных резервуарах этой группы проводится частичное обследование.
Возможно частичное обследование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.
2. ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ, ИСПОЛНИТЕЛЯМ, СРЕДСТВАМ
И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
2.1. Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на владельца резервуаров.
Владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей обследование.
2.2. Работы по техническому диагностированию выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.
2.3. Диагностирование и заключение о техническом состоянии и о возможности дальнейшей эксплуатации резервуаров, сооруженных не по типовым проектам или по импортным поставкам, а также резервуаров со сроками эксплуатации, превышающими 30 лет, и в других сложных случаях производятся специализированной организацией (приложение 1).
2.4. Организации, выполняющие работы по техническому диагностированию резервуаров, должны иметь разрешение (лицензию) на проведение таких работ, получаемое в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке (приложение 2).
2.5. Специалисты по техническому диагностированию резервуаров должны быть аттестованы по этому виду работ организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.
2.6. Специалисты по неразрушающему контролю могут выполнять при техническом диагностировании резервуаров только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля*, утвержденными Госгортехнадзором России 18.08.92 г.
2.7. Аппаратура и средства, применяемые при техническом диагностировании резервуаров, должны позволять надежно выявлять недопустимые дефекты. Не допускается применение аппаратуры, подлежащей госпроверке и не прошедшей ее.
2.7.1. При измерении геометрических параметров конструкций должны использоваться стандартные или специальные методы и средства измерения, позволяющие получить точность не менее ±1 мм.
При определении толщин листовых конструкций и глубины коррозионных язв приборами или средствами линейных измерений точность должна быть не менее ±0,1 мм.
2.7.2. Определение механических свойств металла и сварных соединений должно проводиться в полном соответствии с требованиями стандартов на эти виды испытаний; оборудование и приборы должны пройти своевременно государственную проверку.
2.8. При полном техническом обследовании резервуара необходимо вывести его из эксплуатации, опорожнить, дегазировать и очистить.
Работы по обследованию производятся с разрешения руководства предприятия - владельца резервуара после прохождения инструктажа по технике безопасности и по противопожарной безопасности.
2.9. Ко всем конструктивным элементам резервуара, подлежащим обследованию, должен быть обеспечен свободный доступ.
Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащие техническому диагностированию, должны быть очищены от загрязнений. Качество подготовки поверхностей определяется требованиями применяемого метода контроля.
Уторный узел резервуара (угловое сварное соединение днища со стенкой) должен быть очищен с наружной стороны от грунта, снега и других загрязнений.
Тепловая изоляция, препятствующая контролю технического состояния, должна быть частично или полностью (в случае необходимости) удалена.
2.10. На выполненные при техническом обследовании резеруаров работы организации, их проводившие, составляют первичную документацию (акты, протоколы, журналы, заключения и т.п.), на основании которой оформляют заключение о возможности или условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или исключения из эксплуатации.
3. АЛГОРИТМ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ
3.1. Техническое диагностирование резервуара производится по типовой программе (приложение 3).
3.1.1. На основе типовой программы на каждый резервуар (или группу резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) разрабатывается индивидуальная программа. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные работы по ремонту или реконструкции.
Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются организацией, выполняющей обследование.
3.2. Техническое обследование резервуаров, перечисленных в п.2.3, производится по специальной программе специализированной организацией (приложение 1).
3.3. Алгоритм оценки технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:
установления возможности безопасной эксплуатации;
определения остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или после исчерпания расчетного срока службы;
разработки прогноза о возможности и условиях эксплуатации сверх расчетного срока службы, а также после аварии или повреждения отдельных конструктивных элементов.
Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта 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.
3.4. Алгоритм диагностирования резервуара определяется в зависимости от его технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.
Первоочередному обследованию, как правило, должны подвергаться резервуары:
находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;
изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;
находящиеся в эксплуатации более 20 лет;
в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.
Рекомендуемая структура алгоритма оценки технического состояния резервуара в пределах расчетного срока службы приведена в пп.3.5 и 3.6.
3.5. Частичное наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет и включает следующие этапы:
3.5.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар (паспорт и др.); сбор информации о работе резервуара у обслуживающего персонала; особое внимание должно быть обращено на объемы и методы выполнения ремонтов и исправления дефектов, выявленных в период эксплуатации.
3.5.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.
3.5.3. Составление программы обследования (технического диагностирования).
3.5.4. Натурное обследование резервуара:
визуальный осмотр всех конструкций с наружной стороны;
измерение толщины поясов стенки, выступающих окрайков днища и настила кровли;
измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;
проверка состояния основания и отмостки.
3.5.5. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.
3.6. Полное обследование проводится не реже одного раза в 10 лет и включает следующие этапы:
3.6.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар.
3.6.2. Анализ конструктивных особенностей резервуара; анализ условий эксплуатации; определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.
3.6.3. Составление программы обследования.
3.6.4. Натурное обследование резервуара:
визуальный осмотр всех конструкций с внутренней и наружной сторон, в том числе визуальный осмотр понтона (плавающей крыши);
измерение толщины поясов стенки, кровли, днища, понтона (плавающей крыши);
измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;
измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара;
проверка состояния понтона (плавающей крыши);
3.6.5. Контроль ультразвуковым, рентгенографическим и другими методами дефектоскопии, необходимость и объем проведения которого устанавливается по результатам визуального осмотра.
3.6.6. Установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.
3.7. Рекомендуемая структура алгоритма оценки технического состояния резервуара, отработавшего расчетный срок службы:
3.7.1. Частичное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 4 года и помимо этапов, перечисленных в пп.3.5.1-3.5.5, включает в случае необходимости контроль неразрушающими методами дефектоскопии.
3.7.2. Полное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 8 лет и помимо этапов, перечисленных в пп.3.6.1-3.6.6, включает дополнительно следующие этапы:
определение необходимости оценки механических свойств материала и его структуры (методами неразрушающего контроля или лабораторного исследования);
оценка физико-механических свойств и структуры металла;
выбор расчетных схем и оценка остаточного ресурса работы металла с учетом: скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов; изменения механических свойств металла или сварных соединений; объема и характера циклических нагружений; работы резервуара при отрицательных температурах (ниже 40 °С).
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ:
Описание: Собраны нормативные документы разных ведомств по проектированию, монтажу, эксплуатации, диагностированию, антикоррозионной защите и ремонту вертикальных, горизонтальных, металлических, железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а также газгольдеров. Дополнительно включены документы по охране труда связанных с этой отраслью профессий.
Формат: PDF
- 1. ВСН 311-89
Ведомственные строительные нормы. Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000м³.
Ссылка для скачивания, размер 874 кб. - 2. ВСН 467-85
Общие производственные нормы расхода материалов в строительстве. Сборник 7. Монтаж стальных конструкций резервуаров и газгольдеров.
Ссылка для скачивания, размер 246 кб. - 3. ГОСТ 17032-2010
Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия.
Ссылка для скачивания, размер 146 кб. - 4. ГОСТ 8.570-2000 ГСИ.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.
Ссылка для скачивания, размер 856 кб.
5. ГОСТ 31385-2016
Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
Ссылка для скачивания , размер 7,07 мб.
6. РБ 03-69
«Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов»утвержденное приказом №780 от 26.12.2012
Ссылка для скачивания , размер 3,52 мб.
7. ЕНиР - Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник Е5. Выпуск 2. Резервуары и газгольдеры.
Ссылка для скачивания , размер 526 кб.
8. Инструкция по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров (Утв. Минтрудом России 17.05.2004г.)
9. Руководство по безопасной эксплуатации мокрых газгольдеров, предназначенных для горючих газов. 1972г.
Ссылка для скачивания, размер 659 кб.
10. ИТН-93
Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств .
Ссылка для скачивания , размер 1,34 мб.
11. Методика проведения операций по консервации и ликвидации объектов (резервуарного парка) нефтебазового хозяйства. НК Роснефть, 2004г.
Ссылка для скачивания , размер 297 кб.
12. Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (с дополнениями НИИ «Атмосфера»), 1998г.
Ссылка для скачивания , размер 701 кб.
Ссылка для скачивания , размер 1,42 мб.
13. ПБ 09-560-03
Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов. УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 777
Ссылка для скачивания , размер 298 кб.
14. Правила оценки пригодности резервуаров к эксплуатации на предприятиях Гражданской Авиации, 1987г.
Ссылка для скачивания , размер 350 кб.
15. ПТЭ Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, 1986г.
Ссылка для скачивания , размер 2,62 мб.
16. ПТЭ Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004г.
Ссылка для скачивания, размер 2,19 мб.
17. РД 03-380-00
Инструкция по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением.
Ссылка для скачивания, размер 521 кб.
18. РД 03-410-01
Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов.
Ссылка для скачивания, размер 850 кб.
19. РД 03-420-01
Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
Ссылка для скачивания, размер 384 кб.
20. РД 05.00-45.21.30-КТН-005-1-05
Правила антикоррозионной защиты резервуаров, 2005г.
Ссылка для скачивания, размер 964 кб.
22. РД 112-045-2002
Нормы технологических потерь нефтепродуктов при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения "Роснефть".
Ссылка для скачивания, размер 421 кб.
23. РД 153-112-017-97
Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров.
Ссылка для скачивания, размер 352 кб.
24. РД 153-34.0-21.529-98 (СО 34.21.529-98)
Методика обследования железобетонных резервуаров для хранения жидкого топлива.
Ссылка для скачивания, размер 480 кб.
26. РД 34.21.526-95
Типовая инструкция по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и горячей воды.Строительные конструкции.
Ссылка для скачивания, размер 400 кб.
27. РД 34.23.601-96
Рекомендации по ремонту и безопасной эксплуатации металлических и железобетонных резервуаров для хранения мазута.
Ссылка для скачивания, размер 530 кб.
29. Регламент расчета полезной емкости резервуарного парка и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки. «Транснефть», 2003г.
Ссылка для скачивания, размер 462 кб.
31. Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках, ГУГПС-ВНИИПО-МИПБ, 1999.
Ссылка для скачивания, размер 995 кб.
32. СНиП 2.11.03-93
Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.
Ссылка для скачивания, размер 370 кб.
33. СНиП 34-02-99
Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки.
Ссылка для скачивания, размер 219 кб.
34. СТО 0030-2004 Стандарт организации.
Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции.
Ссылка для скачивания, размер 980 кб.
36. ТОИ Р-112-12-95
Типовая инструкция по охране труда при эксплуатации резервуарных парков предприятий нефтепродуктообеспечения.
Ссылка для скачивания, размер 89 кб.
37. ТОИ Р-112-13-95
Типовая инструкция по охране труда при сливоналивных операциях в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах.
Ссылка для скачивания, размер 85 кб.
38. ТОИ Р-112-16-95
Типовая инструкция по охране труда при зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения.
Ссылка для скачивания, размер 136 кб.
40. СП 16.13330.2011
Свод правил, Стальные конструкции. Актуализированная редакция СНиП II-23-81.
Ссылка для скачивания, размер 3,55мб
41. СП 43.13330.2012
Сооружения промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85.
Ссылка для скачивания, размер 1,84мб
Читайте также: