Руководство по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров

Обновлено: 08.05.2024

Проведение неразрушающего контроля (НК) на резервуарах вертикальных стальных (РВС) обязательно потому, что они относятся к опасным производственным объектам (ОПО), подведомственным Ростехнадзору. На них распространяется закон №116-ФЗ от 21.07.1997 года, а также Федеральные нормы и правила проведения экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), утверждённые Приказом Ростехнадзора от 14.11.2013 года.

истекает срок службы, установленный проектом;
в проекте не прописан расчётный срок эксплуатации (либо документация утеряна);
произошла авария и были повреждены несущие конструкции;
заканчивается срок без опасной эксплуатации, установленный заключением ранее проведённой экспертизы.

1) проверять качество сварных соединений на предмет отсутствия дефектов, которые превышают допуски, заложенные в нормативно-технической и проектно-конструкторской документации;

2) оценивать степень износа и производить расчёт прочности и остаточного ресурса отдельных частей и РВС в целом. Например, поясов стенки, днища, понтона, кровли, патрубков и пр. Подробнее о том, какие конструктивные элементы резервуаров подвергаются неразрушающему контролю – читайте ниже;

4) проверять герметичность понтона – конструкции, предназначенной для защиты от испарения нефти и нефтепродуктов, потери содержимого РВС, загрязнения внешней среды и снижения пожароопасности и взрывоопасности;

6) оценивать состояние антикоррозионных покрытий (нормальных, усиленных или особо усиленных) внутри резервуара, измерять толщину и выявлять дефекты (отслоения, наплывы, инородные вкрапления, потёки и прочие неоднородности);

8) составлять дефектные ведомости и точнее планировать ремонты, поддерживая тем самым резервуарный парк в работоспособном и безопасном состоянии.

Проведение неразрушающего контроля – важная часть технического диагностирования резервуаров. Это даёт исходную информацию для экспертов промышленной безопасности, на основании которой они готовят своё заключение о пригодности РВС к дальнейшей эксплуатации. Либо, наоборот, о его аварийном состоянии, необходимости остановки эксплуатации и ремонтно-восстановительных работ.

Наконец, НК востребован не только для ЭПБ, но и в рамках технического освидетельствования РВС. Данное мероприятие относится к сфере государственного надзора и проводится специальными комиссиями на объектах, эксплуатация которых ещё не начиналась либо была приостановлена.

Квалификационные требования к специалистам

Для проведения неразрушающего контроля на резервуарах лаборатория должна быть аттестована в соответствии с СДАНК-01-2020 или СНК ОПО РОНКТД-03-2021 (в зависимости от Системы НК). Для работы на объектах "Транснефти" действует свой порядок аттестации. Причём в области аттестации (приложении к свидетельству от НОАЛ) должен быть указан п. 8.4 «Резервуары взрывопожароопасных и токсичных веществ», а также п. 8.12 «Технологические трубопроводы, трубопроводы пара и горячей воды» (для обследования трубопроводов и соединительных деталей вне РВС). Кроме ЛНК как организации, должен быть аттестован её персонал (в соответствии с СДАНК-02-2020 или СНК ОПО РОНКТД-03-2021). Обычно требуется наличие специалистов не ниже II квалификационного уровня. В удостоверении также должны быть указаны п. 8.4, 8.12 и др.

Требования к технической оснащённости

набора

толщиномеры

дефектоскопы

пьезоэлектрические преобразователи

настроечные образцы

рентгеновский аппарат

рентгеновская плёнка

проявочные

цветная дефектоскопия

течеискание

дефектоскопические материалы

пенетрант

акустико-эмиссионные системы

датчики АЭ

Мерительные инструменты и приборы неразрушающего контроля, которые относятся к средствам измерения, должны быть внесены в Госреестр СИ, подлежат первичной метрологической аттестации и периодической поверке/калибровке. Метрологическое обслуживание СИ – одно из базовых требований для обеспечения единства измерений в соответствии с законом №102-ФЗ от 26.06.2008 года.

Какие элементы резервуаров подвергают неразрушающему контролю и какие методы применяют

Полное техническое диагностирование резервуаров вертикальных стальных предполагает комплексный мониторинг с использованием разных видов НК. Тщательному обследованию подлежат как несущие, так и ограждающие конструкции РВС, а также компоненты вне резервуара.

Днище

центральную часть;
внутреннюю и внешнюю (включая сварные швы) часть окрайки;
стыковые сварные соединения окраечных листов днища с клиновидным зазором;
продольные и поперечные сварные швы листов, собранных встык и внахлёст;
сварные швы и основной металл листов в узлах тройного нахлёста;
швы центральной части днища с листами окрайки;
шов приварки накладки на днище;
сварные швы приварки направляющих к днищу;
опорные стойки под трубопроводы и подкладные листы на днище;
зумпф зачистки, шов его сварки и шов приварки к днищу.

Стенка

первого пояса;
второго и третьего пояса – внутри и снаружи;
среднего и верхнего пояса – внутри и снаружи;
уторных, горизонтальных и вертикальных сварных швов;
люков, патрубков, их воротников и сварных швов приварки к стенке и фланцам;
сварного шва усиливающего листа воротника с окрайкой днища – при наличии;
приёмо-раздаточных патрубков;
накладок крепления лестниц и кронштейнов;
лестниц, лестничных площадок и ограждений (включая шахтную, или кольцевую, лестницу);
сварных швов сегментов колец жёсткости и колец жёсткости со стенками;
места удаления временных ремонтных элементов (например, креплений для строительных лесов);
пенокамеры;
точек подключения электрохимической защиты, молниезащиты и заземления.

Стальная крыша

усиливающим листам, сварным соединениям между ними и сварным швам приварки к стенкам;
сегментам опорных колец, стыковым сварным соединениям между ними и сварным швам приварки колец к стенке;
сварным соединениям балок и конструкций крыши и сварным швам приварки балок к опорному кольцу;
настилу, его сварным соединениям и сварным швам приварки к каркасу;
несущим конструкциям крыши;
центральной опорной стойке. Данный элемент крышки резервуара, помимо неразрушающего контроля, подвергается геодезическим измерениям;
кольцевой площадке на крыше и площадке обслуживания оборудования;
накладкам и кронштейнам для крепления конструкций и элементов РВС;
люкам и патрубкам, сварным швам их приварки к воротникам (и воротников к настилу);
дыхательной и предохранительной арматуре;
точкам подключения заземления понтона.

Крыша купольного типа из алюминиевых сплавов

опорного кольца и сварных швов его сегментов между собой;
опорных кронштейнов и сварных швов с опорным кольцом;
антикоррозионного покрытия на опорном кольце и кронштейнах;
стержней (образующих сетчатый несущий каркас крыши);
узловых колпаков;
нижних и верхних узловых накладок;
карты обшивки;
вентиляционного патрубка;
люков;
узлов прохода направляющей трубы и заземления купольной крыши;
оборудования (уровнемера, пробоотборника, патрубка замерного люка) и площадок для его обслуживания;
патрубков сигнализатора максимального уровня;
лестницы обслуживания вентиляционных патрубков;
опорных балок и сварных швов между ними и опорными втулками.

Стальной или алюминиевый понтон

опорных стоек и направляющих;
поплавков (при наличии) и болтовых креплений к балкам;
верхних и нижних балок;
настила;
юбки;
затвора между понтоном и стенкой;
противопоротного механизма;
люка-лаза (или предохранительного клапана);
дренажных устройств;
уплотняющего зазора между патрубками и направляющими РВС;
измерительной трубы радарного уровнемера;
точек подключения заземления.

Трубопроводы, соединительные детали и прочие объекты вне резервуара

технологических;
подслойного пожаротушения, размыва донных отложений, промышленно-дождевой канализации, охлаждения и прочих инженерных систем резервуара.

основной металл секций трубопроводов и деталей;
продольные, поперечные и кольцевые сварные швы;
околошовная зона.

Оформление результатов

сведения о резервуаре – его местоположение, объём, инвентарный номер, размеры, толщина стенок;
наименование лаборатории неразрушающего контроля и номер свидетельства об аттестации;
ФИО специалиста, который непосредственно проводил дефектоскопию, и номер его квалификационного удостоверения;
ФИО специалиста, который выдал заключение, и номер его квалификационного удостоверения;
наименование оборудования, настроечных образцов и расходных материалов, которые применялись для НК. Для СИ требуется указывать дату и номер свидетельства о поверке и срок её действия;
номера технологических карт (причём не только на контроль, но и на сварку);
шифр бригады или клеймо сварщика;
сведения о методике проведения контроля;
описание выявленных дефектов – протяжённости, ширины раскрытия (глубины залегания), площади, координат залегания и пр. У каждого вида неразрушающего контроля свои возможности по выявлению и определению параметров дефектов в конструкции резервуаров. И запись дефектов, соответственно, тоже. В РК, например, дефектоскописты оперируют условными обозначениями вида и характера дефектов. В капиллярном контроле практикуется фотофиксация индикаторных рисунков. В ультразвуковой дефектоскопии запись дефекта может состоять из: - буквы (указывает на вид дефекта по протяжённости),
- цифры (указывает наибольшую глубину залегания несплошности в мм),
- ещё одной цифры (для обозначения условной протяжённости дефекта в мм),
- буквы (сообщает о том, превышает ли амплитуда эхо-сигнала от отражателя допустимый уровень). Поскольку неразрушающий контроль производится не сразу на всём резервуаре, а поступательно на отдельных участках, то нужно перенести разметку исследуемой зоны на эскиз (чертёж, схему) и обозначить на нём обнаруженные несплошности, указать их координаты, изобразить направление перемещения датчиков (при УЗК), количество и местоположение точек для измерения толщины (при УЗТ) и пр. Если какие-то зоны оказались недоступны для обследования – их тоже нужно обозначить на эскизе. Наглядное изображение проблемных мест сильно упростит последующий ремонт (и не даст повода проверяющим усомниться в полноте отчёта);
собственно, сам вердикт-заключение (например, «годен», или «ремонт», или «вырезать», или «соответствует требованиям действующей НТД» и пр.). В среде дефектоскопистов есть расхожая аббревиатура – «ДНО» – которая расшифровывается как «Дефектов Не Обнаружено». Именно дефектов, а не несплошностей. Чтобы лучше понять разницу, обратимся к ГОСТ Р 55724-2013, в котором говорится, что «дефект – каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям». То есть: если параметры несплошности укладываются в допуски, то дефектом она не считается;
дата проведения контроля, дата оформления заключения и подписи ответственных лиц.

Требования к оформлению заключений по итогам неразрушающего контроля на резервуарах разных заказчиков могут отличаться. Запрашивать образцы (шаблоны) данной документации нужно заранее, если её, например, не предусмотрели в качестве приложений к договору на проведение работ.

На основании заключений (актов, протоколов контроля) составляется дефектная ведомость и технический отчёт, из которых, в свою очередь, складывается общая картина о фактическом состоянии РВС. Главный документ по итогам технического диагностирование – заключение экспертизы промышленной безопасности, в котором объект признают годным к эксплуатации (до истечения следующего расчётного периода) либо аварийным и подлежащим ремонту. И отчёт, и заключение ЭПБ должны храниться с остальной технической документацией на резервуар.

Вместо послесловия

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

Руководство по обследованию и дефектоскопии стальных вертикальных резервуаров

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).

1 Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.8. При частичной диагностике выполняются следующие работы:

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

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

визуальный осмотр стенки, кровли и днища с внутренней стороны;
визуальный осмотр понтона (при его наличии);
измерение толщины стенки, днища кровли и понтона;
контроль сварных соединений физическими методами;
механические испытания, металлографические исследования и химический анализ металла (в необходимых случаях);
зондирование днища и основания резервуара с целью выявления утечки; решить вопрос о необходимости и целесообразности обследования резервуара методом инфракрасной спектроскопии и выполнить такое обследование;
обработать полученные результаты измерений толщины стенки всех элементов резервуара (стенка, кровля, днище, понтон, плавающая крыша), определить остаточный срок службы для них по коррозионному износу;
определить расчетом допустимую толщину листов для раз личных поясов, окрайки, днища и кровли и полученные результаты сравнить с данными измерений; если окажется, что фактическая толщина листов меньше допустимой, принять одно из возможных решений:
- первое - резервуар остановить на ремонт;
- второе - резервуар эксплуатировать при пониженной эксплуатационной нагрузке, для чего выполнить расчет допустимой высоты заполнения резервуара;
1.10. При диагностике, резервуаров по согласованию с заказчиком могут использоваться другие, не рассмотренные в настоящей Инструкции неразрушающие методы контроля, которые позволяют добиться более совершенного результата и в то же время позволяют обеспечить полную безопасность (акустико-эмиссионный метод обнаружения дефектов, магнитный или иной метод измерения фактических напряжении в стенке резервуара и т.п.).

Читайте также: