Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров

Обновлено: 15.05.2024

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.

Техническое диагностирование вертикальных стальных резервуаров

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).

Приложение Г (рекомендуемое)

Г.1 При подготовке резервуара к испытанию проверяются его геометрическая форма и размеры, а также положение в плане и по высоте всех конструктивных элементов резервуара в объеме, предусмотренном в СНиП 3.03.01, выполняется нивелирование днища РВС с построением плана днища в горизонталях с целью определения соответствия уклона днища проектному и выявления деформируемых участков (хлопунов и вмятин). Отклонения не должны превышать величин, приведенных в СНиП 3.03.01.

Г.2 Перед испытанием резервуара с плавающей крышей или понтоном при положении крыши (понтона) на опорных стойках или кронштейнах проводят дополнительно следующие замеры:

а) фактического периметра плавающей крыши или понтона;
б) отклонений от вертикали направляющих стоек плавающей крыши или понтона;
в) отклонений от вертикали наружной стенки коробов плавающей крыши (понтона);
г) отклонений от горизонтали верхней кромки наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона.

Указанные отклонения не должны превышать допустимых величин, приведенных в СНиП 3.03.01.

Г.3 Контроль герметичности монтажных швов днища, плавающей крыши и ее коробов проводится вакуум-камерой путем смачивания контролируемого участка шва мыльным раствором, а при отрицательной температуре воздуха - раствором лакричного корня с хлористым натрием или кальцием. Разрежение в камере должно быть не менее 0,08 МПа. Появление пузырей указывает на наличие неплотностей.

Г.4 Герметичность сварного соединения днища с корпусом резервуара проверяют вакуум-камерой.

Г.5 Контролю просвечиванием подвергают все вертикальные стыковые соединения первого пояса и 50 % стыковых соединений второго и третьего поясов резервуаров на участках длиной 200 - 250 мм, преимущественно в местах пересечения этих соединений с горизонтальными, а также все стыковые соединения в местах примыкания стенки к окрайкам днища.

Г.6 Гидравлическое испытание проводится для окончательной проверки прочности конструкций основания, прочности и плотности корпуса и днища резервуара и их возможных деформаций, работоспособности системы резервуар - технологическая обвязка с компенсирующими устройствами, а также с целью консолидации (уплотнения) грунтов естественного и искусственного оснований в период производства испытательных работ.

Г.7 Для обеспечения аварийного слива воды во время гидравлического испытания, в случае образования течи в днище или стенке резервуара, узел оперативного переключения задвижек системы трубопроводов для заполнения и опорожнения резервуара водой следует располагать за пределами обвалования.

Г.8 Подготовка резервуара к испытанию завершается комиссионной проверкой его внутреннего пространства, закрытием люков и составлением акта готовности резервуара к гидравлическим испытаниям.

Г.9 Испытание резервуара проводится наливом воды (гидравлическое испытание).

Г.10 Гидравлические испытания проводятся при положительной температуре окружающего воздуха. При проведении гидравлических испытаний при отрицательной температуре разрабатываются мероприятия, которые обеспечивают положительную температуру воды в резервуаре и исключают примерзание затвора к стенке резервуара, обмерзание понтона, плавающей крыши и стенки резервуара, замерзание воды в арматуре.

Г.11 Резервуар должен быть залит водой до определенной программой испытаний отметки, испытывается на гидравлическое давление с выдержкой под этой нагрузкой (без избыточного давления): объемом, тыс. м3:

Г.12 Испытание резервуара на прочность и устойчивость проводят при полном его заливе водой, избыточном давлении в газовом пространстве на 15 %;а вакууме на 60 % больше проектной величины, если в проекте на резервуар и в проекте производства работ по его монтажу нет других указаний, а продолжительность нагрузки - 30 минут.

Г.13 Стационарная крыша резервуара испытывается на герметичность при полностью заполненном водой резервуаре давлением, превышающим проектное на 10 %. В процессе испытания герметичность сварных соединений проверяют путем нанесения мыльного или другого индикаторного раствора.

Г.14 Давление в газовом пространстве при всех видах испытаний создается либо непрерывным заполнением резервуара водой при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха.

Г.15 Контроль давления в резервуаре осуществляется U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

Г.16 По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций резервуара, соблюдая меры безопасности определенные программой испытаний.

Г.17 При обнаружении течи из-под края днища, появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытания необходимо прекратить, слить воду из резервуара, установить причину течи и устранить дефект. При обнаружении трещин в швах поясов стенки испытание должно быть прекращено. Уровень воды необходимо понизить на один пояс и устранить дефект. Эти участки после устранения дефектов подлежат контролю физическими методами.

Г.18 Гидравлические испытания резервуара с плавающей крышей или понтоном проводят после монтажа уплотняющих затворов по периметру плавающей крыши и вокруг направляющих. При испытании тщательно проверяют движение и положение плавающей крыши и катучей лестницы, состояние и герметичность системы водоспуска, герметичность коробов и отсеков между коробами, плотность прилегания и плавность скольжения уплотняющих затворов, а также измеряют глубину погружения плавающей крыши через замерный люк и в четырех диаметрально противоположных точках через кольцевой зазор. Для этого отжимают затвор и измеряют расстояние от поверхности воды до верхней кромки наружного борта понтонного кольца. Погружение плавающей крыши должно быть равно проектному с отклонением не более чем на 10 %.

Г.19 Испытания системы водоспуска плавающей крыши проводятся дважды.

При нижнем положении плавающей крыши (перед заполнением резервуара водой) испытание проводится путем заполнения дренажной системы водой и создания давления в ней 0,25 МПа. При этом сальниковые шарниры и клапан ливнеприемника или замещающее его запорное устройство должны быть герметичны. Второй раз система водоспуска испытывается в процессе испытания корпуса резервуара наливом воды. Для этого задвижка на выходе системы водоспуска должна быть постоянно открыта. Отсутствие воды в задвижке будет свидетельствовать о герметичности системы водоспуска.

Г.20 При опорожнении резервуара после гидравлического испытания производят зачистку неровностей швов внутренней поверхности стенки резервуара, замеряют зазоры между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши и стенкой резервуара, между направляющими трубами и патрубками в крыше. После проведения гидравлических испытаний не допускается приварка к резервуару каких-либо деталей или конструкций, проведение других сварочных работ на резервуаре.

Г.21 После гидравлического испытания и опорожнения резервуара необходимо проверить состояние внутреннего антикоррозионного покрытия визуальным осмотром и выборочным контролем соединения днища и первого пояса при помощи искровых дефектоскопов. Контролю приборами подлежат 5 % соединения днища и первого пояса стенки резервуара.

Поврежденные участки защитного покрытия подлежат ремонту. Результаты проверки качества внутреннего антикоррозионного покрытия оформляются актом.

Г.22 Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью установленным на нем оборудованием, внешнего осмотра и проверки соответствия резервуара представленной документации и требованиям проекта.

Г.23 Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если:

в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появится течь и уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки;
осадка днища резервуара по окрайке при незаполненном и заполненном резервуаре не превысит допустимых пределов, указанных в СНиП 3.03.01;
плавающая крыша (понтон) плавно поднимется и опустится без рывков и заеданий, погружение плавающей крыши (понтона) не превысит проектного более чем на 10 %.

Примечание. Увеличение погружения плавающей крыши в воду при испытании свидетельствует о том, что вес крыши больше проектного или сила трения между затвором и стенкой резервуара или между направляющей и патрубком чрезмерно велика, что может быть вызвано неправильной формой стенки резервуара или самой плавающей крыши, неправильным монтажом направляющих и затвора.

Г.24 Результаты гидравлического испытания оформляются актом.

Г.25 Мелкие дефекты (свищи, отпотины), обнаруженные при испытании, подлежат устранению после опорожнения резервуара. Приемка резервуара оформляется актом.

Г.26 Для обеспечения эксплуатационной надежности резервуаров рекомендуется выполнять соответствующий геодезический контроль за осадкой оснований и фундаментов и деформацией отдельных конструктивных элементов резервуаров в процессе гидравлического испытания, до и после него.

Г.27 Геодезический контроль за деформацией оснований и фундаментов в процессе гидравлического испытания выполняет генподрядная организация с участием представителя заказчика или эксплуатирующей организации.

Г.28 Геодезическому контролю подлежат:

окрайка днища;
фундаментное кольцо в точках, прилегающих к контролируемым точкам окраек днища;
днище резервуара после его опорожнения;
фундаменты опорных конструкций запорной арматуры приемо-раздаточных технологических трубопроводов;
фундамент шахтной лестницы;
трубопроводы системы пожаротушения (кроме вертикальных участков).

Г.29 Периодичность контрольных съемок деформаций окрайки днища, фундаментного кольца и фундаментов опорных конструкций запорной арматуры - не реже 1 раза в сутки, остальных элементов, перечисленных в Г.28 - до заполнения и после слива воды из резервуара.

Г.30 Резервуары, построенные на свайном основании, необходимо пронивелировать по окрайкам днища дважды - до и после испытания.

Г.31 Точки нивелирования окраек днища и фундаментного кольца рекомендуется совмещать с вертикальными швами первого пояса стенки резервуара. Швы первого пояса стенки должны быть промаркированы несмываемой краской в направлении нарастания нумерации по часовой стрелке с исчислением от 1-ой главной оси резервуара (см. проект). Количество точек нивелирования определяется в зависимости от емкости резервуара:

РВС-5000 - 12 точек
РВС-10000 - 16
РВС-20000 - 24
РВС-50000 - 35 или 36 (в зависимости от длины листов стенки).

Г.32 Измерения вертикальных перемещений (осадок) оснований резервуаров проводятся по III классу. Для проведения наблюдений используются оптические нивелиры типа НГ, НВ, НС и гидростатические шланговые нивелиры типа НШТ. Для контроля за осадкой резервуаров в период гидравлического испытания рекомендуется использовать также систему гидродинамического нивелирования СГДН-10Д, которая предназначена для дистанционных измерений превышения отметок между контрольными точками при регулярных наблюдениях.

В этом же разделе:

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам компании «Газовик».

Читайте также: