Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров




НазваниеПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров
страница6/23
Дата13.11.2012
Размер2.72 Mb.
ТипДокументы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   23
Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов


1. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ


1.1. Общие требования

1.1.1. Контроль технического состояния резервуаров (обследование) проводится на основании действующих технических условий, государственных стандартов, СНиП, нормалей, типовых проектов и в соответствии с разработанной индивидуальной программой, Инструкциями по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров и Правилами устройства стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

1.1.2. При нормальной эксплуатации резервуарного парка, рекомендуется следующая периодичность обследования резервуаров:

- частичное обследование - не реже одного раза в 5 лет;

- полное обследование - не реже одного раза в 10 лет.

Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы:

- частичное обследование - не реже одного раза в 4 года;

- полное обследование - не реже одного раза в 8 лет.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается автором проекта или заводом-изготовителем. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.

1.1.3. Частичное обследование может проводиться работниками нефтебазы или специалистами служб дефектоскопии без вывода резервуара из эксплуатации с целью предварительной оценки технического состояния.

1.1.4. Полное обследование и комплексная дефектоскопия резервуаров производится после вывода из эксплуатации, удаления нефтепродукта, вентилирования, зачистки до санитарных норм в соответствии с ГОСТ 12.1.005 «Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

1.1.5. В случае необходимости проводится диагностика днища без опорожнения резервуара, которая выполняется по специальной технологии, путем измерений сопротивления или емкости грунта под днищем. Метод позволяет выявить наличие и координаты течи, хлопунов, коррозионных повреждений днища со стороны грунта.

1.1.6. Сочетание частичного обследования с диагностикой днища дает почти полное представление о состоянии резервуара без его опорожнения и зачистки за исключением качества сварных соединений и коррозионных повреждений днища со стороны продукта.

1.1.7. Порядок и объем работ при контроле технического состояния резервуаров, находящихся в эксплуатации в резервуарных парках предприятий ОАО НК «Роснефть» необходимо выполнять в соответствии с Руководством, с учетом требований государственных стандартов и типовых проектов.

1.1.8. Необходимость диагностирования конкретного резервуара определяется специалистами и должностными лицами организации, при необходимости с привлечением специалистов по диагностике других организаций.

Диагностика резервуаров и определение остаточного ресурса должны выполняться специализированными организациями, обладающими лицензиями Госгортехнадзора РФ или его региональных управлений и в соответствии с утвержденным Госгортехнадзором постановлением № 43 от 09.07.02 г. «Положением о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах».

1.1.9. Частичное обследование резервуара включает:

- визуальный осмотр резервуара с внешней стороны;

- измерение толщины листов стенки и кровли (приложение 6);

- измерение отклонений образующих от вертикали, местных деформаций стенки, нивелирование окрайка днища;

- проверку состояния подводящих трубопроводов, основания и отмостки;

- проведение акустико-эмиссионной диагностики стенок резервуара с целью выявления мест концентрации напряжений;

- составление и выдачу технического заключения по результатам обследования.

1.1.10. Полное обследование резервуара включает:

- визуальный осмотр резервуара с внешний и внутренней стороны, осмотр понтона или плавающей крыши;

- измерение толщины листов поясов стенки, кровли, днища, понтона или плавающей крыши;

- контроль сварных соединений неразрушающими методами;

- механическое испытание и металлографические исследования металла и сварных соединений, химический анализ металла в случае, если в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке материала, использованного при его строительстве, если резервуар потерпел аварию (пожар, хлопок, перелив);

- измерение расстояний между понтоном (плавающей крышей) и стенкой, отклонения от вертикали направляющих и вертикальных стенок коробов;

- проверка состояния уплотнения между понтоном (плавающей крышей) и стенкой;

- измерения линейных размеров коррозионных повреждений стенки и днища, деформаций стенки и днища;

- составление технического заключения по результатам полного обследования.

1.1.11. При визуальном осмотре подлежат проверке:

- состояние основного металла стенки, кровли, несущих конструкций перекрытия, днища на наличие коррозионных повреждений, царапин, задирав, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, закатов, трещин;

- состояние сварных соединений на соответствие их нормативным документам по геометрии, на наличие трещин, непроваров, подрезов, пористости, отпотин, свищей, кратеров, прожогов, смещений стыкуемых кромок, коррозионных повреждений;

- местные деформации (вмятины, выпучины, хлопуны);

- размещение патрубков и других врезок по отношению к вертикальным и горизонтальным швам;

- состояние уплотнений между понтоном (плавающей крышей) и стенкой.

1.1.12. При измерениях геометрической формы резервуара определяют отклонения стенки от вертикали по образующим, проходящим через сварные швы нижнего пояса, и размеры местных деформаций (вмятины, выпучины). Горизонтальность днища проверяется нивелированием. При этом измеряются местные деформации (хлопуны, вмятины) и осадка резервуара.

1.1.13. При обследовании основания необходимо обратить внимание на плотность прилегания днища к основанию, просадку стенки вместе с окрайком днища, на состояние отмостки, наличие откосов и отвода атмосферных осадков.

1.1.14. Результаты контроля заносят в журнал обследования с отметкой дефектов на эскизах.

1.1.15. По результатам контроля составляют техническое заключение о состоянии резервуара и дают рекомендации по его ремонту.

1.1.16. Для определения вертикальности стенки измеряют величину отклонений от вертикали образующих стенки на уровне верха каждого пояса, проведенной из нижней точки первого пояса.

1.1.17. Обследование резервуаров с помощью специальных приборов физического контроля следует проводить в соответствии с требованиями настоящего Руководства.

По результатам технического надзора и (или) дефектоскопического обследования периодически должен выполняться планово-предупредительный ремонт резервуаров.

1.1.18. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:

- неплотность опирания днища на основание;

- наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам;

- погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру днища;

- наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка.

1.2. Обследование металлоконструкций резервуара

1.2.1. При осмотре резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайка днища и прилегающих участков основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

1.2.2. Сварные соединения освобожденных из-под нефтепродукта участков понтона необходимо проверить на герметичность в соответствии ПБ 03-381-00 (приложение 7).

В случае негерметичности проверенных участков понтона резервуар выводится из эксплуатации в ремонт для устранения дефектов.

1.2.3. Дефекты сварных швов (трещины, непровары, свищи), являющиеся причиной попадания нефтепродукта в отсеки или центральную часть понтона, должны быть тщательно обследованы и устранены сваркой. Отдельные мелкие трещины, отверстия в сварных швах и основном металле допускается ликвидировать применением композитных составов.

1.2.4. Для очистки понтона резервуар должен быть освобожден от остатков нефтепродукта, отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, а концы трубопроводов должны быть закрыты заглушками с хвостовиком-указателем. Сведения о местах установки заглушек заносят в специальный журнал. При очистке понтона используют передвижную вакуумную машину АКН-10.

1.2.5. Согласно ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов» методы неразрушающего контроля классифицируют по видам: акустические, магнитные, оптические, проникающими веществами, радиационные, радиоволновые, тепловые, электрические, электромагнитные.

1.2.6. Металлографические исследования по ГОСТ 1778 проводят в тех случаях, когда требуется определить причины снижения механических свойств металла, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

1.2.7. Металлографические исследования проводят на образцах из контрольных пластин, предназначенных для определения механических свойств металла и сварных соединений.

1.2.8. Химический анализ металла для резервуаров находящихся долгое время в эксплуатации производят в случае, если неизвестна марка металла, использованного при строительстве резервуара.

1.2.9. Метод инфракрасной спектроскопии предназначен для выявления и измерения концентраторов напряжения, остаточных напряжений в металлоконструкциях резервуаров путем регистрации тепловизором температурного поля металлоконструкции по электромагнитному излучению, возникшему при упругопластическом деформировании металлоконструкций нагрузочными тестами (приложение 8).

1.3. Обследование сварных соединений

1.3.1. Контроль качества сварных соединений и основного металла осуществляется как неразрушающими, так и разрушающими методами.

1.3.2. Просвечивание сварных соединений и ультразвуковая дефектоскопия проводятся в соответствии с ГОСТ 7512 и ГОСТ 14782 в объемах, определяемых СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

При контроле, связанном с разрушением, проводятся механические испытания, металлографические исследования и химические анализы, для чего вырезаются контрольные образцы из резервуара.

1.3.3. Объем контроля сварных соединений физическими методами в зависимости от вида сборки для нового резервуара приведены в таблицах 1 и 2 в соответствии с требованиями Правил. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации объем контроля сварных соединений определяется по результатам внешнего осмотра.


Таблица 1

Объем контроля сварных соединений рулонных полотнищ стенки резервуара, %


Зона контроля

РВС III класса

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные сварные соединения в поясах:










1, 2

10

25

50

3, 4

5

10

25

остальные

-

5

10

Горизонтальные сварные соединения между поясами:










1-2

5

10

15

3-5

2

5

10

остальные

-

2

5


Таблица 2

Объем контроля сварных соединений стенки резервуара полистовой сборки, %


Зона контроля

РВС III класса

РВС II класса

РВС I класса

Вертикальные сварные соединения стенки по поясам










1, 2

25

50

100

3, 4

10

25

50

5, 6

5

10

25

остальные

-

5

10

Горизонтальные сварные соединения между поясами










1-2

5

10

20

2-3

2

5

10

3-4

-

2

5

остальные

-

1

2


1.3.4. Ультразвуковая дефектоскопия для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор), их количества и координат расположения должна производиться по ГОСТ 14782, а объемов - по СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

1.3.5. В случае, если данные, полученные в результате физического контроля, ставятся под сомнение, то окончательный контроль проводят путем металлографических исследований.

1.3.6. Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия проводится для выявления поверхностных дефектов основного металла и сварных швов, невидимых невооруженным глазом.

Этому контролю подлежат:

- вертикальные сварные швы стенки и швы соединения стенки с днищем резервуара;

- сварные швы приварки патрубков к стенке резервуара.

1.3.8. Механические испытания проводят в тех случаях, когда отсутствуют сведения из сертификата завода-изготовителя резервуарных конструкций, при значительных коррозионных повреждениях, при появлении трещин в различных местах стенки, во всех случаях, когда имеется подозрение на ухудшение механических свойств, усталость под действием знакопеременных нагрузок, при перегревах или при перегрузках.

1.3.9. Контроль сварных соединений методом гамма-рентгенографии проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 7512. По снимкам рентгенографии или рентгеноскопии определяют характер дефекта, его размеры по длине, глубине и ширине, их количество (приложение 9).

1.3.10. Ультразвуковую дефектоскопию применяют для выявления внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне углеродистых и низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера дефектов по типам (например, шлаковые включения, непровары, трещины и т.п.). Здесь определяется условная протяженность, глубина и координаты дефекта.

1.3.11. Ультразвуковую дефектоскопию используют для контроля сваренных встык и внахлестку листовых конструкций толщиной 4-20 мм и угловых сварных соединений листовых конструкций толщиной 4-20 мм.

1.3.12. Ультразвуковой контроль (приложение 10) проводят после устранения дефектов, обнаруженных при внешнем осмотре, в объеме, предусмотренном в СНиП 3.03.01-87, а для экспериментальных резервуаров в объеме, предусмотренном их проектом. В случае необходимости определения границ дефектных участков объем контроля увеличивается.

1.3.13. Ультразвуковая дефектоскопия производится только при положительной температуре окружающей среды от 5°С до 40°С. Оформление результатов проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 14782.

1.3.14. Акустико-эмиссионный (далее AЭ) метод контроля сварных соединений предусматривает проведение обследования резервуара без вывода его из эксплуатации и очистки (приложение 11).

AЭ обследование резервуара включает в себя контроль днища резервуара, в т.ч. 100% длины уторного шва и контроль монтажного шва.

1.3.15. Наружное обследование резервуаров (без вывода из эксплуатации) проводится не реже одного раза в 5 лет, полное обследование резервуаров (с выводом из эксплуатации) - не реже одного раза в 10 лет.

Полное обследование резервуара, отработавшего расчетный срок службы, проводится не реже одного раза в 8 лет.

1.3.16. Согласно РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» первоочередному обследованию подвергаются 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 высоко коррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

1.3.17. Проведение акустико-эмиссионного обследования резервуаров позволит предприятиям-владельцам резервуарных парков своевременно проводить контроль оборудования без остановки технологических процессов и зачистки резервуаров.

1.4. Обследование состояния понтона или плавающей крыши

1.4.1. Техническое обслуживание и ремонт стальных понтонов с открытыми отсеками (коробами) производится в соответствии с РД 39-30-185-79, с учетом результатов проверок технического состояния понтона и устранения его неисправностей.

1.4.2. При осмотре понтона через световой люк (не реже одного раза в месяц) необходимо проверить наличие или отсутствие нефтепродукта на поверхности ковра или затвора, разрывов ковра, зазора между затвором и стенкой резервуара.

При осмотре понтона внутри резервуара, когда понтон находится на опорных стойках, необходимо проверить.

- герметичность швов ковра и наличие или отсутствие разрывов в нем;

- зазор между затвором и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряют по ширине и длине);

- степень изношенности затвора (затвор считается изношенным, если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до тканевого материала);

- герметичность коробов;

- чистоту перфорированного кожуха, предназначенного для ручного отбора проб и измерения уровня;

- отсутствие обрыва и коррозии токоотвода заземления (измеряют сопротивление растеканию тока токоотводов).

1.4.3. Передвижение по понтону из ППУ для его осмотра или ремонта допускается только по трапам шириной не менее 650 мм и длиной не менее 2 м. Трапы должны быть изготовлены из досок толщиной не менее 25 мм (без металлических креплений). Запрещается перемещение по понтону, находящемуся в плавучем состоянии.

1.4.4. При наличии в отсеках или центральной части понтона нефтепродукта он должен быть слит в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемого нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может осуществляться сифонами, передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов. Используемые передвижные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов, эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями охраны труда и настоящих Правил.

1.4.5. Техническое обслуживание и ремонт понтонов из полимерных материалов выполняют в соответствии с их технической документацией и инструкцией по эксплуатации понтонов.

Технический осмотр понтонов следует проводить в сроки проверки основного оборудования резервуара.

1.4.6. Не реже одного раза в квартал рекомендуется проверять эффективность понтона. Замеряют концентрацию паров бензина в пробе, отбираемой из патрубка светового люка. Если отношение концентрации паров в пробе к концентрации их насыщения при минимальной температуре газового пространства резервуара менее требуемой паспортной величины, то понтон работает удовлетворительно.

1.4.7. При осмотре понтона обращают внимание на:

- состояние и горизонтальность поверхности. Горизонтальность проверяется нивелированием;

- состояние поплавков;

- плотность прилегания затвора к стенке резервуара;

- наличие повреждений проводов для отвода статического электричества;

- состояние сварных швов полотнища понтона;

- отклонение от вертикали трубчатых опорных стоек, направляющих;

- техническое состояние затвора.

1.4.8. На внутренней поверхности стенки резервуара по ходу понтона (плавающей крыши) не должно быть каких-либо планок, оплавлений, вырывов, остатков сварных швов после удаления монтажных пластин.

1.5. Проверка состояния основания и отмостки резервуара

1.5.1. При контроле состояния основания и отмостки обращают внимание на:

- неплотность опирания днища на основание;

- наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания или по другим причинам;

- погружение нижней части резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру днища;

- наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- наличие необходимого уклона отмостки, обеспечивающего отвод воды в сторону кольцевого лотка (приложение 12).

1.5.2. При наличии неравномерной осадки основания, превышающей допускаемые для данного резервуара, должна быть произведена плотная подбивка гидрофобным составом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

1.5.3. Свайные основания, получившие осадку в период эксплуатации, ремонтируют укладкой (подбивкой) под сваи бетона марки 100. Высота бетонного слоя определяется проектным уклоном резервуара.

1.6. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров

1.6.1. Оперативное диагностирование днищ вертикальных резервуаров, т. е. установление их негерметичности, производится без удаления нефтепродукта из резервуара.

1.6.2. Диагностирование днища осуществляется косвенно, установлением наличия нефтепродукта в грунте с помощью измерений его электропроводности и выявления диэлектрических аномалий.

1.6.3. Работы проводятся специализированными организациями или работниками организаций, прошедшими обучение, инструктаж и получившими свидетельства. Методика измерения сопротивления или электрической емкости грунта в основании резервуара приведена в приложении 13.


2. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ И КОМПЛЕКСНОЙ

ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ


2.1. Работники, занятые на обследовании и дефектоскопии резервуаров должны знать и выполнять:

- токсические, огне- и взрывоопасные свойства нефтепродуктов, приемы оказания первой помощи при отравлениях;

- меры безопасности при работе с источниками ионизирующих излучений;

- меры безопасности при работе с электрическими приборами и приемы оказания первой помощи пострадавшим при поражении электрическим током;

- меры безопасности при выполнении работ на высоте с применением подъемно-транспортных средств.

2.2. К работе по дефектоскопии допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение и имеющие удостоверение на право производства работ.

2.3. Вновь принятые на работу проходят вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Вновь поступивший сотрудник проходит в течение месяца стажировку под руководством опытного работника, старшего по должности, затем сдает экзамены по технике безопасности и получает удостоверение.

2.4. Повседневный контроль выполнения мероприятий по охране труда выполняет руководитель работ. Перед проведением дефектоскопии руководитель работ проверяет готовность резервуара к обследованию, получает у руководителя объекта акт о готовности резервуара к проведению намечаемых работ и справку анализа воздуха в резервуаре. Работы по дефектоскопии и обследованию внутри резервуара выполняются по наряду-допуску.

2.5. Применение гамма-источников или рентгеновских аппаратов, работы с электрооборудованием, работы на высоте требуют соблюдение правил безопасности, изложенных в РД 153-112-017-97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров».

2.6. В местах проведения работ устанавливаются размеры и маркируется знаками радиационной опасности зона, в пределах которой мощность дозы излучения превышает 0,3 мбэр/час.

2.7. При работе с электроприборами, электрооборудованием наиболее опасным видом травм является поражение электрическим током, оказывающим на человеческий организм различные действия:

- тепловые (ожег);

- химические (электролиз крови);

- физические (разрыв тканей и костей);

- биологические, нарушающие жизненные функции человеческого организма.

Тяжесть поражения электрическим током зависит от силы тока, его частоты, продолжительности действия, состояния организма пострадавшего и окружающей среды. Опасной для жизни считается сила тока 10 миллиампер и выше, наиболее опасная частота 40-60 Гц.

2.8. Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться в соответствии с ГОСТ 12.2.007.1 «Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности» и ГОСТ 12.2.013.0 «Машины ручные электрические. Общие требования безопасности и методы испытаний».

2.9. К работам на высоте относятся работы, при выполнении которых работник находится на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте 1,3 м и более. Работы, выполняемые на высоте более 5 м, относятся к верхолазным и выполняются с применением предохранительных поясов.

2.10. Работа на высоте производится с лестницы или стремянки, установленных под углом 75 градусов к горизонтальной плоскости.

Раздвижные лестницы (стремянки) должны иметь прочное соединение, не позволяющее им произвольно раздвигаться.


3. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОБСЛЕДОВАНИЯ


3.1. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные:

- наименование организации, выполняющей обследование, фамилии, должности исполнителей;

- место расположения, инвентарный номер, тип и геометрические размеры по проекту резервуара, номер проекта;

- дата ввода в эксплуатацию, даты очередных обследований и ремонтов;

- виды дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

- краткую техническую характеристику с обязательным указанием полных данных примененного при строительстве материала, технологический и температурный режим работы, вид хранимого продукта;

- вид обследования (полное или частичное);

- проектные и фактические толщины листов кровли, стенки, понтона и днища;

- виды аварий, количество проведенных ремонтов и краткое описание;

- результаты внешнего осмотра и измерений;

- результаты неразрушающих методов контроля сварных соединений;

- результаты измерений геометрической формы стенки и нивелирования основания резервуара и отмостки;

- карты вертикальных разрезов днища (при значительной неравномерной просадке);

- результаты механических испытаний, металлографического и химического анализов основного металла и сварных соединений;

- расчет высоты налива продукта в случае, если фактическая толщина листов в одном из поясов стенки меньше минимально допустимой;

- расчет остаточного ресурса резервуара;

- заключение о состоянии резервуара и рекомендации по обеспечению его надежной эксплуатации, ремонтопригодности;

- предложения по выполнению ремонтных работ и режима дальнейшей эксплуатации.

3.2. Заключение и выводы должны быть четкими и конкретными, не допускающими двояких толкований.

3.3. Оформленное заключение подписывается исполнителями, проверяется и подписывается руководителем службы дефектоскопии.

3.4. В тех случаях, когда круг вопросов, подлежащих решению, выходит за пределы компетенции специалистов, выполнявших дефектоскопию, привлекаются специалисты соответствующего профиля с включением их мнения (расчетов) в заключение или с оформлением самостоятельного документа.

3.5. Оценку технического состояния резервуаров проводят только при наличии следующих данных:

- поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщины листов стенки;

- фактической толщины листов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщина листов каких-либо поясов стенки ниже предельно допустимой, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта;

- результатов проведенной дефектоскопии основного металла и сварных соединений;

- результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать требованиям проекта, стандартов и технических условий;

- результатов контроля состояния оснований резервуаров;

- расчета остаточного ресурса с учетом коррозионного износа и изменения механических свойств металла.

3.6. Предельно допустимую минимальную толщину отдельных листов стенки резервуаров, находящихся в эксплуатации, показана в таблице 3.


Таблица 3


Предельная минимальная толщина листов стенки резервуара, изготовленного из стали ВСТ3


Вместимость резервуара, м3

Марка стали

Номер пояса

1

2

3

4

5

6

7

8

100

ВСТ3

2,0

2,0

1,5

1,5













200

ВСТ3

2,0

2,0

1,5

1,5













400

ВСТ3

2,5

2,0

1,5

1,5













700

ВСТ3

3,0

2,5

2,0

2,0

1,5

1,5







1000

ВСТ3

3,5

3,0

2,5

2,5

2,0

2,0

1,5

1,5

09Г2С

3,2

2,4

2,4

2,0

2,0

2,0

1,5

1,5

2000

ВСТ3

5,5

5,0

4,0

3,5

3,0

3,0

2,0

2,0

09Г2С

4,3

4,2

3,8

3,2

2,8

2,0

2,0

2,0

3000

ВСТ3

7,0

6,0

5,0

4,0

3,5

2,5

2,0

2,0

09Г2С

5,2

4,8

4,5

3,5

3,0

2,0

2,0

2,0

5000

ВСТ3

7,8

6,8

5,9

4,8

3.8

2,7

2,0

2,0

09Г2С

6,0

5,3

4,5

3,9

3,5

2,5

2,0

2,0

10000

ВСТ3

10,5

10,0

8,5

7,0

5,5

4,0

3,0

3,0

09Г2С

9,0

8,0

7,0

6,0

4,8

3,0

3,0

3,0

20000

09Г2С

12,0

11,0

10,0

9,0

8,0

6,0

6,0

6,0


Примечания

1. Вычисления производились из расчета плотности нефтепродукта 0,008 кН/м3.

2. Толщина верхних поясов принята из условия обеспечения их устойчивости.


3.7. Предельно допустимый износ листов кровли и днища по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50% проектной величины.

3.8. Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища не должен превышать 30% проектной величины.

3.9. Предельно допустимый износ листов понтона (плавающей крыши) по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50% проектной величины для центральной части, а для коробов - 30%.

3.10. В случае производственной необходимости, если толщина листов стенки ниже предельной минимальной толщины (таблица 6), допускается производить расчет на снижение максимальной высоты налива продукта по формуле:

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   23

Похожие:

Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб "Транснефтеавтоматика". Часть I.
Сооружение промышленных предприятий", сниП 11. 03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
Правила разработаны на основании действующих стандартов, сниПов, технических условий на
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту
Разработчики: Г. К. Лебедев, В. Г. Колесников, Г. Е. Зиканов, О. Н. Лайков (цнил, часть I); Ю. К. Ищенко, Г. А. Ритчик, Л. В. Дубень,...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз рд 153-39. 4-078-01
В целях нормативного обеспечения деятельности служб резервуарных парков ОАО «ак «Транснефть»
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила устройства электроустановок Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПоложение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
Ии Госгортехнадзора России от 01. 11. 94 г. №25 и Постановления Госгортехнадзора России от 04. 05. 95 г. №23, а также в соответствии...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила и нормы технической эксплуатации жилищного фонда (в ред. Постановления Госстроя РФ от 02. 08. 2002 n 94)
Даны нормативы организации и технической эксплуатации и ремонта, технологические условия выполнения работ
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации и охраны труда на нефтебазах правила технической эксплуатации и охраны труда на нефтебазах
Дана характеристика территории, основных сооружений и зданий нефтебаз. Включены разделы по метрологическому обеспечению, планово-предупредительному...
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов рд 39-30-114-78 Правила устанавливают и
Правила устанавливают и регламентируют порядок управления и организацию эксплуатации
Правила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб «Транснефтеавтоматика» Часть I. Правила технической эксплуатации стальных резервуаров iconПравила технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан
Республики Казахстан (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 6) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля...
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©lib.znate.ru 2014
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница