Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов




Скачать 440.57 Kb.
НазваниеПоложение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
страница1/4
Дата13.11.2012
Размер440.57 Kb.
ТипДокументы
  1   2   3   4
#G0

#G0Федеральный горный и промышленный надзор

Руководящие документы Госгортехнадзора России


Шифр

России

(Госгортехнадзор России)

Документ, регламентирующий надзор в нефтяной и газовой промышленности

РД 08-95-95



Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов


#G0Разработано и внесено Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности


Утверждено

Госгортехнадзором России Постановлением № 38

от 25.07.95 г.

Срок введения в действие

с 01.09.1995 г.




1. Общие положения


1.1. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов разработано на основании Протокола заседания коллегии Госгортехнадзора России от 01.11.94 г. № 25 и Постановления Госгортехнадзора России от 04.05.95 г. № 23, а также в соответствии со СНиП 111-18-75 (в части изготовления конструкций), СНиП 03.03.01-87 и "Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту", М.: Недра, 1988 г.


1.2. Положение распространяется на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью от 100 до 50000 куб. м, предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов.


Типы резервуаров:


- со стационарной крышей;


- со стационарной крышей и понтоном;


- с плавающей крышей.


1.3. Положение предусматривает порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью 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 в себя 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 18.08.1992 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 полготовки 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 резервуаров 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 ремонтов 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 приведены в п.п. 3.5 и 3.6.


3.5. Частичное наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет и включает в себя 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 в себя 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);


- проверка состояния основания и отмостки.


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 п.п. 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 п.п. 3.6.1 - 3.6.6., включает в себя 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).


Оценка остаточного ресурса согласовывается со специализированной организацией (Приложение 1).


3.7.3. Разработка прогноза о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара (в том числе периодичности и методах последующего контроля) с выдачей заключения.


3.8. При выявлении в результате обследования различных недопустимых дефектов производится определение объема и методов восстановительного ремонта резервуара с последующим контролем качества выполненных работ и гидравлическим испытанием. В случае экономической или технической нецелесообразности ремонта дается заключение об исключении резервуара из эксплуатации.


3.9. В случае отсутствия полного комплекта документации, или обнаружения в процессе эксплуатации существенных дефектов в основном металле и сварных соединениях, недопустимых деформаций конструкций и т.п., частичные и полные обследования проводятся через более короткие периоды, устанавливаемые специализированной организацией (Приложение 1).


3.10. В основу оценки технического состояния резервуаров положены представления о возможных отказах, имеющих следующие причины:


- наличие в металле и сварных соединениях дефектов, возникших при изготовлении, монтаже, ремонте или эксплуатации, развитие которых может привести к разрушению элементов резервуара;


- изменения геометрических размеров и формы элементов (в результате пластической деформации, коррозионного износа и т.п.) по отношению к первоначальным, вызывающие превышение действующих в металле напряжении над расчетными;


- изменения структуры и механических свойств металла в процессе длительной эксплуатации, которые могут привести к снижению конструктивной прочности элементов резервуара (усталость при действии переменных и знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.);


- нарушение герметичности листовых конструкций в результате коррозионных повреждений.


4. Анализ конструктивных особенностей, технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуаров.


4.1. Целью анализа конструктивных особенностей технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуара является определение наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов образования дефектов в материале при эксплуатации и мест их локализации, а также составление (уточнение) программы технического диагностирования.


4.2. На конструктивной схеме резервуара отмечают элементы (участки) конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению. При этом первоочередное внимание следует уделять:


- сварным соединениям в вертикальных монтажных стыках стенки, в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в I - III-м поясах стенки (считая снизу), сварного шва между стенкой и днищем, сварных швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров;


- местам стенки у нижнего уторного шва, соединяющего стенку с днищем;


- местам присоединения трубопроводов, в том числе, передающих вибрационные нагрузки;


- участкам стенки, имеющим местные выпучины или вмятины и отклонения образующих от вертикали (в пределах или за пределами допусков);


- участкам конструкций, наиболее подверженных коррозии: нижнего пояса и двух верхних поясов стенки, днища, настила и несущих элементов крыши, понтонов и плавающих крыш.


4.3. По данным эксплуатационной документации определяют длительность эксплуатации элементов резервуаров в условиях, отличающихся от проектных, анализируют обстоятельства и причины аварийных случаев и определяют участки конструкций, которые могли подвергнуться негативному воздействию. Эти участки также отмечают на конструктивной схеме резервуара.


4.4. По записям в ремонтном журнале отмечают на конструктивной схеме элементы (участки) конструкций резервуара, подвергнутые ремонту, в том числе с применением сварки.


4.5. На основе анализа ремонтной документации уточняют представления о наиболее слабых участках конструкции, интенсивности развития дефектов, возможном изменении механических характеристик материала.


4.6. Если на аналогичных резервуарах происходили аварии из-за конструктивных недостатков, на конструктивной схеме резервуара делают отметки для проверки полноты выполнения и эффективности предложенных противоаварийных мер.

  1   2   3   4

Похожие:

Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconИнструкция по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров всн 311-81
Настоящая инструкция распространяется на изготовление и монтаж рулонным и полистовым методами вертикальных цилиндрических резервуаров...
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconГосгортехнадзор россии
Пб 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПравила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов*1 пб 03-605-03
Российская газета, 05. 12. 02, N 231, и предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых...
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconИнструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов рд-03-420-01
Об утверждении "Инструкции по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов"
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconРекомендации по применению резервуаров пониженной пожарной опасности с понтоном и крышей из алюминия конструкции Ультрафлоут для хранения нефти и нефтепродуктов
Ультрафлоут для хранения нефти и нефтепродуктов. М.: Зао "Спецтехника", 2001. 25 с
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconО. М. Волков Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами
Проблема пожарной безопасности резервуаров Глава Свойства нефти и нефтепродуктов
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconБыстрый рост нефтяной промышленности требует соответственного развития резервуаростроения. Многообразие нефтей и нефтепродуктов, особенности их свойств и
Рациональные методы хранения и типы резервуаров позволяют сохранить качество нефти и нефтепродуктов и предотвратить потери и порчу...
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconПравила технической эксплуатации резервуаров разработчик ОАО скб "Транснефтеавтоматика". Часть I.
Сооружение промышленных предприятий", сниП 11. 03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconФедеральное агентство по образованию государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения из резервуаров и транспортных средств»
Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов iconДиспетчеризация мн
Характеристика нефтей, нефтепродуктов. Способы хранения и транспортировки нефти, учет нефти и нефтепродуктов, поступающих в систему...
Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


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