Резервуары и технологическое оборудование
Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
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 |
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 |
3.7.2. |
Полное обследование резервуара проводится не реже одного раза в 8 лет и помимо этапов, перечисленных 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. |
В этом же разделе:
- 1. Общие положения
- 2. Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объекту технического диагностирования
- 4. Анализ конструктивных особенностей, технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуаров
- 5. Натурное обследование резервуаров
- 6. Исследование химического состава, механических свойств металлов и их структуры
- 7. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации резервуаров
- 8. Нормы оценки технического состояния по результатам технического диагностирования
- 9. Требования к оформлению заключений по результатам технического диагностирования резервуаров
- Приложение 1. Специализированные научно-исследовательские экспертные организации по стальным вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов вместимостью от 100 до 50000 м³
- Приложение 2. Организации, имеющие лицензии Госгортехнадзора на диагностирование резервуаров
- Приложение 3. Типовая программа полного технического диагностирования резервуара
- Приложение 4. Требования к геометрической форме смонтированных резервуаров
- Приложение 5. Термины и определения (по ГОСТ 20911-89)
- Приложение 6. Список, использованной нормативно-технической литературы