Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров
|
Скачать 0.88 Mb.
|
| #G0 РД 153-112-017-97 РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ#S ИНСТРУКЦИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ И ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ Дата введения 1997-07-01 РАЗРАБОТАНА АО "Нефтемонтаждиагностика" Руководитель разработки директор АО "Нефтемонтаждиагностика" к.т.н. Каравайченко М.Г. ИСПОЛНИТЕЛИ Начальник конструкторско-технологического отдела, к.т.н. Фатхиев Н.М., начальник отдела диагностики Шаров Л.Н., главный инженер АО "Уралтранснефтепродукт" Бусыгин Г.Н., ведущий инженер Завадский А.Р. СОГЛАСОВАНО Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/538 от 23.12.96 г. Начальник управления развития систем нефтепродукто- и топливообеспечения Министерства топлива и энергетики РФ А.И.Лопухин УТВЕРЖДАЮ Президент ОАО "АК Транснефтепродукт" И.Т.Ишмухаметов Заместитель министра топлива и энергетики Российской Федерации Е.С.Морозов Вводится взамен РД112 РСФСР-029-90 "Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных резервуаров" Настоящая Инструкция устанавливает общие требования и основные методические положения по диагностике вертикальных стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов предприятий АК "Транснефтепродукт". Диагностика в объеме настоящей Инструкции обеспечивает получение и обработку необходимой и достаточной информации о техническом состоянии и функциональных возможностях резервуара и позволяет определить: остаточный срок службы до очередного ремонта или списания; вид ремонта и объем ремонтных работ для резервуара, исходя из его технического состояния; допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, соблюдение которых обеспечивает безопасную и безаварийную работу резервуара. Настоящая Инструкция разработана на основе и в дополнение к #M12293 0 1200003534 4294960984 1907255919 1578382581 2380148271 1493212916 2401032 1280084117 4294967274РД-08-95-95 "Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов"#S. При разработке Инструкции учтены замечания института ЦНИИпроектстальконструкция и АО "ВНИИмонтажспецстрой". 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Диагностика peзepвyapa заключается в выполнении комплекса мероприятий по техническому обследованию, дефектоскопии и обработке полученной информации, составлению заключения о техническом состоянии резервуара и выдаче рекомендаций по дальнейшему его использованию. Для этого Инструкция содержит методы общего технического диагностирования, выявления и измерения различных дефектов, также параметров концентрации напряжений в металле с применением неразрушающих методов контроля. Она включает также методы измерения (расчета) параметров, характеризующих степень старения металла, усталостные трещины и коррозионные повреждения. Для полноты информации диагностика должна включать расчеты остаточного ресурса резервуара по коррозионному износу, малоцикловой усталости и трещиностойкости. При малоцикловом нагружении в стали нагруженных элементов резервуара (стенка, окрайка днища) сначала возникают усталостные повреждения, которые постепенно развиваются до образования трещин. В связи с этим расчет на малоцикловую усталость резервуаров выполняют в две стадии: на стадии накопления усталость повреждений (подраздел 3.1) и на стадии развития трещин (подраздел 3.2) до критического размера, при достижении которого начинается лавинообразное раскрытие трещин. 1.2. В результате расчета на малоцикловую усталость получают число циклов нагружения резервуара до зарождения усталостных повреждений и число циклов нагружения с момента образования усталостных повреждений до разрушения резервуара. Суммарное число циклов нагружения характеризует общий или остаточный ресурс работы резервуара. 1.3. Расчеты на прочность, устойчивость и остаточный ресурс резервуаров должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки (гидравлическое давление жидкости и избыточное давление газа), концентрации напряжений, вызванных местными дефектами в сварных швах, в геометрической форме стенки и другими дефектами, а также фактической (остаточной) толщины стенки и изменения структуры и механических свойств стали в процессе длительной эксплуатации резервуара. Задача эксплуатационного персонала состоит в том, чтобы число циклов работы резервуара было меньше, чем расчетное число циклов, при котором может произойти разрушение. 1.4. Необходимость диагностирования каждого конкретного резервуара в соответствии с рекомендациями настоящей Инструкции определяют специалисты и должностные лица предприятия, при необходимости с привлечением специалистов по диагностике. Диагностика резервуаров по настоящей Инструкции должна выполняться специализированными предприятиями или организациями, имеющими квалифицированных специалистов, лицензию Госгортехнадзора России или его региональных управлений и оснащенными специальным оборудованием для применения неразрушающих методов контроля. 1.5. По срокам проведения диагностический контроль резервуаров делится на очередной и внеочередной. Внеочередная диагностика резервуаров проводится в следующих случаях: после аварии или пожара на резервуаре; при достижении срока амортизации. Все резервуары одного предприятия не могут быть одновременно выведены из эксплуатации для диагностики, так как для этого необходимо их опорожнить, очистить и дегазировать до санитарных норм для работы людей. Поэтому предварительно требуется провести общую оценку резервуарного парка, чтобы установить очередность проверки. В первую очередь должны обследоваться резервуары, изготовленные из "кипящей" стали, сваренные меловыми электродами, клепанные, имеющие внешние дефекты, а также те, в которых хранятся продукты, вызывающие усиленную коррозию металла. 1.6. В процессе эксплуатации каждый резервуар должен подвергаться полной и частичной диагностике в зависимости от его технического состояния, условий и режимов эксплуатации. Полная диагностика резервуара должна проводиться не реже одного раза в 10 лет, частичная - не реже одного раза в 5 лет. Конкретные сроки как полной, так и частичной диагностики назначаются в зависимости от технического состояния и интенсивности эксплуатации резервуара, а также коррозионной активности среды. Для полной диагностики резервуар должен быть очищен и дегазирован до санитарных норм. Частичная диагностика может проводиться без вывода резервуара из эксплуатации. 1.7. При частичной диагностике выполняются следующие работы: визуальный осмотр резервуара и его оборудования; измерение толщины листов стенки, кровли; измерение отклонений образующих от вертикали, местных деформаций стенки и горизонтальность выступа окрайки и основания под ней; проверка состояния отмостки; составление заключения о техническом состоянии резервуара. 1.8. При полной диагностике необходимо выполнить, кроме перечисленных в п. 1.7 , следующие работы: визуальный осмотр стенки, кровли и днища с внутренней стороны; визуальный осмотр понтона (при его наличии); измерение толщины стенки, днища, кровли и понтона; контроль сварных соединений физическими методами; механические испытания, металлографические исследования и химический анализ металла (в необходимых случаях); зондирование днища и основания резервуара с целью выявления утечки; решить вопрос о необходимости и целесообразности обследования резервуара методом инфракрасной спектроскопии и выполнить такое обследование; обработать полученные результаты измерений толщины стенки всех элементов резервуара (стенка, кровля, днище, понтон, плавающая крыша), определить остаточный срок службы для них по коррозионному износу; определить расчетом допустимую толщину листов для различных поясов, окрайки, днища и кровли и полученные результаты сравнить с данными измерений; если окажется, что фактическая толщина листов меньше допустимой, принять одно из возможных решений: первое - резервуар остановить на ремонт; второе - резервуар эксплуатировать при пониженной эксплуатационной нагрузке, для чего выполнить расчет допустимой высоты заполнения резервуара; выполнить расчет остаточного ресурса резервуара по критериям малоцикловой усталости и трещиностойкости металла; выполнить расчеты и проверить функциональные параметры резервуара, согласно приложению 8; составить заключение о техническом состоянии и показателях назначения резервуара на предстоящий период эксплуатации. 1.9. При диагностике резервуаров по согласованию с заказчиком могут использоваться другие, не рассмотренные в настоящей Инструкции неразрушающие методы контроля, которые позволяют добиться более совершенного результата и в то же время позволяют обеспечить полную безопасность (акустико-эмиссионный метод обнаружения дефектов, магнитный или иной метод измерения фактических напряжений в стенке резервуара и т.п.). 2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И ДЕФЕКТОСКОПИЯ РЕЗЕРВУАРОВ 2.1. Требования по подготовке резервуаров к обследованию и дефектоскопии 2.1.1. Степень подготовки резервуаров к обследованию их технического состояния определяется целью и необходимым объемом работ контроля. В тех случаях, когда имеется потребность в оценке технического состояния внутренней поверхности резервуара или понтона (плавающей крыши), измерении толщины днища, контроля качества сварных швов физическими методами, резервуар должен быть выведен из эксплуатации, очищен от грязи и дегазирован до санитарных норм. 2.1.2. Перед выполнением работ внутри резервуара все трубопроводы, связанные с этим резервуаром, должны быть отключены от него закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Место и время установки заглушек должно быть записано в вахтенном журнале. 2.1.3. До начала работ по обследованию и дефектоскопии необходимо: подготовить карты разверток стенки, днища и кровли для нанесения на них обнаруженных дефектов и отступлений от проектов, СНиП и стандартов; подготовить яркую краску и кисти для нанесения отметок дефектных мест на стенке, днише и кровле; получить инструктаж по пожарной охране у инженера по технике безопасности и письменное разрешение руководителя объекта на проведение работ на территории резервуарного парка и внутри резервуаров; подготовить, а в случае необходимости, изготовить оборудование и приспособления, требующиеся для осмотра и измерений (лестницы, стремянки, шаблоны, подмостки, пояса монтажные, фонари взрывобезопасного исполнения, лупы 3-10-кратного увеличения, противогазы, веревки и т.п.). 2.2. Осмотр конструкции и сварных соединений 2.2.1. Целью осмотра является выявление поверхностных дефектов, приводящих, как правило, к местному уменьшению толщины металла, уменьшению толщины и изменению формы сварного шва. Осмотру подлежат наружная и внутренняя поверхности стенки и кровли и внутренняя поверхность днища. Особо тщательному осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырех нижних поясов. При осмотре дефектные места следует очистить от краски металлической щеткой. Внутренняя поверхность резервуара, если она не имеет антикоррозионного покрытия, при осмотре должна быть очищена от ржавчины и грязи. 2.2.2. При осмотре необходимо использовать лупу с 3+10-кратным увеличением, переносные лестницы и подвесные люльки. Могут быть использованы также бинокли и подзорные трубы. Для осмотра несущих элементов кровли вырезают окно в настиле кровли и на фермах или подвесках устанавливают леса из досок хвойных пород толщиной не менее 40 мм. 2.2.3. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине, протяженности (площади) и наносятся на карту осмотра. Глубину дефекта измеряют штангенциркулем, шаблоном сварщика или индикатором часового типа, длину - линейкой с ценой деления 1 мм. Размеры и формы сварного шва измеряются с помощью шаблона сварщика. Шаблон используется также для измерения угловатости монтажного шва и вмятин. 2.2.4. Осмотр сварных соединений конструкций с внешней стороны резервуара должен проводиться по мере необходимости и каждый раз при выводе резервуара на ремонт (внешний осмотр резервуара при ежедневном обходе резервуарного парка обслуживающим персоналом не может заменять осмотра сварных соединений и основного металла, излагаемого в настоящей Инструкции) 2.2.5. К поверхностным дефектам основного металла относятся: коррозионное повреждение - сплошное или местное; царапины вдоль и поперек листа; более опасны царапины поперек листа; плены, представляющие собой тонкие металлические корки в форме языков на поверхности металла, вытянутые в продольном направлении листа. Их отделяют от основного металла путем подрубания зубилом в продольном направлении листа. Плены не имеют прочной связи с основным металлом, поэтому уменьшают расчетную толщину стенки; местные оплавления металла и вырывы представляют собой углубления произвольной формы и глубины, образовавшиеся, как правило, в процессе монтажа (ремонта) при срезывании или отрыве технологических пластин или кронштейнов. Эти дефекты могут быть удалены путем пологой зачистки наждачным кругом; неметаллические включения (шлак, порода, окалина и др.) нарушают сплошность металла, уменьшают его расчетное сечение. Все вышеназванные дефекты приводят к уменьшению толщины стенки и местному ее ослаблению, некоторые дефекты создают концентрацию напряжений, поэтому должны быть выявлены и устранены. 2.2.6. К поверхностным дефектам сварного шва относятся: кратер, который образуется в металле вследствие резкого обрыва дуги в конце сварки; кратер уменьшает сечение шва и может явиться очагом образования трещин, поэтому подлежит исправлению; подрез, представляет собой канавку в основном металле вдоль сварного шва с одной или двух сторон и уменьшает сечение основного металла, вызывает концентрацию напряжений; прожог - это сквозное отверстие в сварном шве, образовавшееся в процессе вытекания сварочной ванны. Прожог должен быть тщательно зачищен и заварен; непровар - это неполное заполнение сварного соединения металлом, который снижает статическую и усталостную прочность шва, повышает склонность конструкции к хрупкому разрушению; шлаковое включение и газовая пора - несплошность сварного соединения, которые могут располагаться в шве между отдельными слоями, внутри наплавленного металла и выходить на поверхность. 2.2.7. Поверхностные дефекты металла, как правило, устраняются перед приемкой нового резервуара в эксплуатацию. Однако не все поверхностные дефекты удается выявить и устранить в процессе монтажа резервуара. Некоторые поверхностные дефекты образуются в процессе эксплуатации. Поэтому при осмотре резервуара необходимо обращать внимание на все виды дефектов и наносить их на карту осмотра. 2.2.8. Для оценки состояния поверхности основного металла и сварных швов и принятия решения по результатам осмотра, полученные при осмотре результаты сравниваются с требованиями проекта и #M12291 871001100СНиП 3.03.01-87#S. Состояние поверхности основного металла резервуара должно соответствовать требованиям #M12291 1200000119ГОСТ 14637-89#S, #M12293 0 1200005025 3271140448 3266324999 1373692367 3777048187 4292207558 106 80 247265662ГОСТ 5520-79#S и #M12293 1 871001100 3704477087 79 23943 2465715559 2685059051 3363248087 4294967268 584910322СНиП 3.03.01-87#S. Сварные соединения должны соответствовать требованиям #M12293 2 1200004491 3271140448 2176372079 247265662 4291638977 557313239 2960271974 3594606034 4293087986ГОСТ 8713-79#S, #M12293 3 1200004379 3271140448 3147130680 247265662 4291638977 557313239 2960271974 3594606034 4293087986ГОСТ 5264-80#S и #M12291 871001100СНиП 3.03.01-87#S. 2.3. Осмотр плавающей крыши и понтона 2.3.1. При осмотре необходимо проверить: прилегание затвора к стенке резервуара; вертикальность направляющих и опорных стоек; герметичность сварных швов коробов и мембраны; отсутствие чрезмерной деформации мембраны; отсутствие нефтепродукта в коробах; толщину стенки коробов и мембраны; степень износа трущихся частей затвора и коррозионного повреждения металлических деталей. 2.3.2. Для резинотканевых элементов затвора допустимым считается износ от трения до обнажения тканевой основы. 2.3.3. При осмотре понтона из пенополиуретана проверяют: плотность прилегания затвора, отсутствие деформации опорных стоек и лучей монтажно-эксплуатационной опоры, а также измеряют электросопротивление заземления понтона и электросопротивление покрытия понтона. При необходимости из тела понтона вырезают образцы размером 30х30х30 мм и определяют плотность пенополиуретана, его бензопоглощение. По результатам осмотра понтона принимается решение о его ремонте или дальнейшей эксплуатации. |
Похожие:
 |
Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса сварных вертикальных... Настоящая Инструкция устанавливает требования и методические указания к проведению технического диагностирования вертикальных стальных... |
|
" утрачивают силу всн 311-81/Минмонтажспецстрой СССР "Инструкция... Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3 |
|
" утрачивают силу всн 311-81/Минмонтажспецстрой СССР "Инструкция... ... |
 |
Башенного краностроения сктб бк оценка Оценка остаточного ресурса разработана применительно к башенным, стреловым несамоходным, мачтовым кранам и кранам-лесопогрузчикам... |
|
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «правила... Настоящие Федеральные нормы и правила области промышленной безопасности «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных... |
|
Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования... Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических... |
|
Решение по рд 03-380-00 Инструкция по обследованию шаровых резервуаров... П. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации шарового резервуара, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения,... |
|
Правила технической эксплуатации стальных резервуаров Раздел Общие положения Настоящие Правила технической эксплуатации стальных резервуаров (далее Правила) устанавливают основные требования технической эксплуатации,... |
|
Техническое задание на проведение диагностирования резервуаров вертикальных... Технологические резервуары вертикальные стальные (рвс), используемые для хранения нефти, нефтепродуктов и технологической воды |
|
Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических... |
|
Документация по открытому запросу цен Нгтт: резервуаров вертикальных стальных (рвс) 2 шт., трубопроводов гтт от рвс1-6 до насосной гтт и от нгтт до пртэц и главного корпуса.... |
|
Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию... Руководство по безопасности Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров |
|
Правила технической эксплуатации резервуаров, 2004 Г. Утверждено... Ii. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов |
|
Технические условия на оказание услуг по зачистке резервуаров, емкостей... Настоящее Приложение устанавливает порядок очистки ручным способом горизонтальных и вертикальных резервуаров, а также емкостей топливозаправщиков,... |
|
Ооо приложение №2 к Договору № от 2016 г. Инструкция по эксплуатации вертикальных жалюзи Основными конструктивными элементами вертикальных жалюзи являются: карниз алюминиевый в сборе, ламели вертикальных жалюзи |
|
Методика диагностирования технического состояния и определения остаточного... Приложение Акт обследования состояния компрессорной (насосной) установки |