8-800-2000-845
Бесплатная телефонная линия
Заказать обратный звонок

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 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.

В этом же разделе:

  Яндекс.Метрика