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
8. Нормы оценки технического состояния по результатам технического диагностирования
8.1. |
Данные технического диагностирования резервуара служат основанием для разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации. |
8.2. |
Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши)) или всего резервуара производится на основании детального рассмотрения результатов технического диагностирования с учетом всех факторов, снижающих его надежность при эксплуатации. |
8.3. |
Все выявленные при техническом диагностировании данные, характеризующие состояние основного металла, сварных соединений, деформацию, коррозию, геометрическую форму, уклон корпуса и другое, должны быть сопоставлены с требованием проектов, действующих СНиП, ГОСТ и другой нормативно-технической документации. |
8.4. |
В случае выявления недопустимых отклонений от требований проектов и действующей нормативно-технической документации резервуар подлежит выводу из эксплуатации. |
8.5. |
Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующими испытаниями и проверкой. При большом предполагаемом объеме работ, требующих |
8.6. |
Материалы для резервуарных металлоконструкций по химическому составу и механическим свойствам, полученные на основании данных эксплуатационно-технической документации или результатов исследований на образцах (если они производились), должны удовлетворять условиям прочности. |
8.7. |
Выявленные участки листовых конструкций с недопустимыми наружными дефектами в виде коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов и др. должны быть исправлены в каждом конкретном случае по специальной технологии с использованием существующих типовых решений (часть II «Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту», М., «Недра», 1988 г.). |
8.8. |
Сварные соединения конструктивных элементов резервуара по внешнему виду и по результатам неразрушающих методов контроля (если они проводились) должны удовлетворять требованиям проекта, |
8.9. |
Толщины отдельных листов стенки по результатам измерений в наиболее прокорродировавших местах не должны быть меньше предельно допустимых толщин, определяемых расчетом на прочность и устойчивость. |
8.10. |
Предельно допустимый износ листов кровли, центральной части понтона (плавающей крыши), днища резервуара по измерениям наиболее изношенных частей не должен превышать 50% от проектной величины. |
8.11. |
Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища и коробов понтона (плавающей крыши) не должен превышать 30% от проектной величины, если сохраняется их расчетная несущая способность. |
8.12. |
Отклонения от вертикали образующих стенки резервуаров сданных в эксплуатацию, а также находящихся в эксплуатации не более 5 лет, не должны превышать предельных значений, приведенных в таблице П 4.1 Приложения 4. Предельные отклонения от вертикали образующих стенок резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет могут быть увеличены: при сроке эксплуатации более 5 лет — в 1,3 раза; при сроке эксплуатации более 20 лет — в 2 раза. |
8.13. |
Допускаемые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль образующей для новых резервуаров приведены в таблице П 4.2. Приложения 4. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет, допускаются отклонения на 30% большие, чем для построенных вновь. |
8.14. |
При наличии отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в п.п. 8.12. и 8.13., резервуар должен быть выведен из эксплуатации для исправления дефектов формы. Допускается эксплуатация такого резервуара до очередного капитального ремонта с ограничением эксплуатационных нагрузок (уровень залива, вакуум), подтвержденного расчетом. |
8.15. |
На днищах диаметром до 12 м включительно высота выпучин не должна превышать 150 мм при предельной площади хлопуна — 2 м². На днищах диаметром свыше 12 м высота выпучин не должна превышать 180 мм при предельной площади хлопуна — 5 м². При большей площади хлопунов, более сложной их форме, и наличии резких перегибов — обследование днища производится по специальной программе, разрабатываемой специализированной организацией (Приложение 1). |
8.16. |
Предельные отклонения от горизонтали наружного контура днища эксплуатируемых резервуаров могут быть увеличены по сравнению с допускаемыми отклонениями для сдаваемых в эксплуатацию резервуаров при сроке эксплуатации более 5 лет — в 1,3 раза; при сроке эксплуатации более 20 лет — в 2 раза. |
В этом же разделе:
- 1. Общие положения
- 2. Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объекту технического диагностирования
- 3. Алгоритм оценки технического состояния резервуаров
- 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
- 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