Аналитика



Глава 2. монтаж сухих газгольдеров из рулонных заготовок

Глава 2. МОНТАЖ СУХИХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ ИЗ РУЛОННЫХ ЗАГОТОВОК

§ Е5-2-66. Монтаж днища Состав работы

1. Накатывание рулонов на основание. 2. Развертывание рулонов днища. 3. Укладка развернутых частей днища с центровкой и поджатием кромок. 4. Раскладка окрайков на основание с подгонкой к центральной части днища и между собой. 5. Нанесение контрольных рисок на днище газгольдера.

Состав звена


Нормы времени и расценки на 1 газгольдер


Таблица 1

Разряды рабочих

Вместимость газгольдеров, м3

100-1000

1500-10000

6

-

1

5

1

-

4

1

1

3

2

3

Таблица 2

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

82

10,5

14,5

22

27

39,5

63

82

Расц.

6-36

8-14

11-24

17-05

21-33

31-21

49-77

64-78

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-67. Установка рулона корпуса на днище в вертикальное положение

Состав работы

1. Накатывание рулона на днище. 2. Установка поддона со смазкой солидолом. 3. Установка шарнира, падающей стрелы и такелажной оснастки. 4. Установка рулона в вертикальное положение. 5. Установка расчалок. 6. Уборка такелажной оснастки.

Таблица 1

Состав звена

Разряды рабочих

Вместимость газгольдеров, м3

100-1000

1500-10000

6

-

1

5

1

-

4

1

1

3

2

3

Таблица 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Способ установки

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

При помощи кранов

11,5

13

15

16

19

27

74

86

1

8-91

10-08

11-63

12-40

15-01

21-33

58-46

67-94

При помощи падающей

-

-

-

33,5

40

48

105

115

2

стрелы

25-96

31-60

37-92

82-95

90-85

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-68. Развертывание рулона корпуса с одновременным монтажом щитов покрытия

Состав работы

1. Развертывание рулона корпуса. 2. Формообразование и соединение вертикального стыка. 3. Снятие расчалок. 4. Уборка каркаса рулона с поддоном. 5. Устранение хлопунов. 6. Установка уторного уголка на верхней части корпуса. 7. Установка щитов покрытия по ходу развертывания рулона корпуса с подгонкой и поджатием.

Таблица 1

Состав звена

Разряды рабочих

Вместимость газгольдеров, м3

100-1000

1500-10000

6

-

1

5

1

-

4

1

2

NormaCS® (NRMS10-02983)

www.normacs.ru

24.02.2009 9:35:42

I_3_I_3_I_4_|

Таблица 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

110

163

204

268

321

412

637

905

Расц.

83-60

123-88

155-04

203-68

249-45

320-17

495-01

703-28

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-69. Установка и уборка временной монтажной стойки

Состав работы

1. Установка центрального опорного кольца на стойку. 2. Установка стойки и расчалок. 3. Уборка стойки.

Состав звена 6разр. -1

4 « - 1

3 « - 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100-1000

1500

3000-10000

Н. вр.

32,5

39,5

43

Расц.

26-41

32-09

34-94

а

б

в

§ Е5-2-70. Монтаж наружных колец жесткости Состав работы

1. Установка поддерживающих уголков. 2. Установка секций наружных колец.

Состав звена

4 разр . - 1

3 « - 3

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

37,5

53

94

120

134

225

316

407

Расц.

27-09

38-29

67-92

86-70

96-82

162-56

228-31

294-06

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-71. Установка вентиляционных окон Состав работы

1. Изготовление шаблона. 2. Установка рам окон.

Состав звена

4 разр . - 1

3 « - 1

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

43

6,4

14,5

20

21

27

41

50

Расц.

3-20

4-77

10-80

14-90

15-65

20-12

30-55

37-25

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-72. Монтаж днища шайбы Состав работы

1. Накатывание рулона на днище. 2. Развертывание частей днища шайбы. 3. Укладка частей днища с подгонкой. 4. Уборка каркаса рулона днища шайбы.

Состав звена


Таблица 1

Разряды рабочих

Вместимость газгольдеров, м3

100-1000

1500-10000

6

-

1

5

1

-

4

1

1

3

2

3

Таблица 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

74

9,5

13

20

24

35,5

57

74

Расц.

5-74

7-36

10-08

15-50

18-96

28-05

45-03

58-46

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-73. Монтаж горизонтальных секций каркаса шайбы

Состав звена

5 разр . - 1

4 « - 1

3 « - 3

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Наименование работы

Вместимость

3

газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Установка секций и деталей на

27

55

65

69

73

83

172

187

днище шайбы

20-52

41-80

49-40

52-44

55-48

63-08

130-72

142-12

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-74. Монтаж вертикальных секций каркаса шайбы

Состав работы

1. Установка секций. 2. Установка раскосов и связей. 3. Установка крестовин жесткости.

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Состав звена

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500-3000

6000-10000

5разр. -1

34,5

65

81

110

120

239

4 «-1

26-22

49-40

61-56

83-60

91-20

181-64

3 « - 3

а

б

в

г

д

е

§ Е5-2-75. Монтаж кольцевой площадки обслуживания

Состав работы

1. Установка секций площадки. 2. Установка стремянки.

Состав звена

4 разр . - 1

3 «- 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

12,5

21

28,5

30,5

33,5

37,5

84

91

Расц.

9-13

15-33

20-81

22-27

24-46

27-38

61-32

66-43

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-76. Установка ограждений на кольцевой площадке шайбы

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Состав звена

Наименование работ

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600-3000

6000-10000

4разр. -1 3 «- 2

Установка секций ограждений

78

5-69

13

9-49

15,5

11-32

30,5

22-27

а

б

в

г

§ Е5-2-77. Установка уголков для крепления кромок гибкой прорезиненной секции

Состав звена

5 разр . - 1

4 « - 1

3 « - 3

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Место установки уголков

Вместимость газгольдеров, м3

1 1 1

Е5-2 Вып. 2. Резервуары и газгол

ьдеры

100

300

600

Стр

1000

39 из 40

Установка уголков

На каркас шайбы

26

19-76

27

20-52

30,5

23-18

40

30-40

1

На корпус газгольдера

95

7-22

14,5

11-02

15,5

11-78

20

15-20

2

а

б

в

г

Продолжение

Наименование работы

Место установки уголков

Вместимость газгольдеров, м3

1500

3000

6000

10000

Установка уголков

На каркас шайбы

43

32-68

57

43-32

86

65-36

115

87-40

1

На корпус газгольдера

21

15-96

28,5

21-66

43

32-68

57

43-32

2

д

е

ж

з

§ Е5-2-78. Монтаж гибкой прорезиненной секции Состав работы

1. Зачистка кромок крепежных планок шлифовальной машинкой. 2. Распаковка пакетов с секциями. 3. Раскладка секций по окружности. 4. Пробивка отверстий на кромках секций. 5. Установка секций к уголкам с нанесением клея.

Состав звена

6 разр . - 1

4 « - 2

3 « - 3

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000

1500

3000

6000

10000

Н. вр.

168

230

278

354

393

489

704

910

Расц.

132-72

181-70

219-62

279-66

310-47

386-31

556-16

718-90

а

б

в

г

д

е

ж

з

§ Е5-2-79. Монтаж внешней кольцевой площадки обслуживания

Состав работы

1. Установка кронштейнов. 2. Установка секций площадки.

Состав звена

4 разр . - 1 3 « - 2

Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Вместимость газгольдеров, м3

100

300-600

1000-1500

3000

6000

10000

Н. вр. Расц.

26

18-98

35,5

25-92

47

34-31

59

43-07

95

69-35

144

105-12

Е5-2 Вып. 2. Резервуары и газгольдеры    Стр. 40 из 40

I_I_а_|_б_|_в_|_г_I_д_I_е_I

§ Е5-2-80. Установка ограждения внешней кольцевой площадки Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Состав звена

Наименование работы

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000-1500

3000

6000

10000

4разр. -1 3 «- 2

Установка секций ограждений

57

4-16

75

5-48

94

6-86

5 0 18

13

9-49

18,5

13-51

28

20-44

а

б

в

г

д

е

ж

§ Е5-2-81. Установка ограждений на крыше Нормы времени и расценки на 1 газгольдер

Состав звена

Наименование работы

Вместимость газгольдеров, м3

100

300

600

1000-1500

3000

6000

10000

4разр. -1 3 «- 2

Установка секций ограждений

6

4-38

8

5-84

10

7-30

12

8-76

14

10-22

20

14-60

29,5

21-54

а

б

в

г

д

е

ж

Инструкция по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров

(утв. Минтрудом РФ 17 мая 2004 г.)

Содержание

1.    Общие требования охраны труда

2.    Требования охраны труда перед началом работы

3.    Требования охраны труда во время работы

4.    Требования охраны труда в аварийных ситуациях

5.    Требования охраны труда по окончании работы

1. Общие требования охраны труда

1.1.    Настоящая инструкция предусматривает основные требования по охране труда для работников, занятых зачисткой резервуаров в организациях.

1.2.    При выполнении зачистных работ необходимо учитывать опасные и вредные свойства нефтепродуктов: пожароопасность, взрывоопасность, токсичность, испаряемость, способность электризоваться.

1.3. Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов выполняют специально обученные и подготовленные работники, допущенным к этим работам медицинской комиссией.

Зачистка выполняется в соответствии с графиком зачистки резервуаров и в соответствии с инструкциями по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов.

1.4.    На проведение зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности по установленной форме.

Лица моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке резервуаров не допускаются.

1.5.    При работах в резервуарах для защиты органов дыхания следует применять шланговые или кислородно-изолирующие противогазы в соответствии с действующими государственными стандартами. Средства индивидуальной защиты хранятся в специально оборудованном помещении.

1.6.    Работников необходимо обеспечить:

-    при зачистке резервуаров - костюмом брезентовым; сапогами кирзовыми; рукавицами брезентовыми; средствами защиты органов дыхания;

-    при зачистке резервуаров из-под этилированного бензина дополнительно - бельем нательным; фартуком брезентовым;

-    на наружных работах в холодное время года дополнительно - курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке; брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке.

1.7.    Приказом по организации назначается ответственное лицо из числа инженерно-технических работников, которое определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей планируемых работ.

Сторонняя организация, проводящая зачистные работы, назначает своего ответственного из числа инженерно-технических работников для соблюдения выполнения требований по охране труда.

1.8.    Зачистка резервуара производится только в дневное время.

1.9.    Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

2. Требования охраны труда перед началом работы

2.1.    Перед зачисткой резервуаров выполняются все подготовительные мероприятия, указанные в наряде-допуске.

2.2. Работник, ответственный за проведение зачистных работ, должен занести в наряд-допуск сведения о составе бригады по зачистке и отметки о прохождении инструктажа.

2.3.    Приступать к работе внутри резервуара следует после получения оформленного акта готовности резервуара к зачистным работам, подписанного комиссией организации в составе главного инженера, инженера по охране труда, представителя товарного цеха и работника пожарной охраны. При проведении очистки резервуара работнику, ответственному за зачистные работы, следует находиться на рабочем месте.

2.4.    Проверить и подготовить к работе инструмент и приспособления. Работать неисправным инструментом и приспособлениями не допускается.

2.5.    Проверить вентиляцию и светильники для освещения резервуара. Включение и выключение вентиляции и фонарей производить вне обвалования резервуара.

2.6. Необходимо обеспечить дегазаторами (хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом), а также аптечкой первой помощи бригаду, выполняющую зачистку резервуаров из-под этилированного бензина.

3. Требования охраны труда во время работы

3.1.    Проводить работу в резервуаре следует в противогазе. Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная доля кислорода внутри резервуара составляет не менее 20%, а содержание вредных паров и газов - менее предельно допустимых концентраций. При этом исключить возможность попадания в резервуар вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне.

3.2.    Проводить работу в резервуаре при температуре воздуха не выше 35°С и относительной влажности не выше 70%.

3.3.    После удаления остатка нефтепродукта резервуар отсоединить от всех трубопроводов, кроме зачистного, путем установки заглушек с указателем-хвостовиком. Резервуар пропарить, затем промыть его водой в течение времени, определенного производственной инструкцией.

3.4.    Зарегистрировать установку заглушек в специальном журнале. Известить о местах установки заглушек обслуживающий персонал данного участка.

3.5.    Проводить интенсивную вентиляцию резервуара и контроль за содержанием вредных паров и газов в воздухе не реже, чем через 1 час.

3.6.    Контрольные анализы воздуха проводить во время перерывов в зачистных работах свыше 1 часа, при обнаружении признаков поступления паров нефтепродуктов в резервуар, изменении метеорологической обстановки.

В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм работы по зачистке прекратить, работников вывести из опасной зоны.

Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации вредных паров и принятия мер по снижению их концентрации до санитарных норм. Снижение концентрации паров необходимо подтверждать повторным анализом воздуха.

3.7.    Соблюдать дополнительные меры предосторожности при зачистке отложений с пирофорными соединениями - не допускать высыхания отложений, поддерживать их во влажном состоянии.

Грязь и отложения убирать в специально отведенное место. Не допускается сбрасывать грязь и отложения в канализацию.

3.8. Входить в резервуар в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и сигнальной веревкой. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Исправность страховочного пояса следует проверять работнику и руководителю работ перед его применением путем наружного осмотра.

Наблюдающим у люка-лаза (не менее чем двум) иметь такие же средства защиты. Наблюдающему следить за сигналом и поведением работника в резервуаре, за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства, при необходимости следует эвакуировать работника из резервуара.

3.9.    При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу пригодного для дыхания чистого воздуха.

При необходимости проведения работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха, с обязательным постоянным наблюдением за работой воздуходувки.

3.10.    Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не более 15 минут, после чего работнику нужно отдыхать на свежем воздухе не менее 15 минут.

3.11.    Содержать в исправном состоянии переносные деревянные лестницы, применяемые для спуска работника в резервуар, работы внутри него и подъема из резервуара, которые должны соответствовать условиям охраны труда.

Проверка исправности и надежности закрепления лестницы на месте работы проводить в присутствии ответственного за проведение работ.

3.12. Все необходимые для работы инструменты подавать в резервуар способом, исключающим их падение, искрообразование, а также травмирование работников.

3.13.    Не допускается проход людей в резервуар во время механизированной мойки и дегазации резервуара.

4. Требования охраны труда в аварийных ситуациях

4.1. При выполнении зачистных работ в резервуаре может возникнуть аварийная ситуация, связанная с повышением загазованности, загоранием и взрывом внутри резервуара и т.п.

Работникам, проводящим зачистку резервуаров, в случае возникновения аварийной ситуации следует покинуть резервуар, сообщить в пожарную охрану и руководству предприятия.

4.2.    До прибытия соответствующих служб работникам принять меры по ликвидации аварии и оказать помощь пострадавшим.

4.3.    Работы по зачистке резервуаров прекратить по требованию работника, ответственного за проведение зачистки, начальника цеха, представителя службы охраны труда, представителей инспектирующих органов.

4.4.    В случае появления у работника признаков отравления работнику, ответственному за проведение зачистки резервуара, необходимо дать указание прекратить работы, эвакуировать пострадавшего из резервуара для оказания первой помощи, а при необходимости отправить его в лечебное учреждение. Дальнейшие работы по зачистке возобновить только после устранения причин, вызвавших отравление работника.

5. Требования охраны труда по окончании работы

5.1.    Работнику, ответственному за проведение работ, составить акт о выполненной зачистке.

5.2.    Тщательно осмотреть пространство внутри резервуара и убедиться в отсутствии каких-либо предметов.

5.3.    Рабочий инструмент и приспособления привести в порядок и убрать на предназначенное для них место.

5.4.    Противогазы очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол.

Противогазы сложить в сумки и сдать на хранение.

5.5.    Поместить рабочую одежду в специально оборудованные шкафы, принять душ и переодеться.

МИНИСТЕРСТВО ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель Министра химической промышленности СССР

17/V 1971 г.

В. Коваль

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

МОСКВА ИЗДАТЕЛЬСТВО «ХИМИЯ»

1972

«Руководство» разработано Г осударственным научно-исследовательским и проектным институтом азотной промышленности и продуктов органического синтеза (ГИАП). В составлении «Руководства» принимали участие главный инженер института В. Харламов, начальник отдела межцеховых коммуникаций

В. Петухов, главный инженер отдела межцеховых коммуникаций В. Анташков, начальник технического отдела В. Соболева, начальник сектора техники безопасности Г. Антощенко и руководитель нормативной группы А. Капустина.

Руководство согласовано с институтом «Проектхимзащита», а также с предприятиями азотной промышленности и другими заинтересованными предприятиями и организациями.

Введено в действие с 1 января 1972 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Раздел I Общие положения

Раздел II Устройство и оснащение мокрых газгольдеров Раздел III Г азовый ввод Раздел IV Схемы газовых вводов Раздел V Предохранительные устройства

Раздел VI Контрольно-измерительные приборы, сигнализация, блокировка,

аварийное отключение мокрых газгольдеров

Раздел VII Отопление и вентиляция мокрых газгольдеров

Раздел VIII Электрические устройства мокрых газгольдеров

Раздел IX Пуск и эксплуатация мокрых газгольдеров

Раздел Х Возможные нарушения в работе газгольдеров, газопроводов и устранение

неполадок

Раздел XI Уход за газгольдером и периоды осмотра Раздел XTT Мероприятия по технике безопасности

Приложение 1 Перечень шифров типовых проектов мокрых газгольдеров с вертикальными направляющими

Приложение 2 Противопожарные разрывы между газгольдерами для горючих газов и зданиями или сооружениями

Приложение 3 Некоторые требования, которые необходимо соблюдать при установке мокрых газгольдеров для ацетилена и газовых смесей, содержащих ацетилен или аммиак

Приложение 4 Рекомендации об использовании защитной жидкости «ЗЖ» (бывш.

Министерства нефтяной промышленности) в качестве антикоррозионного покрытия

ВВЕДЕНИЕ

1. Настоящее «Руководство» предусматривает устройство, оснащение и правила безопасной эксплуатации стальных мокрых газгольдеров для горючих газов.

2.    Мокрые газгольдеры получили широкое применение на предприятиях химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, металлургической и других отраслей промышленности, а также на очистных сооружениях в городском коммунальном хозяйстве и на ряде опытных установок.

3.    На каждом предприятии, где хранятся газы в газгольдерах, эксплуатация их должна производиться в соответствии с рабочей инструкцией для каждого рабочего места, разработанной с учетом требований настоящего «Руководства» и специфических условий производства. Рабочая инструкция утверждается главным инженером предприятия.

4.    В рабочих инструкциях должны быть четко сформулированы правила и обязанности работающих на данном рабочем месте, указаны порядок действия при нормальной эксплуатации газгольдера и необходимые мероприятия для предупреждения и ликвидации возможных аварий, а также приведены правила техники безопасности на данном рабочем месте.

К инструкции должна быть приложена схема газовых и других коммуникаций, связанных с газгольдером, а также запорных и измерительных приспособлений.

5.    Порядок и сроки приведения действующих предприятий, производственных и опытно-промышленных установок в соответствии с «Руководством» определяются Министерствами.

6. Выполнение требований настоящего «Руководства» является обязательным при обслуживании мокрых газгольдеров, сооружаемых по типовым проектам, разработанным в 1966 г. институтами:    ГИАП    (Москва), ЦНИИПроектстальконструкция (Москва), ЦНИИПроектстальконструкция

(Днепропетровск), Проектхимзащита (Москва).

7.    Изготовление, монтаж и приемка стальных конструкций мокрых газгольдеров производится в соответствии со СНиП Ш-В.5-62.

8.    Ремонтные работы внутри газгольдеров и приямков производятся в соответствии с «Инструкцией по технике безопасности при проведении работ в закрытых аппаратах, колодцах, коллекторах и другом аналогичном оборудовании, емкостях и сооружениях на предприятиях химической промышленности», утвержденной Госхимкомитетом СССР 29 сентября 1964 г.

9. Эксплуатация газовых Коммуникаций производится по «Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов» (ПУГ-69), утвержденным Г осгортехнадзором 17 сентября 1969 г.

РАЗДЕЛI ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I-1. Настоящее «Руководство» распространяется на стальные мокрые газгольдеры низкого давления (до 400 мм вод. ст.) и переменного объема, имеющие

Руководство по безопасной эксплуатации мокрых газгольдеров, предназначенных для горючих газов    Стр. 3 из 39

3

вертикальные направляющие емкостью: 100, 300, 600, 1000, 3000, 6000, 10000, 15000, 20000 и 30000 м , сооружаемые по типовым проектам по номерам 7-07-01/66-7-07-10/66 (см. Приложение 1), а также на стальные мокрые газгольдеры, имеющие другие емкости в отличие от типовых емкостей.

I-2. «Руководство» не распространяется на стальные мокрые газгольдеры с винтовыми направляющими, типовые проекты которых выпущены по номерам 7-07-30-7-07-36, так как при их эксплуатации необходимо выполнение требований инструкций, учитывающих винтовую конструкцию направляющих.

I-3. Типовые проекты на стальные мокрые газгольдеры с водяным бассейном предусматривают возможность применения их и строительство в районах с расчетной температурой до минус 39 °С; снеговой нагрузкой до 100 кгс/м2 (III - снеговой район); скоростным напором ветра до 70 кгс/м2 (5 - ветровой район); сейсмичностью не выше 7 баллов.

I-4. Широкое применение мокрые газгольдеры получили вследствие конструктивной простоты, освоенности их строительства и надежности в эксплуатации.

В технологических производствах мокрые газгольдеры используются как промежуточные емкости (буферы), обеспечивающие равномерную подачу газа низкого давления (примерно до 400 мм вод. ст.) в потребляющие газ производства для нормальной работы компрессоров и газодувок.

Иногда мокрые газгольдеры используют и как смесители газов разных циклов с различными концентрациями для выравнивания и усреднения концентраций и постоянства состава выходящего из аппаратов газа.

При прекращении подачи газа из производственных отделений мокрые газгольдеры позволяют безаварийно остановить производства, принимающие газ, в течение заранее заданного времени от 10 до 60 мин.

I-5. Переключение мокрого газгольдера на другой газ может быть осуществлено только по согласованию с проектной организацией, производившей привязку типового проекта.

I-6. Для обслуживания мокрых газгольдеров и всех подходящих к ним газопроводов, паропроводов, продувочных линий, а также водопровода в камерах газового ввода назначается ответственный обслуживающий персонал цеха.

I-7.    Обслуживающий персонал должен обеспечиваться средствами индивидуальной защиты в зависимости от газа, находящегося в мокром газгольдере. Защитные средства, выдаваемые в индивидуальном порядке, должны находиться во время работы у обслуживающего персонала.

РАЗДЕЛ II

УСТРОЙСТВО И ОСНАЩЕНИЕ МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ*

* Конструкции мокрых газгольдеров, схемы их подключения к газовой сети и перечень типовых проектов приведены в следующей литературе: Веревкин С. И. и Корчагин В. Л. «Газгольдеры» (Стройиздат, 1966), «Справочник азотчика» (Химия, т. II, 1969).

II-1.    Составными элементами мокрых газгольдеров (рис. 1) являются:

резервуар - водяной бассейн;

колокол - подвижный резервуар без дна (подвижное звено);

телескоп - подвижный резервуар без дна и крыши (подвижное звено);

вертикальные направляющие (внешние и внутренние).

Мокрые газгольдеры состоят из наземного стального резервуара для воды, расположенного на фундаменте и подвижных звеньев для газа - телескопа и колокола.

Подвижные звенья (телескоп и колокол) газгольдера вертикально перемещаются с помощью внешних и внутренних направляющих. Опирание на направляющие осуществляется с помощью верхних и нижних роликов. Верхние ролики размещаются на крыше колокола и в верхней части каждого подвижного звена и катятся по вертикальным внешним направляющим. Нижние ролики установлены в нижней части каждого подвижного звена и катятся по внутренним направляющим. При нижнем положении подвижные звенья (телескопы и колокол) опираются на специальные подставки, приваренные к днищу. При наполнении газгольдера газом последний своим давлением поднимает колокол. При дальнейшем наполнении газгольдера газом, колокол, зацепляясь своим нижним затвором за обратный верхний затвор телескопа, поднимает последний, нижний затвор колокола захватывает с собой воду из водяного бассейна, в результате чего образуется газонепроницаемый гидравлический затвор, противостоящий давлению газа в газгольдере.

Рис. 1. Схема газгольдера:

a - при высшем положении колокола и телескопа; б - размещение догрузки в нем; 1 - переливной карман; 2 - вертикальная направляющая (внутренняя); 3 - вертикальная направляющая (внешняя); 4 - нижние ролики; 5 - верхние ролики; 6 - колпак; 7 - лазы; 8 - люки; 9 - колокол; 10 - телескоп; 11 - кольцевые площадки с перилами; 12 - резервуар; 13 - подставки; 14 -

нижний затвор колокола; 15 - чугунные грузы; 16 - бетонные грузы; 17 - обратный верхний затвор телескопа.

Колокол и телескоп газгольдера, а также верхние и нижние грузы являются элементами, создающими и поддерживающими заданное давление в газгольдере. Давление газа под колоколом равно минимально 125, максимально - 400 мм вод. ст. Для создания в газгольдере давления газа, равного 400 мм вод. ст, колокол догружается по нижнему кольцу чугунными грузами, по верхней площадке - бетонными грузами (рис. 2).

во И К „

с174

Ь/

тл-й

1 - бетонные; 2 - чугунные; 3 - колокол.


Рис 2. Расположение грузов на колоколе газгольдера:


II-2. Мокрые газгольдеры оснащены (рис. 3):

кольцевыми площадками с перилами, находящимися на верхнем уровне резервуара и телескопа (для обслуживания), площадкой с перилами, расположенной по периметру крыши колокола газгольдера (для бетонных грузов и обслуживания); чугунными и бетонными грузами;

колпаками с люками, расположенными на крыше колокола; боковыми лазами (по два сквозных лаза в резервуаре, телескопе и колоколе); переливными карманами, находящимися в верхней части резервуара; пароструйными элеваторами, расположенными по окружности резервуара и телескопа;

пароструйными элеваторами и поршневыми насосами ручного действия, установленными в камерах газовых вводов; приточно-вытяжной системой вентиляции (см. раздел VII, рис. 17); приборами для отопления камеры газового ввода (см. раздел VII, рис. 17); освещением и молниезащитой (см. рис. 4, 5);

гидравлическими затворами, установленными в камерах газового ввода на линиях входа и выхода газа; сливными баками, расположенными в приямках, по одному в каждом приямке; клапанной коробкой, устройством для подъема клапана и трубой сброса газа в атмосферу; запорной арматурой на напорных и сливных трубопроводах воды;

контрольно-измерительными приборами для измерения температуры воды в резервуаре, уровня колокола в газгольдере.

Рис. 3. Схема оснащения мокрого газгольдера (приточно-вытяжная вентиляция, приборы для отопления будки, контрольно-измерительные приборы и

подвод азота на данном рисунке не показаны):

Рис. 4. Схема молниезащиты, защиты от статического электричества и освещения мокрого газгольдера:

1 - гидравлический затвор; 2 - клапанная коробка; 3 - подъемное устройство 4 - колокол; 5 - труба сброса газа; 6 - молниеприемник; 7 - телескоп; 8 - вертикальные направляющие (внешние); 9 - резервуар; 10 - газовый стояк; 11 - утепляющая стенка; 12 - будка датчиков-указателей объема газа; 13 - камера основного газового ввода; 14 - сливной бак; 15 - лестница; 16

- электрокабель в траншее; 17 - ограждение; 18 - светильник; 19 - устройство заземления.

3

II-3. Мокрые газгольдеры емкостью 100, 300, 600, 1000, 3000 и 6000 м состоят из двух основных частей: стального резервуара, заполненного водой, и

3

колокола, плавающего в резервуаре, и называются однозвенными; мокрые газгольдеры емкостью 10000, 15000, 20000 и 30000 м , кроме колокола, имеют еще телескоп и называются двухзвенными.

По Н

литвАьнего щита

Рис. 5. Схема освещения камеры газового ввода мокрого газгольдера:

1 - электрокабель в траншее; 2 - электропроводка; 3 - камера газового ввода; 4 - электродвигатель; 5 - светильник; 6 - металлический шкаф для электрической аппаратуры

(устанавливается на опоре освещения).

РАЗДЕЛ III ГАЗОВЫЙ ВВОД

III-1. Газопровод вводится в газгольдер через камеру газового ввода.

Газопровод проходит через гидрозатвор, установленный в камере газового ввода, внутренний приямок и заканчивается газовым стояком при подключении газгольдера на «тупик» газа (рис. 6).

Рис. 6. Схема подключения мокрого газгольдера на «тупик» со сбросом газа в атмосферу:

1 - гидравлический затвор; 2 - клапанная коробка; 3 - подъемное устройство; 4 - газовый стояк; 5 - труба сброса газа в атмосферу; 6 - перепускное устройство; 7 - центральная продувочная

труба; 8 - колокол; 9 - резервуар.

Диаметр газопроводов в газовом вводе принимается из условия минимальных потерь, которые не должны превышать 30-50 мм вод. ст.

При подключении газгольдера на «проход» газа в резервуаре газгольдера монтируют второй газовый стояк с газопроводом и гидрозатвором вывода газа из газгольдера (рис. 7).

III-2. В камере газового ввода установлены (см. рис. 3); гидравлический затвор (рис. 8);

запорная арматура на напорных и сливных трубопроводах воды; узлы управления системой парового отопления газгольдера; сливной бак (рис. 9);

ручной поршневой насос и пароструйный элеватор;

клапанная коробка автоматического сброса газа и задвижка с ручным управлением для сброса газа в атмосферу.


/777777777777а


Рис. 7. Схема подключения мокрого газгольдера на «проход» со сбросом газа в атмосферу (обозначения те же, что и на рис. 6).

Рис. 8. Гидравлический затвор: а - схема; б - расположение указателя уровня на нем: 1 - труба для залива воды; 2 - корпус гидрозатвора; 3 - указатель уровня.

III-3. Для залива и пополнения резервуара газгольдера водой к камере газового ввода газгольдера подведен промышленный водопровод.

ГudpaS/ruves/tuu omczx


Рис. 9. Сливной бак:

1 - штуцер для откачки воды (конденсата); 2 - штуцер для отвода газа в атмосферу; 3 - штуцер для приема конденсата или воды из гидрозатвора; 4 - люк (лаз); 5 - штуцер для залива водой

отсека; 6 - штуцер для пробных кранов.

III-4. Слив воды из резервуара при опорожнении газгольдера производится через нижний штуцер, а перелив воды - через верхний переливной карман. Трубопроводы для слива воды из резервуара присоединяются к заводской промышленной канализации.

Степень загрязненности сбрасываемой воды из газгольдера устанавливается в каждом отдельном случае индивидуально при привязке типового проекта и в зависимости от этого газгольдер подключается к той или иной сети промышленной канализации.

Наполнение резервуара газгольдера водой или его опорожнение проводят в течение 20-30 ч.

III-5. Задвижка с электроприводом для отключения газгольдера от межцеховых газопроводов должна устанавливаться вблизи газгольдера на внешних газопроводах.

III-6.    В месте установки отключающей задвижки должен предусматриваться узел управления продувкой газгольдера инертным газом (например, азотом).

РАЗДЕЛ IV СХЕМЫ ГАЗОВЫХ ВВОДОВ

IV-1. По технологической схеме мокрые газгольдеры могут быть подключены на «тупик» или на «проход» газа, со сбросом избыточного газа в атмосферу (см. рис. 6, 7) и без сброса газа в атмосферу (рис. 10, 11).

Сброс газа в атмосферу может быть только в исключительных случаях при аварийном сокращении расхода газа в цехах, потребляющих газ.

г

и


\


диход

-ОНц / J !!

газа


7/7тттшт.


I


Рис. 10. Схема подключения мокрого газгольдера на «тупик» без сброса газа в атмосферу: i - гидравлический затвор; 2 - газовый стояк; 3 - перепускное устройство; 4 - центральная продувочная труба; 5 - колокол; 6 - резервуар.

IV-2. При нормальном режиме работы цехов, вырабатывающих и потребляющих газ, выработка или потребление газа регулируется в зависимости от положения колокола газгольдера по световым и звуковым сигналам.

IV-3. Схема на «проход» газа через газгольдер применяется для обеспечения:

постоянного давления газа на входе его в потребляющий цех при неравномерной подаче газа в межцеховой газопровод из вырабатывающего газ цеха; постоянства состава газа при смешении, перед его потреблением; использования тепла, содержащегося в газе на отопление газгольдера.

В остальных случаях мокрые газгольдеры подключают к газовой сети по схеме на «тупик» газа.

IV-4. При подключении, на «тупик» мокрые газгольдеры всех емкостей имеют одну камеру газового ввода, при подключении газгольдера на «проход» в газгольдерах емкостью 100, 300, 600 и 1000 м в одной камере монтируются два газопровода с газовыми стояками, а в газгольдерах емкостью 3000, 6000,

3

10000, 15000, 20000 и 30000 м для выхода газа сооружается вторая камера выхода газа.

Рис. 11. Схема подключения мокрого газгольдера на «проход» без сброса газа в атмосферу (обозначения те же, что и на рис. 10).

Камера выхода газа в отличие от камеры входа газа не имеет клапанной коробки и трубы для сброса газа в атмосферу.

IV-5. При подключении мокрого газгольдера на «тупик» давление газа в месте отвода его от транзитного газопровода в газгольдер колеблется в пределах 450-350 мм вод. ст.

Среднее значение давления газа в газопроводе 400 мм вод. ст., равное расчетному давлению газа в газгольдере, будет в месте отвода в моменты, когда объем газа в газгольдере не изменяется, что считается установившимся нормальным режимом работы.

IV-6. При подключении газгольдера на «проход» давление газа, выходящего из газгольдера, всегда меньше давления газа в газгольдере на величину потерь в газовом вводе (выходе).

В зависимости от количества газа, проходящего через газгольдер, и его плотности потери в газовом вводе различны, однако они не должны превышать 30-50 мм вод. ст.

IV-7. Допустимые количества газа, проходящего через газгольдер, соединенный на «проход» газа, приведены в таблице.

Допустимые количества газа, проходящего через мокрый газгольдер, в зависимости от емкости газгольдера

Емкость газгольдера,

м3

Диаметр газового ввода,

мм

Количество газа*, проходящего через газгольдер, м3

Максимально допустимый забор газа из газгольдера (скорость** движения колокола 1,5 м/мин), м3

100

200

1200

3100

300

200

1800

5100

600

400

4700

8100

1000

400

7000

13300

3000

600

10500

29000

6000

600

15500

48200

10000

800

18200

48200

15000

1000

28300

59600

20000

1200

40700

80300

30000

1200

60700

120100

* Для газгольдеров, подключенных на «тупик», указанное количество газа, проходящее по транзитному газопроводу, допускается увеличить в 1,5 раза, ** Нормальная скорость опускания или поднятия подвижных звеньев газгольдера по вертикали не должна превышать 1,5 м/мин.

РАЗДЕЛ V ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

V-1. К предохранительным устройствам мокрых газгольдеров относятся: перепускное устройство на крыше колокола (рис. 12);

центральная продувочная труба на центральном люке крыши колокола (рис. 13); гидравлический затвор в камере газового ввода (см. рис. 8);

сигнализация в технологических корпусах для аварийной остановки машин при минимальном положении колокола; автоматическое устройство для сброса газа из газгольдера в атмосферу при его переполнении;

блокировка положения колокола по «предмаксимуму» с автоматическим устройством для сброса газа на свечу для его сжигания, если сброс газа в атмосферу запрещен, или прекращения его подачи в газгольдер; пожарная сигнализация и телефонная связь;

молниезащита, защита от статического электричества, сетки на трубах сброса газа в атмосферу; наружное освещение и ограждение; системы отопления и вентиляции.

V-2. Перепускное устройство (см. рис. 12) состоит из колпака, перепускной трубы с задвижкой и продувочной свечи на перепускной трубе. Колпак перепускного устройства приварен к кровле колокола над газовым стояком и служит для гидравлического отключения газового стояка от сферической части колокола. Вследствие этого исключается возможность образования вакуума под колоколом.

Диаметр колпака имеет размер на 400 мм больше диаметра газового стояка.

Продувочная свеча на перепускной трубе предназначена для продувки газового стояка при нулевом положении колокола газгольдера.

Перепускная труба с задвижкой, соединяющая газовый стояк с колоколом, необходима для продувки газгольдера и перепуска газа из газового стояка в сферическую часть колокола в момент его подъема.

ЗЗСЛ А


Прабйрибаг С.Ч 1',П коыщ


Рис. 12. Перепускное устройство над газовым стояком газгольдера:

1 - люк; 2 - перепускная труба; 3 - продувочная труба (свеча); 4 - крышка; 5 - муфта; 6 - запорная арматура; 7 - колпак; 8 - крыша колокола; 9 - кольцо; 10 - сетка.

В момент первоначального наполнения газгольдера газом или воздухом при испытании его на плотность задвижка перепускной трубы должна быть открыта.

Газ под давлением по перепускной трубе попадает в сферическое пространство колокола и поднимает колокол.

При начале подъема колокола задвижка на перепускной трубе закрывается.

V-3. На центральном люке крыши колокола (см. рис. 13) установлена труба с задвижкой, которая предназначена для выпуска газа из газгольдера при его продувке и при опорожнении газгольдера.

При спуске воды из резервуара газгольдера, а также, если газгольдер не содержит газ, задвижка и крышка на центральной трубе должны находиться в

открытом состоянии, так как в этом случае под колоколом будет образовываться вакуум, что приведет к повреждению колокола.

V-4. Гидравлический затвор (см. рис. 8) предназначен для отключения газгольдера от межцеховых газопроводов при ремонте, а также для отвода газового конденсата при работе газгольдера. Задвижка для залива водой гидрозатвора открывается вручную в камере газового ввода с обслуживающей площадки.

Для отключения газгольдера на ремонт необходимо водой залить гидрозатвор до уровня, который отмечен на указателе уровня красной чертой.

При нормальном режиме работы газгольдера в гидрозатворе не должно быть воды. Воду из гидрозатвора сливают в бак через задвижку на сливном штуцере. Из сливного бака воду откачивают в промышленную канализацию с помощью ручного поршневого насоса или пароструйного элеватора.

Сливной бак имеет отсек для гидравлического отключения, который должен быть всегда заполнен водой (см. рис. 9).

V-5. Автоматическое устройство (рис. 14) состоит из клапанной коробки, подъемного устройства и трубы для сброса газа в атмосферу. Сброс газа происходит при переполнении газгольдера газом в момент достижения колоколом верхнего положения. При достижении верхнего положения колокол газгольдера через специальное подъемное приспособление поднимает клапан в клапанной коробке.



Рис. 13. Центральная продувочная труба:

1 - крыша центрального люка колокола; 2 - крышка трубы; 3 - муфта; 4 - задвижка.

При подъеме клапана происходит снижение уровня воды в гидрозатворе клапанной коробки; затем гидрозатвор клапанной коробки открывается и газ сбрасывается в атмосферу через трубу, находящуюся вблизи газгольдера.

Клапанная коробка, устанавливаемая в камере газового ввода, имеет постоянный уровень воды, который поддерживается вследствие непрерывной подачи воды в клапанную коробку и отвода ее через сливную воронку в промышленную канализацию. Клапанная коробка рассчитана на давление газа в газгольдере до 400 мм вод. ст.

Рис. 14. Схема автоматического устройства сброса газа в атмосферу:

1 - клапанная коробка; 2 - подъемное устройство; 3 - труба сброса газа в атмосферу; 4 - колокол; 5 - телескоп; 6 - резервуар; 7- переливная воронка.

В зимних условиях воду в клапанной коробке подогревают паром, для этой цели внизу клапанной коробки в зоне гидрозатвора предусмотрен змеевик.

РАЗДЕЛ VI

КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, БЛОКИРОВКА, АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ МОКРЫХ

ГАЗГОЛЬДЕРОВ

VI-1. В диспетчерских пунктах производств, выдающих и принимающих газ, устанавливаются приборы, которые непрерывно показывают объем газа, находящегося в газгольдере, а также предусматривается ступенчатая световая и звуковая сигнализация, срабатывающая при изменении объема газа в газгольдере (рис. 15).

Рис. 15. Принципиальная схема расположения приборов КИП для непрерывного указания объема и ступенчатой сигнализации:

1 - газгольдер; 2 - термометр технический ртутный; 3 - кулачковый регулируемый командо-аппарат; 4 - сельсин-датчик; 5 - электрический звонок; 6 - сигнальные лампы; 7 - сельсин-

приемник; 8 - звонок во взрывозащищенном исполнении; 9 - кнопка управления.

VI-2. Для обеспечения нормальной эксплуатации газгольдера и предотвращения аварий при его опорожнении и переполнении предусматривается: непрерывное указание объема газа в газгольдере;

ступенчатая световая и звуковая сигнализация объема газа в газгольдере;

автоматическое отключение электродвигателей машин, забирающих газ из газгольдера при минимальном объеме газа в газгольдере.

VI-3. Дистанционное измерение объема газа в газгольдере осуществляется с помощью сельсин-датчика типа БД-501А и сельсин-приемника типа БС-404А, одновременно в нескольких местах (до шестнадцати).

VI-4. Ступенчатая световая и звуковая сигнализация объема газа в газгольдере является предупредительной сигнализацией, извещающей цехи-потребители об уменьшении или увеличении газа в газгольдере.

VI-5. Ступенчатая световая и звуковая сигнализация положения колокола газгольдера характеризует степень заполнения газгольдера газом:

Объем газа, находящегося в полезном* объеме газгольдера, %

Минимум    0-10

Предминимум    10-20

Нормально

Предмаксимум

Максимум


20-80

80-90

90-100


* Полезный объем газгольдера составляет 80°/о его геометрической емкости.

VI-6. При достижении предминимального объема газа в газгольдере, в производствах, принимающих газ, включаются звуковые сигналы и загораются сигнальные лампы «предминимум».

При дальнейшем уменьшении объема газа до минимума, подаются световые и звуковые сигналы «минимум».

При изменении объема газа, от нормального объема в сторону увеличения, также подаются световые и звуковые сигналы «предмаксимум» и «максимум».

VI-7. Для предотвращения создания в газгольдере вакуума все машины, забирающие газ из газгольдера, при минимальном его объеме автоматически останавливаются посредством командо-аппарата.

VI-8. При максимальном заполнении газгольдера газом срабатывает механическая защита, т.е. происходит сброс газа в атмосферу через трубу сброса газа.

VI-9. Если газ сбрасывать в атмосферу запрещается, то при достижении его максимального объема в газгольдере машины, подающие газ в газгольдер, автоматически отключаются посредством командо-аппарата.

VI-10. Датчики непрерывного и ступенчатого указания объема устанавливаются в специальном помещении, находящемся от газгольдера на расстоянии 7 м (т.е. во вневзрывоопасной зоне).

VI-11. Температуру воды в резервуаре газгольдера измеряют ртутным термометром, установленным в стенке резервуара.

VI-12. Колокол газгольдера с помощью системы механического привода (рис. 16) связан с кулачковым командо-аппаратом, на выходном валу которого укреплен сельсин-датчик.

Поступательное движение колокола преобразуется во вращательное движение вала командо-аппарата и сельсина. Показания сельсин-датчика синхронно передаются сельсин-приемнику, встроенному во вторичный прибор, для указания объема газа в газгольдере.

VI-13. Колокол газгольдера соединен с командо-аппаратом и сельсин-датчиком с помощью механического привода, который состоит из лебедки и каната блочной передачи. Лебедка соединена с помощью наружных канатов и направляющих блоков с колоколом газгольдера. Движущей силой привода является колокол газгольдера.

VI-14. В мокрых газгольдерах используют командо-аппарат типа КА-4188-4 с двумя барабанами по 12 цепей и механическим редуктором i = 1:20.

Командо-аппарат состоит из двух параллельно вращающихся барабанов, насаженных на два вала, на которые укреплены переключающие шайбы с кулачками и контактная рейка, на которой расположены неподвижные рычаги (несущие контактные мостики), защелки и гетенаксовая плита с неподвижными контактами.

Рис. 16. Схема установки датчиков указания объема и ступенчатой сигнализации:

1 - верхний блок; 2 - водило; 3 - ролик колокола газгольдера; 4 - колокол; 5 - канат; 6 - резервуар; 7- средний блок; 8 - натяжной блок; 9 - блок первого приямка; 10 - сельсин-датчик; 11 -

командо-аппарат; 12 - лебедка; 13 - помещение датчика; 14 - блок второго приямка.

VI-15. Барабаны посредством редуктора соединяются с рабочим механизмом. Число переключающихся шайб на валу барабана равно числу электрических цепей. Переключающая шайба состоит из двух одинаковых секторов, в каждом из которых имеется 10 отверстий, отстоящих одно от другого на 18°, и кольцевого паза.

Кулачки, закрепленные на одной стороне переключающей шайбы, являются включающими, а кулачки, закрепленные на другой стороне, отключающими.

Контакты командо-аппарата с серебряными накладками, обеспечивают коммутацию контрольных цепей с напряжением до 440 в постоянного тока и до 500 в переменного тока.

В замкнутом положении контакты допускают длительное протекание тока в 15 а и кратковременно (не более 10 сек) до 75 а постоянного или переменного тока. Разрыв контактов командо-аппарата происходит при следующих значениях постоянного и переменного тока:

Постоянный ток    Переменный ток (соб j = 0,8)

Напряжение, в    110    220    440    до    500

Сила тока, а    2,3    2    0,5    15

VI-16. Цепи командо-аппарата используются следующим образом: 1 - максимум, 2 - предмаксимум, 3 - нормально, 4 - предминимум, 5 - минимум и самостоятельная цепь минимум для блокировки. От командо-аппарата можно получить самостоятельные импульсы ступенчатой сигнализации и блокировки в четыре цеха.

VI-17. Питание статорных цепей сельсинов должно осуществляться от одного источника. При напряжениях, отличных от номинального напряжения питания сельсинов (110 в, 50 гц), необходимо применение реостатов или автотрансформаторов.

VI-18. При значительных расстояниях между сельсин-датчиком и сельсин-приемником допускается двухстороннее их питание, подводимое со стороны датчика и со стороны приемника. Настоящее питание должно осуществляться синфазным током, колебание напряжения в питающих сетях не должно превышать ±5%.

VI-20. Связь сельсин-датчика и командо-аппарата с вторичными приборами, а также схемами сигнализации и блокировки необходимо выполнять контрольным бронированным кабелем.

VI-21. Сопротивление проводов, связывающих роторы сельсинов, должно быть не выше 30 ом при температуре +20 °С.

VI-22. Все металлические детали установки, кроме командо-аппарата и сельсин-датчика, окрашивают коррозионностойкой краской серо-голубого цвета.

VI-23. Корпус датчика-сельсина, а также корпуса вторичных приборов и командо-аппарата должны быть подсоединены к контуру заземления.

VI-24. Осям командо-аппарата и сельсин-датчика вращение передается через лебедку с канатами и блоками. Канаты жестко скреплены с корпусом ролика колокола газгольдера, и при подъеме колокола или его опускании канаты с помощью блоков приводят во вращательное движение лебедку, сочлененную с командо-аппаратом и сельсином. Натяжение канатов регулируется натяжным блоком с переменными грузами.

VI-25. Защитные блокировки должны периодически проверяться и опробываться, согласно распорядку, установленному службой газгольдерного хозяйства или руководством тех цехов, которые являются потребителями газа данного газгольдера.

VI-26. Ревизию датчиков и вторичных показывающих приборов следует проводить два раза в год.

VI-27. Для скалывания льда с канатов в верхнем блоке предусмотрены специальные стальные пластины. Приямки и фундаменты для блоков выполнены с гидроизоляцией, и цоколи их расположены выше отметки земли во избежание попадания в них воды.

VI-28. При обслуживании и эксплуатации командо-аппарата и сельсинов следует выполнять требования инструкций заводов-изготовителей данных приборов.

РАЗДЕЛ VII

ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ

VII-1.    Резервуар, гидрозатворы, камеры газовых вводов и выводов мокрых газгольдеров имеют системы обогрева, предотвращающие замерзание воды, а будки датчиков, в которых расположены указатели объемов, имеют систему обогрева, обеспечивающую нормальную работу контрольно-измерительных приборов в холодный период года.

VII-2. Система отопления должна обеспечивать поддержание температуры воды в резервуаре и гидрозатворе, а также воздуха в камерах газовых вводов, выводов и будок датчиков указателей объемов не ниже +5 °С.

VII-3. В качестве теплоносителя применяется пар. Давление пара в системах отопления и вентиляции выбирается в зависимости от давления пара, имеющегося на промышленной площадке, и не должно превышать рабочего давления, на которое рассчитаны нагревательные приборы.

VII-4. Нагревательными приборами являются:

пароструйные элеваторы для подогрева воды в резервуаре и гидрозатворе газгольдера (см. рис. 3);

радиаторы с гладкой поверхностью для отопления камер газовых вводов и выводов, а также будок датчиков указателей объемов.

Пароструйные элеваторы устанавливают на кольцевых площадках над поверхностью воды по всей окружности резервуара и гидрозатвора в каждом пролете между направляющими.

Подсос воды в пароструйный элеватор происходит для резервуара по трубе, находящейся на расстоянии 500 мм от дна резервуара и для гидрозатвора по трубе, расположенной на расстоянии 100 мм от дна гидрозатвора. Подогретая вода подается в резервуар на 500 мм ниже его уровня воды и в гидрозатвор на 300 мм ниже его уровня воды.

В камерах газовых вводов и выводов температура поверхности нагревательных приборов не должна превышать 80% от величины температуры самовоспламенения газа, находящегося в газгольдере. У радиаторов отопления должны предусматриваться съемные защитные решетки.

VII-5. Конденсат после радиаторов отопления через конденсатоотводчик сбрасывается в резервуар газгольдера.

VII-6. Избыток воды, образующийся при работе пароструйных элеваторов в системе обогрева, сбрасывается через сливные линии резервуара в канализацию.

VII-7. Теплоноситель вводят в узел управления системы отопления, расположенный в камере газового ввода газгольдера (рис. 17). Узел управления должен иметь редукционный и предохранительный клапаны, манометры, установленные до редукционного клапана и после него.

VII-8. Отбор пара на отопление камеры газового ввода, резервуара и гидрозатвора из узла управления должен осуществляться самостоятельными стояками. Стояки отопления переходят в горизонтальные кольцевые и полукольцевые паропроводы, расположенные на открытых площадках, предназначенных для обслуживания верхней части резервуара и гидрозатвора телескопа. Полукольцевой паропровод, расположенный на площадке, предназначенной для обслуживания гидрозатвора телескопа, соединен гибким шлангом с кольцевым паропроводом отопления гидрозатвора.

Отбор пара на отопление камеры второго газового вывода и будок датчиков указателей объемов производится от кольцевого паропровода обогрева резервуара.

VII-9. Пароструйные элеваторы и паропроводы, находящиеся на открытых площадках, крепят к стойкам ограждения площадок и к металлоконструкциям газгольдера.

VII-10. Тепловая компенсация кольцевых и полукольцевых паропроводов происходит за счет естественных огибов вертикальных направляющих газгольдера.

Рис. 17. Отопление и вентиляция камеры газового ввода: а - схема отопления; б, в - вентиляция.

1 - воздушник; 2 - редукционный клапан; 3 - манометр; 4 - предохранительный клапан; 5 - отопительные приборы; 6 - конденсатоотводчик; 7 - конденсатопровод от клапанной коробки; 8 -вентиль; 9 - обратный клапан; 10 - узел управления паровой системой; 11 - нагревательный прибор; 12 - приточная система вентиляции; 13 - электродвигатель; 14 - вентилятор; 15 -

дефлектор; 16 - вентиляционный зазор.

VII-11. Тепловой изоляцией покрывают все паропроводы, за исключением тех, которые отмечены в проектах особо и паропроводов к радиаторам. Для изоляции могут быть применены минеральные цилиндры (с содержанием 4-6% фенольной связки) с алюминиевым кожухом. Паропроводы к радиаторам и сами радиаторы окрашиваются лаком АЛ-177.

VII-12. В холодный период обслуживающий персонал должен регулярно следить за работой пароструйных элеваторов и сливных линий резервуара, не допуская падения температуры воды в резервуаре и в гидрозатворе, а также воздуха в камерах вводов и выводов и в будке датчиков ниже +5 °С.

VII-13. В газгольдерах с телескопом необходимо следить за исправностью гибкого шланга, соединяющего полукольцевой и кольцевой паропроводы. Гибкий шланг должен изготовляться из металлического герметического рукава (ГОСТ 3575-47). Шланг должен быть такой длины, чтобы обеспечивался беспрепятственный подъем колокола при наполнении газгольдера газом.

VII-14. Камеры газовых вводов и выводов, а также внутренние приямки оборудуются механической и естественной вентиляцией (будки, где расположены датчики-указатели объемов, не вентилируются). Приточная механическая вентиляция периодического действия без подогрева воздуха должна обеспечивать 12-кратный обмен воздуха в 1 ч.

Кроме механической приточной вентиляции осуществляется постоянное естественное проветривание с притоком воздуха через неплотности в ограждающих конструкциях, окна и шахту с дефлектором на кровле (см. рис. 17).

VII-15. Вентиляторы и электродвигатели к ним, изготовленные во взрывозащищенном исполнении, устанавливают снаружи у входа в камеры газовых вводов и выводов. В целях исключения искрообразования шиберы на вентиляторах выполняются из алюминия.

VII-16. Пусковые устройства приточной вентиляции размещаются у входной двери камер газового ввода и вывода.

VII-17. Включать приточную механическую вентиляцию следует за 10 мин перед входом обслуживающего персонала в камеры, что обеспечивает двукратное проветривание.

VII-18. Вентиляционные системы после приемки от монтажной организации проходят эксплуатационное испытание с проверкой количества подаваемого воздуха и сверкой его с проектом.

Срок эксплуатационного испытания - 3 месяца.

VII-19. Указания, перечисленные в п.п. VII-14 - VII-18, являются дополнением к «Временной инструкции по пуску, наладке и эксплуатации вентиляционных установок на промышленных предприятиях» (СН 271-64) и «Техники безопасности в строительстве» (СНиП Ш-А.11-62).

VII-20. Трубопроводы отопления в камерах газовых вводов и выводов, воздуховоды вентиляционных систем и оборудование должно быть заземлено, согласно «Правил защиты от статического электричества в производствах химической промышленности» (Госхимиздат, 1963 г.)

VII-21. Монтаж систем отопления и вентиляции должен производиться в соответствии со строительными нормами и правилами «Санитарно-техническое оборудование зданий и сооружений. Правила производства и приемки работ» (СНиП Ш-Г.1-62).

VII-22.    В зависимости от климатических условий, мокрые газгольдеры сооружаются (см. рис. 4):

без утепляющей кирпичной стенки в районах с расчетной зимней температурой для отопления минус 25 °С;

с утепляющей кирпичной стенкой в районах с расчетной зимней температурой для отопления ниже минус 25 °С.

Примечание. При соответствующем технико-экономическом обосновании, сооружение мокрых газгольдеров с утепляющей стенкой резервуара может быть принято и для климатических районов с расчетной зимней температурой для отопления выше минус 25 °С.

РАЗДЕЛ VIII

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ

VIII-1.    Газгольдеры с горючими газами, согласно ПУЭ* § VII-3-6, относят к взрывоопасным наружным установкам класса В-1г. Взрывоопасные зоны вокруг газгольдеров имеют следующие размеры:

5 м по вертикали и по горизонтали от труб для сброса газа (свечей), предохранительных и дыхательных клапанов.

При отсутствии труб для сброса газа и клапанов взрывоопасная зона для данных газов должна составлять 3 м.

* Правила устройства электроустановок, Изд. «Энергия», 1965 г.

VIII-2. Камеры газового вводов и выводов относятся, согласно ПУЭ § VII-3-3, к взрывоопасным помещениям класса В-1.

VIII-3. Электродвигатель приточного вентилятора в пределах взрывоопасной зоны предусматривается во взрывозащищенном исполнении для соответствующей категории и группы взрывоопасной смеси.

VIII-4. Пускораспределительная электроаппаратура устанавливается вне взрывоопасных зон, например на ближайшей опоре наружного освещения (в соответствующем исполнении).

VIII-5. Территория взрывоопасной зоны освещается светильниками во взрывозащищенном исполнении, а территория за пределами этой зоны -светильниками наружного освещения, подвешенными на опорах не выше 6 м. Камеры газового ввода и вывода освещаются светильниками во взрывозащищенном исполнении, например В4А-200 (см. рис. 4, 5).

VIII-6. В камерах газового ввода и вывода, а также приямках допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении типа В4А-50 на пониженном напряжении 12 в. Пользоваться ими разрешается только при работе приточной механической вентиляции после проветривания камер и приямков.

VIII-7. Если в газгольдере находится газовая смесь, содержащая ацетилен 15 объемн.% и более, светильник для освещения камеры устанавливается снаружи у оконного проема.

VIII-8. Силовые и осветительные сети выполняются из бронированного кабеля, с медными жилами, резиновой изоляцией и прокладываются они в основном в траншее.

Зарядка взрывобезопасных светильников осуществляется с помощью провода марки ПРКС тремя жилами (фаза, рабочий нуль и защитный нуль).

VIII-9. Электроснабжение установки предусматривается одним из четырех жильных фидеров 380/220 в. Для защитного заземления используется четвертая жила подводимого кабеля.

VIII-10. Мокрые газгольдеры по молниезащите относят ко II категории по СН 306-69. Молниезащита газгольдеров, имеющих металлические стенки с покрытием толщиной не менее 4 мм, выполняется надежным присоединением конструкции их к заземлителям.

Если у газгольдера имеются трубы для сброса газа, то молниезащита осуществляется молниеприемниками, установленными непосредственно на газгольдере или на трубе для сброса газа, токоотводами при этом являются металлические конструкции газгольдера (см. рис. 4).

VIII-11.    Г идрозатвор, сливной бак, клапанная коробка и трубопроводы защищаются от статического электричества с помощью ближайших заземлителей молниезащиты.

РАЗДЕЛ IX

ПУСК И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ

IX-1.    Пуск газгольдера производится по специальной инструкции, разрабатываемой заводом.

В данных инструкциях должны быть учтены положения, связанные с обслуживанием, ремонтом и безопасными условиями работы.

IX-2. Результаты осмотра и испытания газгольдера должны быть оформлены актами, констатирующими готовность газгольдера к пуску и эксплуатации.

ГХ-3. Допуск на площадку расположения газгольдера разрешается только рабочим и инженерно-техническим работникам, ответственным за эксплуатацию газгольдера. Другим работникам цеха допуск запрещен.

ГХ-4. Во время грозы находиться на газгольдере и соприкасаться с его металлическими частями и трубопроводами - запрещается.

ГХ-5. Продувку газгольдера газом должен проводить квалифицированный персонал под наблюдением ответственного лица в следующем порядке:

открывают задвижку на перепускном устройстве между стояком газопровода и колоколом;

медленно приоткрывают задвижку в узле управления на трубопроводе, подающем азот. Узел управления расположен вблизи газгольдера на внешних газопроводах;

подают в газгольдер азот так, что поднятия колокола при этом не происходит; азот из газгольдера сбрасывают в атмосферу через открытую задвижку продувочной трубы, установленной в центре крыши колокола;

пробу на содержание кислорода в продувочном газе берут через 1 ч от начала продувки и далее через каждые 30 мин.

После получения в двух последних пробах концентрации кислорода не более 2-3%, задвижку на продувочной трубе закрывают, увеличивают подачу азота и газгольдер наполняют до 30% емкости. При наполнении газгольдера азотом наблюдается поднятие колокола. Как только начнется подъем колокола, необходимо:

задвижку на перепускном устройстве закрыть;

открыть задвижку на продувочной трубе газгольдера и одновременно уменьшить подачу азота (наполнение газгольдера азотом при этом снижается до 10% емкости);

подъем колокола и его спуск производить до получения допустимой концентрации кислорода в газе; закрыть задвижку на продувочной трубе и наполнять газгольдер азотом до 60% емкости.

!Х-6. После продувки газгольдер считается подготовленным для эксплуатации, т.е. возможно его заполнение производственным газом в соответствии с инструкцией, разрабатываемой заводом.

!Х-7. Продувка и наполнение газом газгольдеров азота, кислорода, двуокиси углерода может производиться тем же газом, для которого газгольдер предназначен.

!Х-8. В газгольдерах с газосбросной трубой сброс газа в атмосферу производится через задвижку, установленную в камере газового ввода на перемычке, соединяющей газопровод с трубой сброса газа и открываемую вручную.

К-9. Мокрые газгольдеры для горючих газов и газовые сети, подходящие к ним, обслуживаются (в соответствии с инструкцией) посменно или только в дневное время.

ГХ-10. Специальных штатов для обслуживания газгольдеров не предусматривается. Обслуживание газгольдеров возлагается на рабочих и инженернотехнических работников из числа эксплуатационного персонала цеха, в котором вырабатывается или потребляется газ.

IX-11. В сферу обслуживания входят: газгольдеры соответствующих емкостей;

межцеховые коммуникации (газопроводные, паропроводные, азотные и другие сети), проходящие по территории производства и связанные с газгольдерами;

газовые задвижки с электроприводами, установленные на подводящих к газгольдерам газовых коммуникациях в непосредственной близости от него;

паровые гребенки и вся система обогрева газгольдера, гидрозатворы на подводящих коммуникациях;

гидрозатворы и оборудование камер газовых вводов и выводов у газгольдеров;

приточная вентиляция в камерах газового ввода и вывода;

труба для сброса газа из газгольдера в атмосферу (если таковая имеется);

система отопления и водоснабжения газгольдеров;

аварийно-производственная сигнализация газгольдеров.

IX-12. Нормальному режиму работы газгольдера соответствуют следующие параметры:

объем газа в пределах 10-90% полезного объема газгольдера;

давление газа в газгольдере не ниже 125 мм вод. ст. и не выше 400 мм вод. ст.;

температура воды в водяном затворе газгольдера не ниже плюс 5 °С;

температура поступающего газа от минус 20 до плюс 60 °С;

температура в приямках газгольдера не ниже плюс 5 °С.

ГХ-13. Для поддержания нормального режима работы газгольдеров и газопроводной сети необходимо:

регулярно наблюдать за правильным движением роликов по внешним направляющим (замеченные заедания бортов роликов и перекосы направляющих должны немедленно устраняться. Поверхности внешних направляющих и оси наружных роликов газгольдера необходимо периодически смазывать маслом для обеспечения свободного вращения роликов (периодичность должна быть указана в рабочей инструкции);

следить за уровнем и температурой воды в резервуаре и в подвижных гидрозатворах телескопа газгольдера (уровень воды должен быть постоянным). В случае значительной утечки воды должны быть приняты меры к определению места утечки из резервуара и ликвидации этой утечки. При повышении уровня воды избыток ее должен беспрепятственно отводиться по переливному трубопроводу в промышленную канализацию;

непрерывно следить за положением колокола газгольдера по дистанционным указателям объемов со световой и звуковой сигнализацией, расположенным в диспетчерских пунктах производственных цехов. Ответственные за обслуживание газгольдера контролируют его работу и ведут регулировку уровня подвижных звеньев газгольдера. (Во время работы газгольдера должна гореть одна из сигнальных ламп с надписью, соответствующей данному положению колокола.);

наблюдать за положением колокола газгольдера по предупредительной и аварийной сигнализации.

При снижении запаса газа в газгольдере ниже нормы, т. е. при загорании сигнальной лампы «минимум», газгольдер должен быть отключен от потребителей газа. При остановке газгольдера на длительный период его отключают от межцеховых газопроводов путем закрытия задвижки и залива водой гидрозатвора в камере газового ввода; при этом необходимо помнить, что остановка газгольдера без запаса в нем газа (запас газа должен быть не менее 50%) может привести к образованию вакуума и разрушению колокола;

следить, чтобы в гидрозатворах газового ввода и вывода при нормальном режиме работы не было воды;

следить, чтобы при эксплуатации газгольдера задвижки перепускных устройств над колпаками входа и выхода были закрыты;

вести постоянный контроль за давлением газа в газгольдере. При обнаружении отклонений от заданной величины давления немедленно принимать меры по их устранению;

следить (визуально) за правильностью показания объема и отсутствием утечек газа из газгольдера (по слуху и по наружным признакам); проверять в газгольдерах с защитной жидкостью или залитых маслом наличие защитной жидкости и состояние ее (подвижность и появление сгустков); следить за состоянием защитных покрытий (перхлорвиниловых материалов, сурика и др.) на наружных стенках резервуара, телескопа и колокола газгольдера;

следить за электрозадвижками на газопроводах в узле управления и опорожнительными кранами гидрозатвора, которые всегда должны быть открыты в сливной бак газгольдеров, проверять отсутствие конденсата в гидрозатворах газгольдеров путем открытия нижних кранов указателя уровня гидрозатвора; проверять наличие конденсата или воды в гидроотсеке сливных баков;

периодически проверять работу приточной механической вентиляции в камерах газовых вводов и выводов, путем включения ее в работу не менее чем на 10 мин до входа в камеру;

следить за давлением газа, поступающего в газгольдер и выходящего из него, а также за температурой воздуха в камерах газовых вводов и выводов; следить за работой отопительной системы газгольдеров и проверять работу пароструйных элеваторов, насосов откачки воды из камер газовых вводов и выводов;

проверять проточность воды через клапанную коробку свечи сброса газа в атмосферу и работу подъемного устройства;

следить за работой контрольно-измерительных приборов. О неполадках в приборах или о неправильных показаниях приборов следует немедленно сообщить руководству цеха. Категорически запрещается обслуживающему персоналу вскрывать контрольно-измерительные приборы;

следить за чистотой в приямке, на площадках, лестницах и территории газгольдеров, не допуская присутствия посторонних предметов, особенно металлических;

осматривать дренажные трубы фундамента для выявления течи воды из них;

мелкий текущий ремонт выполнять разрешенными инструментами, соблюдая противопожарные мероприятия и требования санитарных норм в присутствии другого лица.

IX-14. Сменный персонал цеха, из которого подается газ в газгольдер, по указанию руководства цеха осуществляет спуск и подъем колокола для нанесения на стенки колокола (и телескопа) свежей защитной жидкости или для пополнения воды в подвижном гидрозатворе (в газгольдерах с телескопом). ГХ-15. Ремонт газгольдера и газопроводов можно проводить только после опорожнения газгольдера от газа и его продувки.

IX-16. При отключении газгольдера от газовых сетей необходимо:

включить на 10 мин вентиляцию для продувки камер газовых вводов и выводов, открыв при этом входные двери; сработать газ в газгольдере до нижнего предела наполнения, т. е. до «минимума» (по сигнализации); перекрыть задвижки на газовых сетях;

сбросить содержащийся в газгольдере газ в атмосферу через трубу сброса газа, открыв байпасную задвижку на газовом вводе, или через центральную продувочную трубу на крыше газгольдера, открыв задвижку и сняв крышку на трубе, или через продувочные свечи (факел) производственных цехов, выдающих или принимающих газ (если отсутствует труба сброса газа). При этом необходимо наблюдать за скоростью опускания колокола, которая в момент спуска на подставки, расположенные на дне резервуара, не должна превышать 0,25 м/мин.

ГХ-17. После спуска колокола необходимо:

открыть задвижки (вентиль) на трубопроводе азотной продувки и на перепускной трубе, а также центральную свечу на колоколе, закрыв байпасную

задвижку трубы для сброса газа в атмосферу;

продуть газгольдер азотом, попеременно подавая его в газгольдер (колокол при этом поднимается) и выпуская через центральную продувочную трубу на колоколе (колокол при этом опускается). Газовую смесь, отбираемую из свечи на колоколе и из газовых вводов, анализируют на содержание в нем горючих компонентов. Продувку газгольдера азотом проводят до образования взрыво-безопасной концентрации горючего газа на выходе. Если у газгольдера отсутствует труба для сброса газа в атмосферу или сброс газа в атмосферу недопустим, то продувку газгольдера азотом осуществляют через производственный цех в соответствии с требованиями цеховой инструкции;

залить водой гидравлические затворы в камерах газового ввода на 600 мм вод. ст. (т.е. до красной черты на указателе уровня воды), предварительно закрыв дренажную задвижку на трубопроводе к сливному баку;

отключить газгольдер от газопроводов заглушками с хвостовиками;

наблюдать за задвижкой центральной свечи на крыше газгольдера, которая для устранения образования вакуума под колоколом должна быть открыта до полного спуска воды из резервуара.

IX-18. Спуск воды из резервуара газгольдера и улавливание защитной жидкости или масла (в газгольдере аммиака или ацетилена) выполняют только при наличии специального письменного распоряжения, в котором должны быть указаны продолжительность освобождения газгольдера от воды, средства нейтрализации или разбавления в отстойниках и оборудование для улавливания масла. Сброс воды из газгольдера производится с соблюдением требований действующих санитарных норм сброса загрязненных промстоков в водоемы.

IX-19. Запрещается открывать задвижку (на штуцере в днище резервуара) для сброса воды из резервуара, не убедившись, что задвижка на центральной свече или люк на крыше колокола полностью открыты.

ГХ-20. Необходимо помнить, что:

при спуске воды или сильной ее утечке через днище под колоколом создается вакуум, что может вызвать разрушение колокола, если будет закрыта задвижка на центральной трубе;

после продувки колокола (газгольдера) воздухом из воды резервуара выделяется ранее растворенный производственный газ, при этом возможно отравление людей газом или образование взрывоопасных смесей;

после продувки газгольдера задвижка на центральной продувочной трубе при опущенном колоколе с водой в резервуаре должна быть открыта, так как при закрытой задвижке в колоколе создается вакуум в результате растворения воздуха в воде в связи с изменением суточной температуры (до пуска газгольдера).

ГХ-21. Перед осмотром газгольдера (после слива воды) колокол продувают воздухом через открытые люки и лазы в газгольдере.

ГХ-22. Запрещается начинать осмотр резервуара газгольдера, прежде чем не проведен анализ воздуха в нем (содержание кислорода должно быть не ниже 20% с полным отсутствием взрывоопасного газа).

Не допускается применение инструментов, могущих при ударе вызвать искру.

ГХ-23. При отключении газгольдера присутствие вторых лиц и исправность телефонной сети обязательны.

ГХ-24. Выключение газгольдера и газопроводов на ремонт возможно только после опорожнения газгольдера от газа и его продувки.

Продувку газгольдера и газопроводов перед ремонтом проводят азотом или другим газом несколько раз в следующем порядке: прекращают подачу газа в газгольдер и газ из газгольдера срабатывают до «минимума»;

закрывают задвижку, установленную на газопроводе перед газгольдером (кроме того, у газгольдеров с газосбросной трубой открывают задвижку, установленную в камере газового ввода на перемычке между газопроводом и устройством для сброса газа в атмосферу);

подают в газгольдер азот для продувки. Сброс азота в атмосферу производится указанным выше способом (см. п. IX-16 - IX-17). Для газгольдеров без газосбросной трубы, сброс газа из газгольдера при продувке последнего азотом производится через коммуникации производственного цеха в соответствии с инструкцией завода;

открывают центральную продувочную трубу на крыше колокола, через которую остатки газа с азотом выбрасываются в атмосферу, гидрозатвор, установленный в камере газового ввода, заливают водой;

открывают задвижку на трубопроводе для сброса воды в случае необходимости освобождения резервуара газгольдера от воды. Спуск воды из резервуара

газгольдера при закрытой продувочной трубе и люках на крыше колокола газгольдера категорически запрещается. После освобождения газгольдера и соединенных с ним газопроводов от газа и воды люки и продувочная труба должны быть открыты до тех пор, пока в газгольдере и газопроводах состав газа (по данным анализа) будет соответствовать составу атмосферного воздуха;

К работам по ремонту газгольдера допускается бригада в составе не менее двух человек, независимо от объема ремонтных работ. Все ремонтные работы проводят под наблюдением ответственного лица.

ГХ-25. Пуск газгольдеров в эксплуатацию после ремонта проводят следующим образом:

открывают задвижку центральной свечи на колоколе и проверяют крепление верхних роликов и их смазку;

осматривают, нет ли нарушений в раскладке грузов и убеждаются в отсутствии посторонних вещей (железных деталей и др.) на крыше колокола; убеждаются в плотном закрытии люков на крыше колокола; открывают задвижку перепускного устройства на крыше колокола;

включают на 10 мин вентиляцию для продувки камер газовых вводов и выводов, одновременно открыв двери камер;

открывают задвижку на водопроводе, через которую в резервуар заливают воду. Воды в резервуар необходимо налить столько, чтобы ее уровень находился на расстоянии 100 мм от кромки переливного кармана; включают систему обогрева в холодный период года;

освобождают гидрозатвор в камере газового ввода от воды, спустив ее в сливной бак: снимают на газопроводах заглушки, отключающие газгольдер от газовой сети; открывают задвижку (вентиль) на трубопроводе азотной продувки;

продувают сферическую часть колокола азотом (содержание кислорода должно быть не более 3%); закрывают задвижку на центральной продувочной трубе;

сливают воду из гидрозатвора во второй камере газового ввода, открывают второе перепускное устройство на крыше колокола, открывают задвижку на выходном газопроводе и продувают его азотом через газгольдер от второго газового стояка газгольдера до принимающего газ цеха (при подключении газгольдера на «проход» газа);

закрывают задвижку на выходном газопроводе;

подают азот в колокол и наблюдают за его подъемом (при подъеме колокола на 1-1,5 м закрывают задвижки перепускных устройств на крыше колокола); наполняют газгольдер азотом на 60-70% его емкости;

проводят анализ пробы газовой смеси из газгольдера на содержание в ней кислорода;

при неудовлетворительном анализе газовой смеси на кислород азот из колокола выпускают через центральную продувочную трубу на колоколе или через байпас на трубе сброса газа в атмосферу (расположенную в газовом вводе) и газгольдер наполняют азотом вторично; срабатывают азот из газгольдера до положения «минимум», открыв задвижку на газопроводе, в потребляющий газ цех; проводят продувку входного газопровода азотом от цеха, подающего газ в газгольдер;

проверяют полное закрытие задвижки и крышки на продувочной трубе сброса газа, работу клапанной коробки для автоматического сброса газа в атмосферу, наполнение водой отсека сливных баков в камерах газового ввода (по контрольным пробным кранам); докладывают о готовности газгольдера к приему газа диспетчеру завода.

ГХ-26. Прием газгольдеров и газопроводов с оборудованием из ремонта проводят по акту.

ГХ-27. При заполнении газгольдера производственным газом до положения «предмаксимум» открыть задвижку на выходном газопроводе (для газгольдера подключенного на «проход» газа).

После пуска газгольдера его работу контролируют в течение 2-3 ч, затем непрерывное наблюдение прекращают, двери камер газовых вводов газгольдера закрывают на замок.

РАЗДЕЛХ

ВОЗМОЖНЫЕ НАРУШЕНИЯ В РАБОТЕ ГАЗГОЛЬДЕРОВ, ГАЗОПРОВОДОВ И УСТРАНЕНИЕ НЕПОЛАДОК

Х-1. При значительном понижении давления газа в газопроводах и, следовательно, заметном понижении колокола или телескопа газгольдера, а также при разрушении газопровода необходимо о случившемся немедленно сообщить руководству цехов, в которых вырабатывается или потребляется газ, и диспетчеру.

Х-2. При сильном ветре подвижные звенья газгольдера держать в нижней трети его объема. При воздействии сильных порывистых (штормовых) ветров возможен сход верхних направляющих роликов в сторону или их застревание, в этом случае необходимо: немедленно о случившемся доложить руководству цеха, в котором вырабатывается или потребляется газ; поддерживать подвижные звенья газгольдера в постоянном положении; подготовить соответствующие приспособления для установки роликов на место; вызвать газоспасателей и пожарников.

При невозможности устранения нарушений газгольдера в рабочем состоянии, по распоряжению руководства цеха отключить газгольдер и продуть его азотом, оставляя колокол в прежнем положении. Порядок проведения остановки газгольдера и мероприятия по обеспечению безопасности должны быть предусмотрены в производственных инструкциях.

Х-3. При отключении электроэнергии, неисправности вентилятора, отсутствии света в камере газового ввода, необходимо потребовать от соответствующих служб принятия мер к устранению неполадок.

Х-4. При значительном падении уровня воды в резервуаре газгольдера требуется: осмотреть дренажи днища газгольдера;

проверить закрытие спускной задвижки, расположенной на штуцере днища резервуара (после предварительного проветривания камеры десятиминутной работой вентиляции);

принять меры к ликвидации утечки воды (при сильной утечке воды газгольдер отключают на капитальный ремонт).

Х-5. При прекращении в зимнее время подачи пара на отопление газгольдеров требуется опустить телескоп (подвижный гидрозатвор) и принять меры к восстановлению подачи пара. Если подачу пара быстро восстановить не удается, следует открыть дренажи и спустить конденсат из паропроводов.

Х-6. При обнаружении утечки газа в приямке газгольдера необходимо проветрить камеру газового ввода, включить вентилятор, открыть двери и окна. Запрещается работать в приямках в одиночку.

Х-7. Поддерживать постоянный уровень воды в отсеке сливного бака, для того чтобы не происходило выделение газа в атмосферу. Необходимо помнить, что пробные краны сливного бака должны быть всегда закрыты.

Х-8. При обрыве троса подъемного приспособления клапанной коробки необходимо: следить за переливом воды через клапанную коробку (в воронку);

проверить (при наличии трубы для сброса газа в атмосферу) плотное закрытие байпасной задвижки к трубе сброса газа в атмосферу; снять с клапанной коробки крышку, одновременно проветривая вентилятором камеру газового ввода, и закрепить новый трос.

Х-9. При неисправности контрольно-измерительных приборов, а также при обрыве канатов, соединяющих контрольно-измерительные приборы с колоколом, следует немедленно уведомить об этом руководство цеха и службу КИП. При этом объем газа в газгольдере необходимо определять визуально, наблюдая за положением колокола и телескопа. Следует помнить, что опускать колокол ниже положения «минимум» нельзя.

РАЗДЕЛ XI

УХОД ЗА ГАЗГОЛЬДЕРОМ И ПЕРИОДЫ ОСМОТРА

ХЫ. При эксплуатации газгольдеров необходимо*:

периодически осматривать газгольдеры, газопроводы, приборы КИП, отопление, вентиляцию, а также электрооборудование; один раз в смену проводить контрольный осмотр корпуса газгольдеров и роликов, дренажных трубок;

содержать в чистоте лестницы, кольцевые площадки и крыши газгольдеров, а также дренажные трубки фундаментов, зимой очищать их от снега; проводить, при необходимости, регулировку роликов и грузов газгольдера; два раза в месяц смазывать ролики и тросы командо-аппаратов;

один раз в месяц проверять работу задвижек на газопроводах, путем проворачивания их на несколько ниток, при этом защитные колпаки штоков задвижек (кроме кислородных) набивать солидолом;

один раз в месяц проводить контрольный осмотр силовой и осветительной сети, а также устройств молниезащиты;

один раз в месяц проверять работу контрольно-измерительной аппаратуры газгольдеров и трубопроводных сетей; работу по проверке должна выполнять служба КИП.

* Результаты осмотра записывают в специальную книгу.

ХЬ2. Два раза в смену необходимо докладывать начальнику смены:

о работе газгольдеров (уровне воды в резервуаре, проточности воды в клапанной коробке, наличии воды в сливном баке) вентиляционных установок, а в зимнее время также о работе отопления и др.;

о состоянии газовых сетей, паропроводов и других коммуникаций, а также гидрозатворов, конденсатоотводчиков, гребенок, приборов КИП и др.; о присутствии лиц, машин и различных механизмов на площадке газгольдеров и газовых сетей.

ХЬ3. Для газгольдеров, в которых в качестве антикоррозионного покрытия используется защитная жидкость, с разрешения руководства один раз в месяц срабатывают газ и наносят антикоррозионную защитную жидкость на стенки колокола и телескопа. В зимнее время защитное антикоррозионное покрытие наносят один раз в два месяца.

Если в качестве антикоррозионного покрытия газгольдера используют перхлорвиниловые материалы или сурик, необходимо не реже чем через 6 месяцев производить профилактический осмотр состояния защитной окраски.

ХЬ4. Один раз в смену проверять герметичность паропровода и приборов отопительной системы, а также подачу пара в змеевик клапанной коробки трубы для сброса газа и отвод из него конденсата, исправность пароструйных элеваторов обогрева, поддерживая температуру воды в резервуаре +5 °С.

ХЬ5. Принимать меры к ликвидации шума, возникающего при работе пароструйных элеваторов, вызывающей вибрацию стенок резервуара.

ХЬ6. Производить периодически долив воды в резервуар газгольдера.

ХГ-7. Для каждого газгольдера, начиная с ввода его в эксплуатацию, в книге регистрации вести запись о периодических осмотрах,    ремонтах,    об    окраске,    о

сходах роликов с направляющих, о спуске воды, о пополнении масла или защитной жидкости, о газовых пропусках и т. д.

ХЬ8. Ремонт газгольдеров производить в срок, согласно действующим нормам планово-предупредительного ремонта.

РАЗДЕЛ XII МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

ХП-1. При эксплуатации газгольдера необходимо соблюдать следующие правила техники безопасности:

запрещать вход посторонним лицам в зону ограждения газгольдера, а также в камеру газового ввода;

строго запрещать зажигание огня, курение в камере газового ввода, а также в зоне ограждения газгольдера;

на видных местах газгольдера и на ограждении должны быть надписи «Взрывоопасно», «Курить воспрещается»;

не хранить горючие или самовоспламеняющиеся материалы в камере газового ввода, а также в зоне ограждения газгольдера;

входить в камеру газового ввода только после предварительного проветривания, путем включения приточной вентиляции    и    только    вдвоем    с

наблюдающим;

во внутренних приямках газгольдера и камере газового ввода, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газа с воздухом, не устанавливать приборы и аппараты, при эксплуатации которых возможно образование искр при контакте или трении, и проводить контроль воздушной среды. При наличии запаха газа (присутствие газов, не имеющих запаха, устанавливают с помощью искровзрывозащищенных газоанализаторов) необходимо газгольдер и газопроводы тщательно осмотреть, найти место утечки газа и устранить повреждение;

работы, проводящиеся в закрытых или подвальных помещениях газгольдеров, в которых возможно скопление газа, выполняют с соблюдением правил техники безопасности, установленных для работ в газоопасной среде и указанных в производственной инструкции;

осмотр и обслуживание газгольдеров выполняют лица, прошедшие специальное обучение и инструктаж и сдавшие квалификационной комиссии экзамен на знание инструкции по рабочему месту, правил техники безопасности и противопожарной безопасности;

в цехах, обслуживающих газгольдеры, хранить (в зависимости от газа, находящегося в газгольдере) достаточное число противогазов изолирующего шлангового или фильтрующего типа; на территории газгольдера должно находиться необходимое число огнетушителей и ящиков с песком;

строго запрещать работать у газгольдера, заполненного кислородом, или проводить его продувку и ремонт в пропитанной маслом, бензином или керосином одежде.

Производственная инструкция по рабочему месту, инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности должны быть вывешены на рабочем месте обслуживающего персонала.

ХП-2. Технологическое оборудование (гидрозатвор, сливной бак, клапанная коробка) и трубопроводы должны быть защищены от статического электричества.

ХП-3. Газгольдеры с горючими и токсическими газами должны быть оснащены пожарной сигнализацией, извещатели которой должны находиться на видном месте вблизи газгольдера, а также телефонной связью через общезаводской коммутатор.

ХП-4. Неисправности аварийно-предупредительной сигнализации и блокировки по автоматической остановке машин по «минимуму» положения колокола газгольдера должны немедленно устраняться. Эксплуатация газгольдера при неисправной сигнализации и блокировке допускается только на время ликвидации повреждений.

XII-5. Огневые работы следует проводить в соответствии с «Типовым положением по организации огневых работ в пожаро- и взрывоопасных производствах химической и металлургической промышленности», утвержденным Госгортехнадзором РСФСР 16 августа 1963 г., и «Инструкцией о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на промышленных предприятиях и на других объектах народного хозяйства», утвержденной УПО МООП 8 июня 1963 г.

ХП-6. Временные огневые работы на действующем газгольдере с горючими газами производятся только при наличии плана проведения огневых работ и разрешения на проведение этих работ.

ХТТ-7. Для устранения скопления горючего газа в сливном баке, установленном в приямке, предусматривается постоянная продувка сливного бака азотом, подаваемым от общезаводских сетей, наличие которого в системе трубопроводов должно периодически проверяться путем открытия пробного вентиля.

ХП-8. При ремонтных работах по антикоррозионной защите газгольдера необходимо:

строго соблюдать основные правила техники безопасности, изложенные в типовых проектах № 7-01--01/66 - 7-07-10/66;

очистку и окраску проводить в скафандрах при включенной вентиляции с обменом воздуха, обеспечивающим допустимую концентрацию    содержания

паров растворителей. Одновременно рекомендуется окрашивать не более 50 м поверхности;

выполнять работы в зазорах между резервуаром и телескопом и внутри колокола в присутствии дежурного, который оказывает помощь работающим;

применять электроосветительные устройства (проводку, светильники, электромоторы и др.) во взрывозащищенном исполнении;

запрещать разводить огонь, пользоваться паяльными лампами и проводить все работы, связанные с искрообразованием;

окрасочные материалы хранить в специальной таре и выделенных для этой цели специальных помещениях;

запрещать допуск посторонних лиц на территорию в радиусе 25 м вокруг газгольдера, которая должна быть ограждена;

все работы по нанесению защитных окрасок должны производиться только после согласования мероприятий    по    технике    безопасности    с

антикоррозионной службой предприятия.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Перечень

шифров типовых проектов* мокрых газгольдеров с вертикальными направляющими

Емкость, м3

Шифр Г осстроя СССР

Емкость, м3

Шифр Г осстроя СССР

100

7-07-01/66

6000

7-07-06/66

300

7-07-02/66

10000

7-07-07/66

600

7-07-03/66

15000

7-07-08/66

1000

7-07-04/66

20000

7-07-09/66

3000

7-07-05/66

30000

7-07-10/66

Типовые проекты мокрых газгольдеров с вертикальными направляющими разработаны ГИАП совместно с «ЦНИИПроектстальконструкцией» и институтом «Проектхимзащита»,

Каждый типовой проект состоит из следующих альбомов

Альбом I «Сборка полистовая»

Альбом II «Сборка укрупненными панелями»

Альбом III/66 «Сборка методом рулонирования»

Альбом IV «Сборка полистовая из низколегированной стали»

Альбом V «Ролики, люки, лазы» (типовой проект 7-07-11)

Альбом VI «Антикоррозионная защита»

Альбом VII «Газовый ввод, контроль и автоматика, электротехнические устройства»

Альбом VIII «Архитектурно-строительная часть, отопление и вентиляция с утеплением резервуара»

Альбом IX «Архитектурно-строительная часть, отопление и вентиляция без утепления резервуара»

Альбом Х/70 «Сметы»

Примечания: 1. Стальные конструкции в зависимости от сборки заготовок решены в четырех вариантах, каждый вариант дан в отдельном альбоме.

2. Типовые проекты мокрых газгольдеров распространяет Минский филиал Центрального института типовых проектов (г. Минск, ул. Козлова, 2).

Паспорта к типовым проектам распространяет Центральный институт типовых проектов (Москва, Б-66, Спартаковская, 2А, корпус Б).

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Противопожарные разрывы между газгольдерами для горючих газов и зданиями или сооружениями (Из СНиП 11-М.1-62 с изменениями согласно

приказу № 184 Госстроя от 31 октября 1964 г.)

Наименование зданий и сооружений

Разрывы от газгольдеров постоянного объема и газгольдеров с водяным бассейном (мокрые газгольдеры), м

Жилые и общественные здания и сооружения

100

Базисные склады торфа, дров, лесоматериалов, горючих жидкостей и других легковозгорающихся материалов

50

Промышленные печи на открытом воздухе и другие установки с открытыми источниками огня

100

Базисные склады каменного угля и кокса

30

Пути сообщения общего пользования (железнодорожные, трамвайные, автомобильные, для пешеходного движения)

50

Расходные склады торфа, дров, лесоматериалов, горючих жидкостей и других легковозгорающихся материалов

40

Расходные склады каменного угля и кокса

30

Производственные и вспомогательные здания промышленных предприятий

I и II степеней огнестойкости

25

III, IV и V степеней огнестойкости

40

Подсобные помещения и сооружения для обслуживания газгольдеров

15

Подъездные и внутризаводские железные и автомобильные дороги

20

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

НЕКОТОРЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, КОТОРЫЕ НЕОБХОДИМО СОБЛЮДАТЬ ПРИ УСТАНОВКЕ МОКРЫХ ГАЗГОЛЬДЕРОВ ДЛЯ АЦЕТИЛЕНА И

ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ, СОДЕРЖАЩИХ АЦЕТИЛЕН ИЛИ АММИАК

При установке на заводах мокрых газгольдеров, предназначенных для хранения ацетилена и ацетилен-содержащих газов, необходимо руководствоваться «Правилами и нормами техники безопасности и промышленной санитарии для проектирования и эксплуатации производств ацетилена окислительным пиролизом метана и электрокрекингом метана для целей переработки, а также производства ацетилена из карбида кальция для газосварочных работ».

При отключении газгольдера, содержащего ацетилен, на ремонт или осмотр выпуск из него ацетилена в атмосферу недопустим, прежде всего для обеспечения безопасной работы цеха разделения воздуха. При отключении газгольдера следует: сработать ацетилен или газовую смесь из газгольдера до положения «минимум»;

заполнить газгольдер и подключенные к нему ацетиленопроводы из отделения концентрирования или из перерабатывающих цехов природным газом; выпустить из газгольдера смесь природного газа с содержанием ацетилена на свечу для сжигания, расположенную при отделении концентрирования ацетилена, а также предусмотреть возможность сжигать этот газ на свечах в перерабатывающих цехах;

освободить газгольдер от остатков смеси природного газа и ацетилена, продувая ацетиленопроводы и газгольдер азотом (азотную продувку можно проводить через перепускные устройства и центральную свечу колокола непосредственно в атмосферу); слить воду из газгольдера, не прекращая азотную продувку, при открытой центральной свече на колоколе; при этом строго соблюдать правила и нормы техники безопасности и промышленной санитарии.

В целях безопасной работы газгольдера, содержащего ацетилен, необходимо обеспечить непрерывную азотную продувку сливных баков, соединенных воздушниками с атмосферой.

Поверхность воды в резервуаре должна быть залита авиационным маслом или маслом «Нигрол», толщина слоя должна быть не менее 4-5 см. В газгольдерах, предназначенных для хранения аммиака, поверхность воды в резервуаре заливают отработанным машинным маслом, толщиной слоя не менее 3-5 см.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

РЕКОМЕНДАЦИИ ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЗАЩИТНОЙ ЖИДКОСТИ «ЗЖ» (БЫВШ. МИНИСТЕРСТВА НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ)

В КАЧЕСТВЕ АНТИКОРРОЗИОННОГО ПОКРЫТИЯ

Краткая характеристика и назначение защитной жидкости для мокрых газгольдеров

Защитная жидкость «ЗЖ» для мокрых газгольдеров является специальной антикоррозионной жидкостью, состоящей из раствора каучукоподобных веществ в индустриальном масле, компаундированном битумными материалами.

«ЗЖ» обладает высокой адгезией с металлом, небольшим давлением распыленных паров и не смешивается с водой.

Свойства «ЗЖ» изменяются при воздействии чистого кислорода и кислот. Ниже приведены основные физико-химические свойства «ЗЖ»:

__________о

Антикоррозионные свойства    Испытания    по    ГОСТ    5757-51    выдерживает

* Градусы Энглера.

«ЗЖ» предназначается для защиты мокрых газгольдеров от коррозии.

Обладая меньшей плотностью, чем вода, «ЗЖ» находится на поверхности воды бассейна газгольдера и препятствует проникновению воздуха в воду бассейна. При работе газгольдера защитная жидкость покрывает наружные и внутренние поверхности колокола и телескопа и, следовательно, предохраняет газгольдер от коррозийного разрушения.

«ЗЖ» рекомендуется использовать для защиты от коррозии мокрых газгольдеров, предназначенных для хранения водяного, воздушного, отопительного и углеводородных газов, смеси углеводородных газов с водяным газом в различных концентрациях, богатых и бедных газов гидрирования, а также смеси сероводорода, окиси и двуокиси углерода в различных концентрациях и других газов, применяемых в промышленности.

Не разрешается «ЗЖ» применять для защиты газгольдеров, служащих для хранения кислорода.

Подготовка мокрых газгольдеров для защиты от коррозии при помощи защитной жидкости*

* «ЗЖ» можно применять для защиты от коррозии газгольдеров, покрытых старой краской.

1.    Поднять колокол и телескопы газгольдера в верхнее наивысшее положение.

2.    Очистить защищаемые наружные поверхности газгольдера от свободно осыпающейся старой окраски или ржавчины.

3.    Очистку доступных поверхностей газгольдеров производить при помощи металлических щеток с длинной ручкой и метел **. При этом необходимо строго соблюдать правила техники безопасности и газобезопасности при выполнении работы на газгольдерах (см. ниже).

** При употреблении «ЗЖ» очистка поверхности газгольдера химическими способами или при помощи пескоструйной обработки не требуется.

4. При выполнении работ по очистке поверхности от свободно осыпающейся краски (продуктов коррозии) необходимо защищать глаза очками, а руки -хлопчатобумажными рукавицами.

5.    Очистку поверхности газгольдера от старой краски и продуктов коррозии на уровне выше 2 м от площадки проводят в соответствии с «Памяткой по организации безопасного ведения работ на высоте в действующих цехах химических производств».

6.    Ответственным за состояние техники безопасности является начальник цеха, к которому относится защищаемый объект.

Ответственность за соблюдение всех правил безопасности во время работы несет начальник смены.

Защита мокрых газгольдеров защитной жидкостью

1.    «ЗЖ» заливают в гидрозатвор и внутрь газгольдера.

2.    Заливку «ЗЖ» в газгольдер производят при наивысшем поднятии колокола и телескопа, желательно при сухой теплой погоде.

3.    После заливки «ЗЖ» в газгольдер колокол и телескопы опускают до максимально возможного нижнего положения.

4.    При последующем подъеме колокола и телескопов в процессе эксплуатации «ЗЖ» равномерным слоем покрывает доступные смачиванию наружные и внутренние поверхности газгольдера.

5.    Наружная и внутренняя поверхности сферы колокола, а также верхних поясов колокола, телескопа и резервуара при работе газгольдера автоматически не смачиваются защитной жидкостью и требуют защиты лакокрасочными материалами:

а)    до ввода газгольдера в эксплуатацию эти части следует защищать лакокрасочным покрытием на основе перхлорвиниловой смолы;

б)    во время защиты от коррозии газгольдера при эксплуатации или в период его капитального ремонта части газгольдера, недоступные автоматической обработке, следует не реже двух раз в год покрывать лакокрасочным покрытием при помощи краскораспылителя 0-19 с диаметром сопла 2,5 мм при давлении (избыточном) 2-3 ат или большой малярной кистью.

6.    При защите от коррозии новых мокрых газгольдеров необходимо:

а)    ввести в резервуар газгольдера воду до уровня верхней части опорных подставок;

б)    ввести защитную жидкость в резервуар газгольдера на поверхность воды через люк колокола;

в)    ввести защитную жидкость в воду каждого гидрозатвора;

г)    заполнить резервуар водой до предельно верхнего уровня его высоты;

д)    поднять и опустить все подвижные части газгольдера, подавая в него газ или воздух и выпуская его, для того чтобы «ЗЖ» хорошо смочила все рабочие части газгольдера.

7. Подачу «ЗЖ» внутрь газгольдера и в гидравлические затворы следует проводить при помощи шестеренчатого насоса РЗ-30 (высота подачи насоса 30

о

м, производительность 18 м /ч). Возможно применение насосов других типов, предназначенных для перекачивания вязких жидкостей. Запрещается разбавление «ЗЖ» водой.

8.    При обработке газгольдеров защитной жидкостью необходимо соблюдать правила и меры пожарной безопасности, предусмотренные в соответствующих инструкциях по технике безопасности.

Руководство по безопасной эксплуатации мокрых газгольдеров, предназначенных для горючих газов    Стр. 35 из 39

2

9. Количество «ЗЖ», необходимое для защиты наружных или внутренних поверхностей газгольдера рассчитывают исходя из расхода ее 0,7 кг на 1 м поверхности или, в случае типовых газгольдеров, пользуются данными по расходу «ЗЖ» для наружных поверхностей, приведенными в альбомах VI типовых проектов 7-07-01/66 - 7-07-10/66.

При защите наружных поверхностей мокрых газгольдеров, т.е. стенок телескопа и колокола, погружаемых в воду резервуара газгольдера при максимально возможном их опускании, и поверхности воды в нижнем гидравлическом затворе (кольцевая поверхность, заключенная между стенкой резервуара и стенкой нижнего телескопа) и в других гидрозатворах необходимо:

«ЗЖ» в гидравлические затворы подавать при помощи гибкого армированного шланга диаметром 1,5-2 дюйма, передвигая его по периметру гидрозатворов так, чтобы обеспечить равномерное распределение «ЗЖ» по всей поверхности воды в гидрозатворе;

целесообразно обработку наружной поверхности колокола и телескопа «ЗЖ» проводить при помощи краскораспылителей 0-19 с диаметром сопла 2,5 мм при давлении (избыточном) 3-4 ат, или кистью на длинной ручке; при этом избыток «ЗЖ» стекает на поверхность воды в гидравлические затворы.

При защите внутренних поверхностей мокрых газгольдеров, т.е. внутренней поверхности колокола и телескопа, погружаемых в воду резервуара при максимально возможном их опускании, и поверхности воды в резервуаре газгольдера по диаметру телескопа для двухзвенных газгольдеров или по диаметру колокола однозвенных газгольдеров необходимо:

«ЗЖ» вводить под давлением (избыточным) 1 ат на внутреннюю поверхность стенки телескопа на уровне 0,5-1 м над водой с таким расчетом, чтобы постепенно покрыть «ЗЖ» внутреннюю поверхность стенки телескопа на указанную высоту по всему периметру его.

Эксплуатация газгольдеров, защищенных защитной жидкостью

1.    После ввода всего количества защитной жидкости в гидравлические затворы и внутрь газгольдера производят медленный спуск колокола и телескопа в нижнее положение, а затем подъем их до максимума; при этом наружные и внутренние поверхности колокола и телескопа покрываются равномерным слоем защитной жидкости.

2.    При эксплуатации мокрых газгольдеров, защищенных от коррозии защитной жидкостью, во избежание ввода кислорода запрещается создавать проток воды через резервуар газгольдера.

3.    Для автоматического возобновления защитной жидкости на наружных и внутренних поверхностях колокола и телескопа газгольдера необходимо не реже одного раза в месяц погружать и поднимать колокол и телескоп газгольдера до максимально возможных пределов.

4.    С целью частичного возобновления, а также пополнения естественных потерь защитной жидкости в процессе эксплуатации газгольдера необходимо не реже двух раз в год, в зависимости от состояния защитного слоя на наружной поверхности газгольдера, вводить (дополнительно) «ЗЖ» в гидрозатворы и внутрь газгольдера в количестве 10% от первоначального ее расхода на покрытие наружной и внутренней поверхностей газгольдера.

5.    Необходимо организовать систематическое наблюдение за эксплуатацией защищенных защитной жидкостью газгольдеров.

В регистрационный журнал для каждого газгольдера должны вписываться все, без исключения, операции и изменения, касающиеся защитной жидкости.

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Всероссийский научно-исследовательский и конструкторско-технологический институт оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

(ВНИКТИнефтехимоборудование)

СОГЛАСОВАНО Первый заместитель Председателя Г осгортехнадзора России Е. А. Малов (письмо № 02-35/122 от 16.05.94 г.)


УТВЕРЖДАЮ Заместитель руководителя Департамента нефтепереработки

В. П. Белов 16 декабря 1993 г.


ИНСТРУКЦИЯ

по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей,

резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств

ИТН-93

Волгоград 1995

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ

1.1.    ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1.2.    НАДЗОР ВО ВРЕМЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.3.    СОДЕРЖАНИЕ И МЕТОДЫ РЕВИЗИИ

1.4.    НОРМЫ ОТБРАКОВКИ

1.5.    ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПРИЛОЖЕНИЕ 1.1

Отбраковочные размеры печных труб и калачей (отводов)

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.2.

Таблица размеров отверстий под развальцовку в корпусах двойников, мм ПРИЛОЖЕНИЕ 1.3.

Таблица отбраковочных размеров двойников

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.4 ПАСПОРТ-ЖУРНАЛ ПЕЧИ ПРИЛОЖЕНИЕ 1.5

АКТ ревизии и отбраковки трубчатой печи ПРИЛОЖЕНИЕ 1.6 ЖУРНАЛ ревизии змеевиковПРИЛОЖЕНИЕ 1.7

ЖУРНАЛ ревизии и ремонта гарнитуры, металлоконструкций и строительной части печи ПРИЛОЖЕНИЕ 1.8

АКТ испытания змеевиков печи на плотность и прочность

2.    СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

2.1.    ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

2.2.    НАДЗОР В ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ

2    3 ВИДЫ ОБЪЕМ РЕМОНТОВ, РЕВИЗИЙ И ИХ ПЕРИОДИЧНОСТЬ

2.4.    МЕТОДЫ И СОДЕРЖАНИЕ РЕВИЗИЙ

2.5.    ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ И НОРМЫ ОТБРАКОВКИ , ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРОВ

2.6.    ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЗА РЕЗЕРВУАРАМИ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ ИЛИ ПОНТОНОМ ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1

Журнал осмотров резервуаровПРИЛОЖЕНИЕ 2.2

АКТ ревизии и отбраковки элементов резервуара ПРИЛОЖЕНИЕ 2.3

Рекомендации по выбору коэффициента прочности сварных швов ПРИЛОЖЕНИЕ 2.4

ПАСПОРТ цилиндрического вертикального резервуара ПРИЛОЖЕНИЕ 2.5 ПРИЛОЖЕНИЕ 2.6 ПРИЛОЖЕНИЕ 2.7

Периодичность осмотров оборудовании стальных вертикальных резервуаров ПРИЛОЖЕНИЕ 2.8

ТРЕБОВАНИЯ к швам сварных соединений по результатам контроля неразрушающими методами (в соответствии со СНиП 3.03.01-87):

3.    СОСУДЫ И АППАРАТЫ

3.1.    ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

3.2.    ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

3.3.    НАДЗОР ВО ВРЕМЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.4.    ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

3    5 ВИДЫ РАБОТ. ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ

3.6.    НОРМЫ ОТБРАКОВКИ

3.7.    ОЦЕНКА РЕСУРСА ОСТАТОЧНОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ

3.8.    ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЕМОНТУ СОСУДОВ (АППАРАТОВ)

3.9.    ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперер... Стр. 3 из 95 ПРИЛОЖЕНИЕ 3.1

Книга учета и освидетельствования сосудов, работающих под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см )

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.2 ПРИЛОЖЕНИЕ 3.3 ПОСТАНОВЛЕНИЕПРИЛОЖЕНИЕ 3.4

ВЫПИСКА ИЗ ПРОТОКОЛА заседания Комитета от 19.03.81 г. за № 7 ПРИЛОЖЕНИЕ 3.5

ПЕРЕЧЕНЬ СОСУДОВ (АППАРАТОВ), на которые распространяется постановление Госгортехнадзора СССР

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.6

КОРРОЗИОННАЯ КАРТА

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.7

АКТ отбраковки элементов сосуда (ев)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.8.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ ИСПЫТАНИЮ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ПРИЛОЖЕНИЕ 3.9

ДОПУСТИМЫЕ КЛАССЫ ДЕФЕКТНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ РАДИОГРАФИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 3.10

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПО ТВЕРДОСТИ Перечень основных нормативно-технических документов по проектированию, изготовлению, монтажу, эксплуатации, техническому надзору и ремонту оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий

В настоящей инструкции содержатся основные положения по надзору за техническим состоянием указанного оборудования.

Даны периодичность и объем ревизий рассматриваемого оборудования в зависимости от условий эксплуатации, приведены основные критерии и нормы отбраковки, допускаемые отклонения основных несущих элементов, рекомендованы формы ведения технический документации.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая «Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств»* распространяется на следующие виды оборудования:

-    технологические трубчатые печи;

-    резервуары стальные вертикальные наземные;

-    сосуды и аппараты.

*В дальнейшем именуется «Инструкцией».

Указанное оборудование относится к основному, определяющему надежность работы технологических установок, поэтому с целью обеспечения постоянного контроля за ним в отрасли создана система технического надзора в процессе эксплуатации.

Для более полного внедрения системы технического надзора за оборудованием необходима нормативно-техническая база. С этой целью осуществляется пересмотр отдельных документов, в том числе «Инструкции по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (ИТН-77)». Необходимость пересмотра этого документа связана с тем, что со времени издания его появились новые виды оборудования, новые данные по материалам и их свойствам, новые нормативно-технические документы, возникло некоторое несоответствие отдельных положений с практикой эксплуатации.

Настоящая «Инструкция» устанавливает технические требования к трубчатым печам, стальным вертикальным резервуарам, сосудам и аппаратам в части

технического надзора, ревизии, отбраковки и периодичности ремонтов, а также ведения технической документации.

В документе приводятся периодичность и объем ревизий и ремонтов в зависимости от условий эксплуатации разных видов оборудования, основные критерии и нормы отбраковки несущих элементов, допускаемые отклонения, рекомендованы формы ведения технической документации.

При разработке нового нормативно-технического документа (НТД) учтены научно-технические разработки НИИ и проектных организаций, требования нормативных документов, стандартов и другой технической литератур» по вопросам эксплуатации, технического надзора, оценки технического состояния, прочности, надежности различных видов оборудования, а также обоснованные замечания и предложения специалистов предприятий нефтепереработки и нефтехимии.

«Инструкция» разработана авторским коллективом в составе: А. Е. Фолиянц, Н. В. Мартынов, В. И. Козинцев, В. И, Стегачев, С. И. Коробова (раздел 3), С. В. Сиротинин (раздел 3).

В написании раздела 2 «Стальные вертикальные резервуары» принимала участие Т. А. Сурина, а в подборе и систематизации материалов по разделу 1 «Трубчатые печи» - В. Ф.Решетов, Н. А. Кулева, А. И. Тютин (проведение расчетов).

Активное участие в обсуждении отдельных положений «Инструкции» приняли ведущие специалисты предприятий отрасли и других организаций. С благодарностью приняты и учтены ценные замечания и предложения следующих специалистов:

В. В. Захарова, С. В. Бородая (Волгоградская инспекция по надзору в химической промышленности);

А.Ф. Шутина (ПО «Нафта», г. Новополоцк);

А. Н. Лебедева (АО «Киришинефтеоргсинтез»);

Л. П. Парфененкова (Волжское объединение «Оргсинтез», г. Волжский);

H.    Н. Парамонова, И. И. Селиверстова (АО АНХК, г. Ангарск);

О.С. Львова (АО «ЛУКойл-Волгограднефтепереработка»);

A.Г.    Пахомова (АООТ «Волжский каучук», г. Волжский);

B.Н.    Серова (ПО «Салаватнефтеоргсинтез»);

C.М.    Лаврова, А.К. Ерофеева, М.Г. Хазиева (АО «Нижнекамск-нефтехим»);

В.Н. Мухина, Л.Е. Ватника, Б.П. Пилина, Н.В. Кириличева, А.М. Чаева, Н.Н. Толкачева (ВНИКТИнефтехимоборудование).

1.ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ

1.1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

I.1.1. Настоящий раздел «Инструкции» распространяется на трубчатые печи технологических установок (цехов) нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, работающие с давлением в змеевике до 10 МПа (100 кгс/см2).

1.1.2.    Технический надзор, ревизия, отбраковка и ремонт змеевиков и других частей печей пиролиза установок производства этилена осуществляется в соответствии с настоящей «Инструкцией» с учетом следующих, специально разработанных для них нормативных документов:

для печей установок типа ЭП-60, ЭП-75 и им подобных - «Инструкции по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей установок пиролиза производства этилена»;

для печей пиролиза бензина и этана установок ЭП-300 (Лисичанского НПЗ, ПО «Горькнефтеоргсинтез», ПО «Ангарскнефтеоргсинтез», ПО «Салаватнефтеоргсинтез») - «Временной инструкции по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей пиролиза установок ЭП-300»;

для печей пиролиза бензина и этана установки ЭП-450 (ПО «Нижнекамскнефтехим») - «Временной инструкции по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей пиролиза установки ЭП-450 ПО «Нижнекамскнефтехим».

1.1.3. На печи установок каталитического риформинга, змеевики которых не отработали расчетный срок службы, распространяется действие настоящей «Инструкции»; змеевики печей этих установок, проработавшие установленный проектом расчетный срок службы, кроме того, подлежат специальному обследованию с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации.

Методика, объем и периодичность обследования змеевиков этих печей, исследований физико-механических свойств металла их элементов, методы

расчета на прочность, а также порядок оформления решения о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации определяются в соответствии с действующими РД РТМ 38.14.006-86 «Методика определения сроков эксплуатации змеевиков печей установок каталитического риформинга, отработавших проектный ресурс» и РТМ 26-02-67-84 «Методика расчета на прочность элементов печей, работающих под давлением».

Решение о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации этих змеевиков принимается специализированными организациями (ВНИКТИнефтехимоборудование, ВНИИнефтемаш, НПО «Леннефтехим» и другими, имеющими лицензию на выполнение таких работ) совместно с техническим руководством предприятия.

Примечание. До выдачи заключения допускается временная эксплуатация змеевиков печи на период исследования металла на срок не более 12 тыс. часов по решению организации, выполняющей исследования.

1.1.4. «Инструкция» определяет порядок технического надзора за эксплуатацией, методы, периодичность, содержание и объем ревизий, критерии и нормы отбраковки основных элементов печей, а также рекомендует формы ведения технической документации.

1.1.5.    «Инструкция» охватывает следующие элементы технологических трубчатых печей:

а) трубчатый змеевик (печные трубы, двойники (ретурбенды), калачи, отводы);

б) каркас и гарнитуру (несущие металлоконструкции, трубные решетки, трубные и кирпичные подвески, кронштейны для кирпичей, шиберы и т. д.);

в)    футеровку;

г)    газоходы;

д)    дымовые трубы;

е)    воздухоподогреватели (рекуператоры);

ж)    форсунки (горелки);

з)    приборы контроля управления и противоаварийной защиты (в т. ч. системы сигнализации и блокировок).

Примечание. Границами трубчатых змеевиков следует считать участки соединительных труб на входе и выходе продукта из печи до первого ответного фланца, если фланец находится от печи на расстоянии не более 1 метра для шатровых печей и не более 2 метров - для остальных типов печей. При отсутствии фланцев на соединительных трубопроводах или при нахождении их от печи на расстоянии более величин, указанных выше, границами трубчатого змеевика считать входные и выходные трубы змеевика, находящиеся в печи, а для печей с двойниками - входные и выходные двойники.

1.1.6.    При приемке новой печи в эксплуатацию, при ремонте и приемке отдельных узлов и деталей лечи после капитального ремонта (реконструкции) необходимо руководствоваться соответствующими разделами:

а)    проекта;

б)    СНиП 2.03.01-84 «Бетонные и железобетонные конструкции»;

в)    СНиП II-23-81 «Стальные конструкции. Нормы проектирования»;

г)    СНиП III-24-75 «Промышленные печи и кирпичные трубы»;

д)    СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции»;

е)    СНиП 3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения»;

ж)    СНиП 2.09.03-85 «Сооружение промышленных предприятий»;

з)    ТУ 26-02-33-82 «Двойники печные литые. Печи трубчатые. Детали»;

и) «Общих правил взрывобезопасности для взрыво- и пожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (М., 1988);

к) других действующих нормативных документов, указаний вышестоящих инспектирующих организаций.

1.1.7. Изменения конструкции печи или ее элементов, замена материалов, а также изменения состава сырья, производительности, технологических параметров в сторону увеличения должны подтверждаться расчетами (обоснованиям») организации - автора проекта или организации, имеющей разрешение Госгортехнадзора России.

1.1.8.    На основании настоящей «Инструкции» на каждом заводе должны быть составлены заводские инструкций с учетом конкретных условий и особенностей эксплуатации своих печей.

1.2. НАДЗОР ВО ВРЕМЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.2.1.    Трубчатые печи технологических установок (цехов) должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим регламентом, технологической инструкцией по эксплуатации установки (объекта) и другими нормативно-техническими документами, отражающими правила безопасного ведения работ по эксплуатации печей [53, 55, 56, 57, 61 и др.].

1.2.2.    Надзор за эксплуатацией трубчатых печей ведется:

ежесменно - обслуживающим персоналом;

ежедневно - инженерно-техническими работниками установки (цеха) с отражением результатов в сменном (вахтовом) или другом журнале в случае выявления нарушений;

периодически - комиссией в составе представителей технического надзора и администрации цеха в сроки, устанавливаемые руководством предприятия в зависимости от конкретных условий работы установки, но не реже 1 раза в 6 месяцев, по графикам, утвержденным техническим руководством предприятия.

1.2.3.    Надзор в период эксплуатации (ежесменный и ежедневный) включает:

а)    контроль за правильностью соблюдения рабочих параметров, т. е. проверку соответствия их карте технологического режима;

б)    контроль за правильностью ведения режима горения.

Примечания: 1. Не допускается касания пламени факелов форсунок поверхности труб змеевиков.

2. Не допускается эксплуатация змеевиков камер конвекции в условиях точки росы;

в)    наблюдение через гляделки или смотровые окна за состоянием трубчатого змеевика, трубных решеток, подвесок и кронштейнов; при этом обращать особое внимание на появление прогиба труб, обрыв трубных подвесок, наличие прогаров, возникновение отдулин и темных пятен на поверхности труб змеевика; не допускается эксплуатация печи при обнаружении:

-    прогара труб змеевика;

-    значительных отдулин на трубах;

-    неисправных двойников, имеющих пропуск продукта;

г)    наблюдение за состоянием огнеупорной футеровки, изоляции и кровли печи; обращать особое внимание на состояние кладки форсуночных амбразур, на наличие трещин, выпучиваний, наклонов и других признаков ослабления и разрушения футеровки, а также на состояние температурных швов;

д) наблюдение за наличием и исправностью измерительных и регулирующих приборов, систем сигнализации и блокировок, ври этом особое внимание обращать на работу приборов и систем, обеспечивающих безопасную эксплуатацию печи;

е) наблюдение за состоянием обшивки каркаса, опорных стоек, несущих балок, швеллеров над форсунками и ферм обслуживающих лестниц и площадок;

ж)    наблюдение за состоянием дымовых труб и их вертикальностью; обращать особое внимание на состояние фундамента, крепление дымовых труб к фундаменту, на состояние поясов (обечаек) и сварных швов металлических дымовых труб, доступных для осмотра, на состояние железобетонных и кирпичных труб, их стяжек и колец;

з)    наблюдение за исправностью осветительных приборов и средств пожаротушения.

1.2.4. При периодическом надзоре (комиссией), наряду с операциями контроля и наблюдения, указанными в п. 1.2.3, рекомендуется дополнительно:

а)    проверять по картограммам приборов основные технологические параметры работы печи как на момент проверки, так и за предыдущее время (выборочно); особое внимание обращать на повышение температуры газов на перевалах, нагрев продуктов на выходе из печи, которые не должны превышать установленных по проекту или технологическому регламенту;

б) проводить, при необходимости, приборный контроль за теплонапряженным состоянием основных элементов печи (тепловизионный, пирометрический);

в)    осуществлять контроль за исправностью автоматических регуляторов давления топлива, поступающего в печь на сгорание, за функционированием световой и звуковой сигнализации (там, где это предусмотрено проектом), извещающей персонал об изменении установленного режима давления;

г) проводить проверку тяги на соответствие ее проектным данным (разрежение в топке должно соответствовать величине, указанной в режимной карте и определенной по результатам теплотехнических испытаний печи).

1.2.5. По результатам периодического надзора оформляется акт; один экземпляр акта, утвержденного главным механиком предприятия, вручается начальнику цеха.

1.2.6.    Эксплуатация печей, выработавших установленный ресурс (или более 20 лет), допускается при получении технического заключения о возможности их дальнейшей работы. Заключение выдается организацией, имеющей разрешение Госгортехнадзора России, после комплексного обследования печей по специальной методике.

1.3. СОДЕРЖАНИЕ И МЕТОДЫ РЕВИЗИИ

1.3.1.    Ревизия элементов и узлов трубчатых печей производится во время проведения плановых ремонтов, периодичность которых устанавливается «Положением о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности» [33] с учетом изменений к нему, и при аварийных остановках печей.

1.3.2.    Для проведения ревизии печь должна быть подготовлена в соответствии с действующими правилами безопасности при эксплуатации нефтеперерабатывающих, .нефтехимических и химических производств.

1.3.3.    Ревизия трубчатых печей производится работниками отдела технического надзора совместно с механиком и начальником установки.

1.3.4.    Перед установкой в печь новых труби других элементов змеевика необходимо:

а) иметь данные о химическом составе их металла (выписки из сертификатов завода-изготовителя или результаты проведенного химического анализа); независимо от наличия сертификата, для легированных труб и других элементов змеевика провести их стилоскопирование;

б)    провести их внешний осмотр и проверку на допускаемые отклонения в соответствии с действующими ГОСТами, нормалями или техническими условиями;

в)    проверить твердость устанавливаемых элементов.

При установке труб, сваренных из нескольких частей, и сварных калачей (отводов) или труб, сваренных с калачами, необходим контроль просвечиванием 100% сварных швов.

1.3.5.    Ревизия змеевика печи включает следующие операции и проводится в указанные ниже сроки:

а)    наружный осмотр всех труб и калачей (отводов) в радиантной части печи и в конвекционной части в доступных местах проводится каждый ремонт с целью выявления коррозии поверхностей, прогаров, отдулин, трещин, свищей, прогибов и состояния сварных швов; внешним осмотром сварных швов выявляются трещины, коррозия и другие дефекты; при возникновении сомнений в качестве сварных соединений проводится контроль неразрушающими методами;

б)    проверка наружного диаметра всех труб в радиантной части и в доступных местах в конвекционной части змеевика проводится в каждый ремонт; контроль производится предельными калибрами (скобами) или другими инструментами, обеспечивающими точность измерения ±0,5 мм, с целью выявления недопустимого изменения наружного диаметра;

в)    измерение внутреннего диаметра труб в двойниках и измерение толщин стенок труб и калачей (отводов) проводится для радиантной части различных змеевиков печей в зависимости от их скорости коррозии:

до 0,1 мм/год - выборочно из различных температурных зон в каждый ремонт, полностью в капитальный ремонт;

от 0,1 до 0,3 мм/год - выборочно из различных температурных зон в каждый ремонт, полностью через ремонт;

свыше 0,3 мм/год - каждый ремонт полностью;

для конвекционной части змеевика печи - каждый ремонт в доступных местах.

При выборочном контроле объем и места замеров внутренних диаметров труб в двойниках и толщин стенок труб, калачей (отводов) устанавливаются службой технического надзора, исходя из опыта эксплуатации печей на данном предприятии. Для печей, по которым не накоплен опыт эксплуатации, указанные операции необходимо проводить в каждый ремонт установки на каждом элементе змеевика (трубах, двойниках, калачах, отводах);

г)    измерения труб а двойниках выполняются специальными нутромерами; за двойниками - на глубину 0,5 м с помощью нутромеров или косвенным

методом путем измерения наружного диаметра и толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами с точностью не менее ±0,1 мм после тщательной зачистки труб;

д)    измерение толщин стенок труб и калачей (отводов) выполняется переносными ультразвуковыми толщиномерами с точностью измерения ±0,1 мм в местах наиболее вероятного износа; для калачей (отводов), если они сварные, - вблизи продольного шва и на каждой половине; для цельных - на наибольшем и наименьшем радиусе закругления.

Примечания: 1. Если замеры стенок элементов змеевика печи показали, что их толщины находятся в пределах, близких к отбраковочным величинам, то в дальнейшем контроль этих элементов проводится в каждый ремонт.

2. Если наблюдается увеличенная скорость износа элементов змеевика печи (труб, двойников, калачей), то предприятию рекомендуется устанавливать укороченный межремонтный пробег, исходя из опыта эксплуатации;

е)    определение твердости металла печных труб и калачей (отводов) из закаливающихся сталей (15Х5М, 12Х8ВФ, 15Х5ВФ, Х9М, 15Х5М-У, 1Х2М1, 15ХМ и др.) во время капитальных ремонтов (выборочно), аварийных остановок, при нарушении процесса паровоздушного выжига кокса, а также при установке в печь новых труб и калачей (отводов). Места проверок и их объем для уже эксплуатируемых змеевиков устанавливаются службой технического надзора предприятия, а для вновь устанавливаемых элементов змеевика из закаливающихся сталей необходима проверка твердости металла каждого элемента;

ж)    проведение, в необходимых случаях по указанию службы технического надзора, проверки химического состава сталей труб (калачей), металлографических исследований и механических испытаний образцов, вырезанных из труб и сварных стыков.

1.3.6.    Змеевики трубчатых печей, выполненные из сталей типа 18-10 (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и т. п.) и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, в необходимых случаях (коррозионное разрушение, замена труб и отводов и т. п.) должны быть проверены на наличие ее путем выборочной вырезки образцов из труб, калачей, сварных стыков и их металлографического исследования.

1.3.7.    Ревизия конвекционной части змеевика печи сопровождается проведением испытания его на прочность.

При этом давление и время выдержки при пробном давлении должны соответствовать требованиям проекта или указанным в паспорте завода-изготовителя змеевика.

Примечания. 1. Необходимо учитывать, что при гидроиспытании напряжения в стенках змеевика не должны превышать 90% предела текучести материала труб при температуре 20°С.

2. В сомнительных случаях по указанию службы технического надзора может производиться выборочный демонтаж труб и калачей камер конвекции с их последующей ревизией.

1.3.8.    После любого вскрытия змеевика, замены или подвальцовки печных труб, замены двойников, применения сварки для ремонта, а также при износе элементов трубчатого змеевика до величин, приближающихся к отбраковочным размерам, он должен быть подвергнут гидравлическому испытанию пробным давлением, предусмотренным в проекте.

Гидравлическому испытанию змеевик печи подвергается и в том случае, когда невозможно применить полностью перечисленные выше методы ревизии элементов змеевика в недоступных местах и есть основание предполагать наличие дефектов.

1.3.9.    При отсутствии в проекте или паспорте печи указаний о величине пробного давления рекомендуется устанавливать величину этого давления не выше значения, определенного по формуле:

2

где Рги - величина пробного давления при гидравлическом испытании, кгс/см ;

Рраб. - рабочее давление, кгс/см2;

2

[°]20 - допускаемое напряжение для металла змеевика при расчете на действие внутреннего давления при температуре 20°С, кгс/см ;

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперер... Стр. 9 из 95

2

[o]t - допускаемое напряжение для металла змеевика при расчете на действие внутреннего давления при рабочей температуре, кгс/см .

Для гидравлического испытания используют воду при температуре от +5 до +40°С или другие некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные жидкости, например, керосин, дизельное топливо, легкие масляные фракции.

Время выдержки змеевика под пробным давлением не более 10 минут. После снижения давления до рабочего провести полный осмотр змеевика.

1.3.10. Для отдельных печей, в которых затруднено проведение гидроиспытания змеевиков (например, в печах с неотключаемыми коллекторами, футерованными торкрет-бетоном, или в печах, змеевики которых практически трудно полностью освободить от воды, а вода не допускается по технологии), разрешается проведение пневматического испытания змеевиков по специально разработанной инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утверждаемой главным инженером предприятия.

Величина испытательного давления при пневмоиспытаний змеевиков принимается равной величине подобного давления при гидроиспытании.

1.3.11.    Результаты опрессовки (гидроиспытаний или пневмоиспытаний) змеевика печи необходимо оформить актом проверки на плотность и прочность (см. приложение 18.).

1.3.12.    Ревизия двойников проводится выборочно в каждый ремонт и полностью в капитальный ремонт и включает следующие виды контроля:

а)    внешний осмотр, производимый в каждый ремонт, с целью выявления трещин, раковин, следов остаточной деформации ушек;

б)    осмотр с целью выявления забоин на уплотняющей поверхности под пробки, коррозионно-эрозионного износа внутренней поверхности, производимый при вскрытии пробок;

в)    замер толщин стенок двойников и толщин мостов между отверстиями под пробки в местах видимого износа, осуществляемый ультразвуковыми толщиномерами или другим мерительным инструментом с точностью измерения не менее ± 0,2 мм, при замене труб или при вскрытии пробок для замера внутреннего диаметра труб;

г)    замеры диаметра гнезда под трубы и глубины уплотнительных канавок под развальцовку, производимые в случае демонтажа труб и при установке нового двойника; номинальные размеры гнезд под развальцовку в корпусах двойников в зависимости от толщины стенок труб приведены в приложении 12.;

д)    определение твердости металла двойников из закаливающихся сталей, производимое выборочно при капитальных ремонтах, аварийных остановках (на двойниках, подвергшихся воздействию высоких температур), а также при установке в печь новых двойников - не менее чем в 3 точках на каждом. Как правило, твердость проверяется на ушках двойников и на перемычках между отверстиями под пробки и трубы.

Примечание. В отдельных случаях, при условии удовлетворительного состояния двойников, разрешается в капитальный ремонт проводить их ревизию выборочно, чередуя каждый ремонт.

1.3.13.    Ревизия деталей двойников заключается во внешнем осмотре пробок, траверс и нажимных болтов после их очистки и промывки. При осмотре пробок определяют наличие забоин на уплотнительных поверхностях и устанавливают степень износа пробок. Пробки с карманами для термопар тщательно осматривают с помощью лупы в местах сварки кармана с пробкой для выявления трещин и износа сварного шва. В капитальные ремонты обязательной является опрессовка карманов на стенде с выдачей акта на опрессовку, выборочно проверяется твердость нажимных болтов и траверс.

Траверсы и нажимные болты проверяются на наличие трещин, вмятин, изгибов и износа резьбы. Состояние резьбы траверсы и болта проверяется вворачиванием болта в траверсу, болт должен свободно, но без качания, вворачиваться.

1.3.14.    Перед установкой новых двойников необходимо:

а)    проверить твердость устанавливаемых двойников и труб (твердость двойника должна быть выше твердости труб), а также твердость элементов двойника (нажимного болта, траверсы, пробки), при этом твердость болта должна быть выше твердости траверсы и пробки (см. табл. 11.);

б)    измерить расстояние между осями трубных отверстий; допуски на отклонения в зависимости от диаметра труб приведены в приложении 1.3.;

в)    проверить правильность установки конической пробки с использованием мела проворачиванием ее в гнезде; при необходимости привалочные поверхности притирают наждачной пастой;

г) осмотреть канавки и пояски в корпусе двойника с целью, выявления забоин, рисок и других дефектов, которые могут привести к нарушению герметичности.

1.3.15.    Ревизия металлоконструкций и гарнитуры печи производится в каждый ремонт и сводится к их внешнему осмотру с целью выявления остаточных деформаций, осмотру сварных швов и болтовых соединений, замеру в необходимых случаях остаточных толщин их элементов.

1.3.16.    Ревизия кладки и футеровки трубчатых печей производится в каждый ремонт и включает:

а)    наружный осмотр, в результате которого выявляется состояние кирпичной кладки и жаростойкого бетона торцевых и боковых стен, пода, горизонтального и наклонною сводов, перевальных стен, состояние футеровки форсуночных окон, наружного изоляционного покрытия, панельных горелок;

б)    проверку кладки и футеровки на вертикальность;

в)    проверку футеровки свода и пода на горизонтальность (во время капитального ремонта);

г)    проверку состояния температурных швов и заполнения их асбестовым шнуром.

1.3.17.    Ревизия дымоходов (боровов), газовоздушных коробов и шиберов производится при каждой остановке печи на ремонт и включает:

а)    визуальный осмотр сводов, стен, пода дымоходов, наружной поверхности и состояния футеровки газовоздушных коробов, состояния и крепления шиберов и их деталей;

б)    определение дефектов и отклонений в огнеупорной футеровке или кирпичной кладке дымоходов.

Примечание. На многопоточных установках, в случае остановки печи на ремонт отдельными камерами, ревизия дымоходов (боровов) производится в капитальный ремонт установки.

1.3.18.    Ревизия металлических дымовых труб включает:

а)    предварительный внешний осмотр состояния дымовой трубы и ее элементов с использованием бинокля с целью выявления сквозного коррозионного износа листов обечаек конической и цилиндрической части;

б)    визуальный осмотр крепления опорных плит и анкерных болтов с целью выявления износа, деформаций и трещин и состояния фундамента трубы (неравномерная осадка, наличие выкрашивания и сквозных трещин).

Примечание. Вышеуказанные осмотры проводятся в каждый ремонт печи;

в)    измерение толщин стенок обечаек трубы с помощью ультразвуковых толщиномеров. Периодичность и объем замеров устанавливаются отделом технического надзора, но не реже одного раза в 5 лет.

При контроле толщин стенки трубы обращать особое внимание на места наиболее вероятного коррозионного износа (нижние пояса и цилиндрическая часть вершины дымовой трубы, особенно в местах вблизи сварных швов);

г)    визуальную проверку при капитальных ремонтах печей состояния сварных швов обечаек труб;

д)    проверку в период плановых и аварийных ремонтов состояния футеровки дымовой трубы; предварительно перед капитальным ремонтом при работающей печи рекомендуется использовать метод тепловизионного контроля за состоянием дымовой трубы;

е)    проверку вертикальности дымовых с труб с помощью теодолита не реже одного раза в год в первые пять лёт эксплуатации, в дальнейшем - по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

1.3.19.    Ревизия кирпичных и железобетонных дымовых труб включает следующее:

а)    общий осмотр трубы, осуществляемый с земли с помощью бинокля.

При неудовлетворительном состояний кладки кирпичную трубу осматривают более детально, используя при этом ходовые скобы, автоподъемники монтажные люльки, крепящиеся к оголовку трубы (после проверки на исправность), или переставные леса, обращая внимание на состояние кладки, наличие выветриваний, на дефекты и плотность прилегания стяжных колец.

При осмотре железобетонных труб обращается внимание на состояние закладных элементов, состояние прутков гарнитуры бетона, прочность соединения ствола трубы с фундаментом, состояние бетона между царгами;

б)проверку    дымовых труб на вертикальность с помощью теодолита проводят не реже одного раза в год в первые пять лет эксплуатации, в дальнейшем -по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

1.3.20.    Ревизия трубчатых воздухонагревателей (рекуператоров) производится в капитальные ремонты печей и сводится к осмотру их элементов в

доступных местах, определению степени износа трубок, определению неплотностей перетоков в трубах воздуховодов и дымоводов.

1.3.21.    Ревизия форсунок в горелок производится в плановые ремонты и сводится к следующему:

а)    внешнему осмотру корпуса форсунки, завихрителя, паромазутной головки, газового коллектора, сопла, запорной арматуры;

б)    внешнему осмотру беспламенной горелки (состояние корпуса горелки, трубок, керамических призм и их прилегания к корпусу).

1.3.22.    Ревизия дымососов и воздуходувок производится в плановые ремонты этих видов оборудования.

1.3.23.    Ревизия и отбраковка трубопроводов обвязки трубчатых печей производятся в соответствий с РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см )» [147].

1.4. НОРМЫ ОТБРАКОВКИ

1.4.1.    Элементы змеевика (трубы и отводы), установленные в печи, подлежат отбраковке в следующих случаях:

а)    при наличии на них разрывов, трещин, свищей, прогаров, видимых отдулин;

б)    когда на наружной поверхности после снятия окалины обнаружены видимые трещины;

в)    когда твердость труб и отводов

- из закаливающихся сталей (15Х5М, 12Х8ВФ, 15Х5ВФ, Х9М, 15Х5М-У, 12Х2М1 (1Х2М1) превышает 270 ед. НВ и когда она менее:

140 ед. НВ - для сталей 15Х5М, 12Х8ВФ, 15Х5ВФ, Х9М;

170 ед. НВ - для стали 15Х5М-У;

120 ед. НВ - для стали 12Х2М1 (1Х2М1);

-    из углеродистых сталей превышает 170 ед. НВ и когда она менее 120 ед. НВ;

г)    когда толщины стенок вследствие коррозии, эрозии или обгорания достигли отбраковочных величия, приведенных в приложении 1.1.; в отдельных случаях, при необходимости уточнения отбраковочных величин, необходимые расчеты выполняются в соответствии с РТМ 26-02-84 «Методика расчета на прочность элементов печей, работающих под давлением» [41] с привлечением специализированной организации;

д)    когда трубы в результате неравномерного нагрева получили деформацию:

для горизонтальных змеевиков с двойниками - в виде прогибов более 2 диаметров труб на всю длину;

для горизонтальных и вертикальных змеевиков с отводами - в виде прогибов    более 3 диаметров труб на всю их длину;

для любых змеевиков - в виде прогибов, приводящих к соприкосновению    труб    между    собой    или со    стенками    камер    и другими элементами печи;

е)    при наличии трещин, отколов на отбортовке;

ж)    при увеличении внутреннего диаметра трубы в двойнике и за двойником до значений, приведенных в приложении 1.1.;

з)    когда наружный диаметр труб увеличился до величин, приведенных в приложении 1.1.

1.4.2.    Двойники подлежат замене в следующих случаях:

а)    при достижении размеров элементов корпуса отбраковочных величин, приведенных в приложении 1.3.;

б)    при поломке ушек, наличии трещин на ушках и корпусе, угрожающих безопасной эксплуатации двойника;

в)    при износе (повреждениях) уплотнительных поверхностей под пробки;

г) при твердости металла двойника из закаливающихся сталей (20Х5МЛ, 20Х5ТЛ, 20Х8ВЛ и т. д.) менее 160 ед. НВ и более 280 ед. НВ; при твердости отливок из углеродистых сталей марок 20Л, 25Л ниже 160 ед. НВ и более 220 ед. НВ;

1.4.3.    Твердость деталей вновь устанавливаемых двойников должна быть в соответствии с табл. 1.1.

Твердость деталей двойников после термообработки (по ТУ 26-02-33-82)

Таблица 1.1

Наименование детали

Марка стали

Твердость по Бринеллю, ед. НВ

Термообработка

Болт нажимной

Сталь 30ХМА

235-302

В состоянии закалки и отпуска

Траверса

Сталь 30ХМА

187-229

В состоянии нормализации

Пробка

Сталь Х5М

Не более 175

В состоянии нормализации или отжига

Ст. 20, Ст.25

Не более 140

1.4.4.    Диаметры гнезда под развальцовку в двойниках не должны превышать номинальный наружный диаметр трубы более чем на 2 мм; бортики канавок под развальцовку не должны иметь поперечных рисок и забоин.

1.4.5.    Пробки двойников отбраковываются в следующих случаях:

а)    при уменьшении расстояния между хвостовиком пробки и корпусом двойника до 5 мм;

б)    при износе ее толщины на 50% и более;

в)    при износе уплотнительной поверхности пробки, не подлежащей восстановлению;

г) при наличии на уплотнительной (конической) поверхности пробки выбоин, рисок и других дефектов, приводящих к нарушению герметичности двойника.

1.4.6. Траверсы двойника отбраковываются при смятии (износе) плечиков свыше 5 мм, при наличии трещин, изгибов, при износе резьбы.

1.4.7.    Болты, получившие значительные прогибы или имеющие износ резьбы, подлежат отбраковке.

1.4.8.    Сварные швы в элементах змеевиков печи по результатам внешнего осмотра бракуются, если будут выявлены следующие дефекты:

а)    трещины всех видов и направлений;

б)    коррозия сварных соединений до остаточной толщины, равной или ниже отбраковочной.

1.4.9.    Сварные швы по результатам металлографических исследований, рентгено-гамма-просвечивания или ультразвуковой дефектоскопии бракуются, если будут выявлены следующие дефекты:

а) трещины всех видов и направлений, расположенные в металле шва, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла, в том числе и микротрещины, выявляемые при микроисследовании;

б)    межкристаллитная коррозия, коррозионное растрескивание; в этом случае сварные швы подлежат полному удалению;

в)    непровары, неметаллические включения, поры и др. дефекты, которые по своим размерам превышают допустимые величины, установленные действующими нормативными документами на сварные швы трубопроводов I категории (РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа», ГОСТ 23055-78 «Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля»).

1.4.10.    Твердость сварных соединений из сталей 15Х5М, 12Х8ВФ, Х9М, 15Х5М-У, 1Х2М1, 15ХМ не должна превышать 270 ед. НВ (при сварке одноименными электродами типа ЦЛ-17 и др.).

1.4.11.    Элементы гарнитуры и металлоконструкции отбраковываются в следующих случаях:

а) при обрывах трубных подвесок (в том числе у проушин для соединения с серьгами), при наличии трещин и деформаций (изломов) нижних волок подвесок, при разрушении решеток конвекционной части змеевика;

б)    при обгорании (расплавлении) кирпичных кронштейнов и подвесок;

в)    при обгорании или коррозионном износе металлоконструкций (лестницы, площадки, элементы ферм, стяжки, стальной кожух печи, кровля).

Вопрос о замене того или, иного элемента металлоконструкций или гарнитуры решается отделом технического надзора совместно с ИТР установки с

учетом обеспечения безопасной эксплуатации печи.

1.4.12.    Футеровка из прямого огнеупорного или обычного строительного красного кирпича в цокольной части перевальных стен, боковых стен ниже форсунок, кладки форсуночных амбразур и футеровка металлической дымовой трубы, выполненные на растворе, подлежат отбраковке (ремонту):

а)    если имеются выгоревшие места ни глубину 1/2 кирпича в 2 и более смежных рядах кладки по ширине 3/4 кирпича;

б)    если плоскость стены не вертикальна, имеет выпучины, впадины и отклонения от вертикали более чем на 1/2 кирпича;

в)    если наблюдается расслоение и выкрашивание огнеупорного кирпича в кладке на 1/2 кирпича.

1.4.13.    Футеровка из фасонного огнеупорного кирпича торцевых и боковых стен выше форсунок, горизонтального или наклонного сводов подлежит отбраковке (ремонту):

а)    если имеет место выпадение огнеупорного кирпича из кладки;

б)    в случае обгорания или обрыва специальной кирпичной подвески;

в) если наблюдаются расслоение и выкрашивание огнеупорного кирпича в кладке на 1/2 его толщины.

1.4.14.    футеровка перевальных стен подлежит ремонту, если:

а)    плоскость стены не вертикальна, имеет выпучины более 1/2 кирпича по всей длине или отдельно в каждом пролете;

б)    обгорело или ослабло крепление подвесного и выступов замкового кирпича;

в)    имеется лопнувший кирпич в 2 смежных рядах кладки или наблюдается расслоение или выкрашивание кирпича на 1/4 его толщины.

1.4.15.    Пробивка температурных швов асбестовым шнуром производится:

а)    если имеет место выгорание или выпадение асбестового шнура из кладки;

б)    при замене дефектных участков кирпичной кладки, в которой имеются температурные швы.

1.4.16.    Кирпичная кладка борова подлежит ремонту:

а)    если пол дымохода имеет выпучины или провалы на поверхности, равные высоте 1 кирпича и более;

б)    если имеют место расслоения или выкрашивания кирпича на своде и стенках на 1/2 кирпича и более;

в)    если наблюдается провисание кирпичной кладки в сводовой части дымохода с выпадением замкового кирпича;

г)    при наличии пустот под полом или оседании борова.

1.4.17.    Металлические дымовые трубы подлежат ремонту:

а)    при наличии дефектов в сварных швах (трещины, коррозионный износ);

б)    при отклонении оси дымовой трубы от вертикали на величину более 0,004Н (Н - высота трубы в рассматриваемой точке);

в)    при достижении толщины стенок обечаек отбраковочных размеров.

Отбраковку металлических дымовых труб по толщинам - стенок обечаек производить путем проверки их на прочность с учетом ветровых и сейсмических нагрузок по методикам действующих нормативных документов, но при этом отбраковочные толщины стенок труб S должны быть не ниже указанных в табл. 1.2.

Отбраковочные толщины стенок дымовых труб

Таблица 1.2

Участки трубы

Отбраковочные нормы

1

Верхняя треть высоты трубы

S = 0,5 Snp

2

Средняя треть высоты трубы

S = 0,65 Snp

3

Нижняя треть высоты трубы

S = 0,75 Snp

Примечание. Snp - проектная толщина стенки обечаек трубы.

1.4.1.8. Ремонт кладки кирпичной дымовой трубы производится в случае:

а)    появления вертикальных или наклонных трещин в верхней части дымовой трубы или в ее средней части с раскрытием до 30 мм;

б)    нарушения вертикальности ствола трубы (при отклонении оси трубы от вертикали на величину более 0,002 высоты трубы или более 150 мм);

в)    если имеют место разрушения и выкрашивания кирпичной кладки у основания дымовой трубы на 1/2 кирпича и более.

1.4.19.    Ремонт железобетонных дымовых труб производится в случае:

а)    появления трещин с раскрытием более 20 мм с нарушением прочности армирующих элементов;

б)    появления сколов, расслоений по телу дымовой трубы в результате воздействия дымовых газов и атмосферных условий.

1.4.20. Все дымовые трубы (металлические, кирпичные, железобетонные) подлежат ремонту при нарушении целостности и исправности стяжных колец, ходовых скоб, стремянок с ограждениями, площадок для обслуживания, устройств молниезащиты, сигнальных осветительных устройств.

1.4.21.    Теплоизоляция печи подлежит замене:

а) когда под влиянием температуры и коррозионных сред изоляционный слой теряет свои качества;

б) при отсутствии засыпки между кожухом и футеровкой (засыпка уплотнилась или просыпалась).

При наличии трещин в теплоизоляционном покрытии последнее необходимо ремонтировать.

1.5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1.5.1.    Формы документов являются рекомендуемыми. При ведении предприятием документации по своим формам обязательным является содержание в них данных, указанных в прилагаемых формах.

1.5.2.    До ввода печи в эксплуатацию после строительства, капитального ремонта или реконструкции должна быть подготовлена (составлена и утверждена) эксплуатационная техническая документация (технологическая инструкция, режимные карты, результаты теплотехнических испытаний и наладки режима печи, инструкции по эксплуатации горелочных устройств) в соответствии с [53].

1.5.3.    На каждую печь, кроме указанной в п. 1.5.2., составляется и ведется в цехе (на установке) следующая техническая документация:

1. При сдаче печи в эксплуатацию после монтажа - исполнительная техническая документация, составляемая в процессе сооружения, испытаний, в соответствии с требованиями действующих документов.

2.    Паспорт (журнал) печи с приложениями технической документации на ее основные части и трубные элементы (схем расположения дымовых труб, печных труб и других элементов змеевика, гарнитуры и металлоконструкций и т. д.).

Паспорт должен содержать сведения, отражающие:

-    теплотехнические характеристики печи;

-    технические характеристики змеевика печи и других частей печи;

-    техническое состояние основных частей печи и элементов трубчатого змеевика (записи о проведенных осмотрах, освидетельствованиях, ремонтах (заменах), испытаниях и их результатах);

рекомендуемая форма паспорта печи приведена в приложении 1.4.

3.    Акт ревизии и отбраковки трубчатой печи, являющийся основным документом, отражающим текущее техническое состояние после проведения ревизии; он составляется не менее чем в 2 экземплярах, один из которых хранится в отделе технического надзора (ОТН), а другой - в цехе (на установке); форма акта приведена в приложении 1.5.

Примечание. Все результаты проведенных ревизий могут быть отражены в специальных журналах (см. приложения 16., 17.). Отдельные журналы могут не заводиться, если по существующей практике эти сведения (результаты ревизии) отражаются в паспорте на печь.

4.    Акт испытания змеевиков печи на прочность и плотность, представляемый после проведения ремонтных работ и в других случаях, указанных в п.

1.3.8. (форма акта приведена в приложении 1.8.).

5. Документация, представляемая при сдаче-приемке печи из ремонта и подтверждающая качество проведенных ремонтных работ (сертификаты на материалы, журналы сварочных работ, заключения о просвечивании сварных стыков, акты на испытания и протоколы по контролю УЗД отдельных элементов, дефектная ведомость и др.) в соответствии с действующим «Положением о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования: предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности» и другими нормативно-техническими документами.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.1

Отбраковочные размеры печных труб и калачей (отводов)

Наименование и шифр

Наименование экрана

Рабочие

условия

Материал труб

Размер

Отбраковочные размеры печных труб, мм

Мат<

п/п

установок

печей

или номер потока

tmax

Pmax

труб

Увеличение

Увеличение

Увеличение

Толщина

выхода,

входа,

(D

x

)

внутреннего

внутреннего

наружного

стенки

°С

кгс/см2

н

диаметра за

диаметра в

диаметра

грубы

мм

двойником

двойнике

1

Установки первичной переработки

П-1;

Все экраны и потоки

420

29

15Х5М

152x8

145

146

157

3,5

15X5I

нефти АВТ-11, АВТ-12, АВТ-12/1,

П-2

Сталь 10

152x8

145

146

157

3,5

Сталь

АВТ-12/1 М, АВТ-12/2, АВТ-12/3,

15Х5М

127x8

120

121

132

3,5

15X5I

АВТ-12/7 М, AT, AT-6

Сталь 10

127x8

120

121

132

3,5

Сталь

15Х5М

102x6

96

97

106

3,0

15X5I

Сталь 10

102х6

96

97

106

3,0

Сталь

15Х5М

89x6

83

84

92

3,0

15X5I

Сталь 10

89x6

83

84

92

3,0

Сталь

2

АВТ-1, АВТ-2 (ПО

П-2

Конвекция

420

13

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15X5I

«Пермнефтеоргсинтез»)

П-3

Конвекция

370

16

15Х5М

127x8

120

121

132

3,5

15X5I

3

АВТ-3 (ПО «Пермнефтеоргсинтез»)

П-3

Радиация

380

20

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15X5I

15Х5М

273x10

-

-

279

4,0

15X5I

4

АВТ-4, АВТ-6 ПО

П-1

Конвекция и радиация

365

20

15Х5М

127x10

120

121

132

4,0

-

«Пермнефтеоргсинтез»)

П-2

Конвекция и радиация

330

16

15Х5М

102x10

96

97

106

3,0

-

5

Висбрекинг АТ-6 (ПО

П-1

Конвекция и радиация

475

25

15Х5М

127x10

119

121

132

4,0

-

«Пермнефтеоргсинтез»)

П-2

Конвекция и

350

25

15Х5М

102x10

95

97

106

3,5

-

6

ЭЛОУ-АВТ-6 (Саратовский НПЗ)

П-1/1,2, 3

Радиация

380

26

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

Конвекция

360

26

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

Пароперегреватель

400

11

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

П-2

Радиация

230

26

12Сг Мо20,5

219x8

-

-

224

5,0

12Сг I

Конвекция

210

26

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

П-3

Радиация

410

14

12Сг Мо20,5

219x8

-

-

224

5,0

12Cr I

Конвекция

390

14

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

Пароперегреватель

420

14

12Сг Мо20,5

152x8

-

-

157

3,5

12Сг I

7

ЭЛОУ-АВТ-7 (СП «Петрокам»)

П-1/1

Все экраны

410

19,0

15Х5М

152,4x8

-

-

157

3,5

15X5I

П-1/2

430

18,6

15Х5М

152,4x8

-

-

157

3,5

15X5I

П-1/3

410

18,6

15Х5М

152,4x8

-

-

157

3,5

15X5I

П-2

Конвекция

250

23

15Х5М

152,4x8

-

-

157

3,5

15X5I

Радиация

250

23

15Х5М

219,1x8

-

-

224

3,5

15X5I

П-3

Конвекция

-

14

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15X5I

Радиация

440

-

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15X5I

8

Вторичная перегонка 22/1, 22/2,

П-1

Все экраны

360

20

15Х5М

152x8

145

146

157

3,5

Сталь

22/3, 22/4

П-2

Сталь 10

152x8

145

146

157

3,5

15X5I

15Х5М

127x8

120

121

132

3,5

Сталь

Сталь 10

127x8

120

121

132

3,5

15X5I

15Х5М

102x8

95

97

106

3,0

Сталь

Сталь 10

102x8

95

97

106

3,0

15X5I

9

Вторичная перегонка бензина 12/1

П-201

Радиация

220

5,2

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15X5I

(Рязанский НПЗ)

Конвекция

91

9,7

15Х5М

152x8

-

157

3,5

15X5I

П-301

Радиация

220

4

Сталь 20

219x8

-

-

224

Сталь

Конвекция

177

8

10Г2

219x8

-

-

224

4$

10Г2

П-302

Радиация

200

7,5

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15X5I

Конвекция

200

7,5

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15X5I

10

Вакуумная перегонка

П-1

Под и потолок

420

-

Сталь 10

152x8

144

146

157

4,0

Сталь

Конвекция

-

2

Сталь 10

102x8

96

97

106

3,0

Сталь

Сталь 10

127x8

120

121

132

3,5

Сталь

11

Стабилизация бензина

П-1

Под и потолок, конвекция

240

24

15Х5М

102x10

94

96

106

4,0

15X5I

12

Термокрекинг 15/5, 15/2

ПТС

Конвекция

До 420

До 56

15Х5М

127x10

117

119

132

5,0

15X5I

Под

До 465

До 50

15Х5М

127x10

116

118

132

5,5

15X5I

Потолок

До 495

До 40

15Х5М

127x10

115

117

132

6,0

15X5I

ПЛС

Под и потолок Конвекция

До 535 До 400

До 45 До 65

15Х5М

15Х5М

102x10

102x10

89

91

92

94

106

106

6.5

5.5

55

ХХ

L/i L/1

13

Термокрекинг 15/5 (спиральный

ПТС

Конвекция

440

45

15Х5М

127x10

117

119

152

5,0

15Х5М

змеевик)

(П-1)

Радиантные камеры

505

-

12Х18Н10Т

127x10

-

-

132

12Х18

ПЛС

Конвекция

400

12

15Х5М

127x10

119

121

132

4,0

15Х5М

(П-2)

Радиантная камера

575

До 60

12Х18Н10Т

102x10

-

-

106

5,5

12Х18

14

ТК-2 (ПО «Пермнефтеоргсинтез»)

П-1

Радиация, спиральный

510

56

12Х18Н10Т

133х10

-

-

138

5,0

12Х18

змеевик

Радиация, боковой экран

510

56

12Х18Ж0Т

114x6

-

-

119

4,5

12Х18

Конвекция

510

56

20Х23Н18

114x6

-

-

119

4,5

20Х23

15

Комбинированный термокрекинг

ПЛК

Конвекционная секция

445

55

15Х5М

114x10

104

107

119

5,0

15Х5М

Боковые и потолочные

470

45

15Х5М

102х10

91

94

106

5,5

15Х5М

экраны

ПГК

Конвекционная секция .

450

50

15Х5М

114x10

104

107

119

5,0

15Х5М

Боковые и потолочные

545

40

15Х5М

102x10

89

92

106

6,5

15Х5М

экраны

ППГ-1

Конвекционная секция

180

18

15X5M

114x10

107

108

119

3,5

15Х5М

Боковые экраны

220

10

15Х5М

127x10

120

121

132

3,5

15X5M

Потолочный экран

320

2

15Х5М

140x8

133

135

144

3,5

15Х5М

ППГ-2

Конвекционная секция

180

18

15Х5М

102x10

96

97

106

3,0

15Х5М

Боковые экраны

220

10

15Х5М

102x10

96

97

106

3,0

15Х5М

Потолочный экран

350

2

15Х5М

102x10

96

97

106

3,0

15X5M

Бойлерная

Радиантный экран

380

18

15X5M

102x10

96

97

106

3,0

15Х5М

печь

16

Комбинированный крекинг

П-1

Конвекционная секция

470

55

15Х5М

127x10

117

119

132

5,0

15Х5М

Подовый экран

490

45

15Х5М

127x10

115

118

132

6,0

15Х5М

Потолочный экран

540

38

15Х5М

127x10

114

117

132

6,5

15Х5М

П-1а

Конвекционная секция

250

15

15Х5М

127x10

120

121

132

3,5

15Х5М

Подовый и потолочный

350

10

15Х5М

127x10

120

121

132

3,5

15Х5М

экраны

П-2

Конвекционная секция

470

65

15Х5М

102x10

92

95

106

5,0

15Х5М

Подовый экран

500

53

15Х5М

102x10

90

93

106

6,0

15Х5М

Потолочный экран

540

41

15Х5М

102x10

89

92

106

6,5

15Х5М

17

Каталитический крекинг 43-102

Конвекция

-

30

15Х5М

89x6

83

85

92

3,0

15Х5М

Под

490

-

15Х5М

102x8

94

96

106

4,0

15Х5М

Потолок

490

-

15Х5М

127x8

119

121

132

4,0

15Х5М

18

Каталитический крекинг с

T-20

Конвекционная секция и

400

12

15Х5М

152x8

144

146

157

4,0

15Х5М

пылевидным катализатором 1А-1М

радиация

19

Каталитический

П-1

Под и потолок

550

-

15Х5М

152x10

138

140

157

7,0

15Х5М

риформинг 35/1

Конвекция

-

30

15Х5М

152x10

140

142

157

6,0

15Х5М

Блок 35/1

Поток сырья № 1

550

30

15Х5М

89x8

79

82

92

5,0

15Х5М

550

30

15Х5М

102x10

89

93

106

6,5

15Х5М

П-2

Конвекция

-

30

15Х5М

152x10

138

140

157

7,0

15Х5М

Радиация

550

30

15Х5М

127x10

116

119

132

5,5

15Х5М

20

Каталитический риформинг 35-5

I, II, III ступень

525

50

15Х5М-У

219x17

-

-

224

12,0

15Х5М

Конвекция

450

50

15Х5М-У

219x10

-

-

224

5,0

15Х5М

21

Каталитический риформинг 35-6

Поток I и II

525

29

15Х5М-У

219x11

-

-

224

7,0

15Х5М

22

Каталитический риформинг 35-

П-1

Конвекция, камера

365

50

15Х5М-У

219x9

-

-

224

6,0

15Х5М

11/300

гидроочистки

Камера № 1-3

525

50

15Х5М-У

219x17

-

-

224

12,0

15Х5М

(риформинга)

П-2-3

Конвекция и потолок

173

20

Сталь 20

108x6

-

-

113

3,5

Сталь

23

Каталитический

П-1

Радиация

420

-

Х9М1

159x9

-

-

164

6,0

Х9М1

риформинг

Конвекция

-

50

Х9М1

159x9

-

-

164

6,0

Х9М1

ЛГ-35-8/300Б

П-2

Конвекция

430

30

X9M1

108x5*

-

-

113

3,5

Х9М1

1 ст. радиации

530

30

1Х2М1

76x7

-

-

79

4,5

1Х2М

II ст радиации

530

30

1Х2М1

108x10

-

-

113

6,0

1Х2М

III ст. радиации

530

30

1Х2М1

108x8

-

-

113

6,0

1Х2М

П-3

Радиация

400

9

12МХ

89x4*

-

-

92

3,0

12МХ

24

Л-35-8/300Б

П-1

Конвекция и радиация

420

50

12Х8ВФ

159х9

-

-

164

6,0

12Х81

П-2

Конвекция и I, II, III ст.

530

30

15Х5М-У

108x5*

-

-

113

3,5

15Х5М

радиации

15Х5М-У

108x9

113

6,0

15Х5М

15Х5М-У

76x7

-

-

79

4,5

15Х5М

25

ЛГ-35-П/300-95

П-1

Г идроочистка

Конвекция

-

50

Х9М1

219x8

-

-

224

6,5

Х9М1

Радиация

420

50

Х9М1

108x6*

-

-

113

4,0

Х9М1

Риформинг

1 ст. радиации

530

50

1Х2М1

74x7*

79

5,0

1Х2М

II ст радиации

530

50

1X2M1

108x12

-

-

113

8,0

1Х2М

III ст. радиации

530

50

1Х2М1

108х8

-

-

113

6,0

1Х2М

П-2,3

255

26

Сталь 10

108x6

-

-

113

3,5

Сталь

П-4

400

9

15Х5М

89х4*

-

-

92

3,0

15Х5М

26

Л-35-11/600

П-1

Гидроочистка

Конвекция

50

15Х5М-У

219x9

224

6,0

15Х5М

Радиация

425

-

15Х5М-У

219x9

-

-

224

6,5

15Х5М

Риформинг

Конвекция

430

54

15Х5М-У

219x9

224

6,0

15Х5М

1 ст. радиации

525

54

15Х5М-У

219x18

-

-

224

14,0

15Х5М

II ст. радиации

525

54

15Х5М-У

219x18

-

-

224

13,0

15Х5М

III ст. радиации

525

54

15Х5М-У

219x18

-

-

224

12,0

15Х5М

П-2

Конвекция

-

23

Сталь 20

159x6

-

-

164

3,5

Сталь

Радиация

255

23

Сталь 20

219x6

-

-

224

4,0

Сталь

27

ЛЧ-35-11/600

П-602

Конвекция

390

50

1Х2М1

108x5

-

-

113

3,5

1Х2М

I, II, III ст.радиации.

530

50

1X2M1

76x7

-

-

79

5,5

1Х2М

1Х2М1

108x8

-

-

113

6,5

1Х2М

П-601

Конвекция, радиация

420

47,5

15Х5М

152х8

-

-

157

5,5

15Х5М

П-603

380

10

12МХ

102x5

-

-

106

3,5

12МХ

28

ЛЧ-35-11/600 (Рязан

П-602

7 камер змеевиков

520

45

15Х5М

76x8

-

-

79

3,5

15Х5М

ский НПЗ)

1Х2М1

76,8

-

-

79

3,5

1Х2М

12Х1МФ

76x10

-

-

79

3,5

12Х1М

15Х5М

108x10

-

-

113

4,5

15Х5М

29

ЛЧ-35-11/1000 (Московский НПЗ)

П-101

Конвекция

380

47

17102,5 (15Х5М)

152x8

-

-

157

4,0

17102

Радиация

450

47

17102,5(15Х5М)

152x8

-

-

157

5,0

17102

П-102

Конвекция

295

25

12022,1 (Сталь 20)

152x6

-

-

157

3,5

12022

Радиация

330

25

12022,1 (Сталь 20)

152x6

-

-

157

3,5

12022

П-103

1 ступень, Конвекция

476

22

15313,5 (12Х2М1)

108x6

-

-

113

3,5

-

Радиация

530

22

15313,5 (12Х2М1)

108x8

-

-

113

3,5

-

П-104

Конвекция

290

26

12022,1 (Сталь 20)

152x6

157

3,5

12022

Радиация

320

26

12022,1 (Сталь 20)

152x6

-

-

157

3,5

12022

П-105

Радиация

400

7

17102,2 (15Х5М)

127x7

-

-

132

3,0

17102

30

Г идроочистка

П-1

Радиация

420

-

12Х8ВФ

127x10

-

-

132

6,0

12Х81

масел Г-24

П-2

Конвекция

-

49

12Х8ВФ,

127x10

-

-

132

5,5

12Х81

П-3

Конвекция

-

49

12Х18Н10Т

127x10

-

-

132

5,0

12Х18

Радиация

420

-

12Х18Н10Т

127x10

-

-

132

5,5

12Х18

31

Гидроочистка 24/1

Радиация

460

-

15Х5М

152x11

-

-

157

6,5

15Х5М

Конвекция

-

45

15Х5М

152x11

140

142

157

6,0

15Х5М

32

Гидроочистка 24/6

П-1-2

Радиация

430

-

12Х18Н10Т

219x10

-

-

224

6,5

12Х18

Конвекция

-

56

15Х5М

159x13

-

-

164

6,5

15Х5М

П-3-4

Радиация и конвекция

320

6

15Х5М

159x6

-

-

164

3,5

15Х5М

33

Г идроочистка дизельного топлива

П-102 (П-202)

Радиация, конвекция

350

8

Сталь 10

127x6

-

-

132

3,5

Сталь

34

Л-24/7

П-1-2

Радиация

425

40

08Х18Н10Т

219x10

-

-

224

6,0

08Х18

ЛЧ-24/7

Конвекция

425

40

12Х8ВФ

159x10

-

-

164

5,0

12Х81

П-3-4

Радиация, конвекция

310

10

15Х5М

159x6

-

-

164

3,5

15Х5М

П-101

Конвекция

-

50

15Х5М

168x10

-

-

172

5,0

08Х18

(П-201)

Радиация

420

-

15Х5М

168x10

-

-

172

6,0

08Х18

35

Л-24-8РТ

П-1

Конвекция

300

55

08Х18Н10Т

152x7

-

-

157

5,0

08Х18

Радиация

360

55

08Х18Н10Т

152x8

-

-

157

5,5

08Х18

П-2

Конвекция

240

16

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

Радиация

270

16

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

36

Л-24-9РТ

П-1

Конвекция

300

55

08Х18Н10Т

152x7

-

-

157

5,5

08Х18

П-2

Радиация

Конвекция

Радиация

360

240

270

55

17

17

08Х18Н10Т Сталь 20 Сталь 20

219x10

152x6

152x6

-

-

224

157

157

7.5

3.5

3.5

08Х18

Сталь

Сталь

37

Л-24-9х2РТ

П-1

П-2

Конвекция

Радиация

Конвекция

Радиация

370

400

300

345

52

52

15

15

08Х18Н10Т 08Х18Н10Т Сталь 20 Сталь 20

152x7

152x7

152x6

152x6

-

-

157

157

157

157

5.5

5.5

3.5 4,0

08Х18

08Х18

Сталь

Сталь

38

Гидроочистка Л-24/300 Л-24/600

П-101,

101а

Радиация, конвекция

420

56

15Х5М-У

159x11

-

-

164

6,0

15X5I

39

ЛЧ-24/2000 (ПО «Г орькнефтеоргсинтез»)

П-201/1,2

Радиация

Конвекция

Секция подогрева ВСГ

400

324

300

46

46

11,5

12Х18Н10Т

12Х18Н10Т

15Х5М

152x8

152x8

152x6

-

-

-

4.0

4.0

3.0

12Х18

12Х18

15X5I

40

Установка гидроочистки оренбургского конденсата

П-1

П-5

Конвекция,

радиация

Конвекция

Радиация

380

210

26

20

15Х5М

15Х5М

15Х5М

152x8

152x8

219x8

-

-

157

157

224

4.0

3,5

5.0

15X5I

15X5I

15X5I

41

АГФУ

П-1

П-2/3

Под и потолок, конвекция Под и потолок, конвекция

320

230

25

13

15Х5М

15Х5М

15Х5М

15Х5М

127x8

219x8

159x8

152x8

117

119

132

224

164

157

5.0

5.0

5.0

5.0

15X5I

15X5I

15X5I

15X5I

42

ЦГФУ

П-1, П-2, П-3, П-4, П-5

Под и потолок, конвекция, боковые экраны

165

25

Сталь 20

152x8

144

146

157

4,0

Сталь

43

ЦГФУ-1, II, III (ПО

«Куйбышевнефтеоргсинтез»)

П-1, П-2, П-3, П-4, П-5

Все потоки (I-IV)

До 150

25

Сталь 10

152x8

144

146

157

4,0

Сталь

44

Сероочистка

П-1, 2, 3

Радиация, конвекция

400

9,5

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15X5I

45

64-1

П-1, 2

Все экраны

330

20

Сталь 20 15Х5ВФ

152x8

152x8

-

-

157

157

3.5

3.5

Сталь

15Х51

46

64-2М

П-1

Радиация 1 поток Конвекция II, III поток

330

300

10.5

9.5

15Х5М Сталь 20

152x8

102x8

-

-

157

106

3.5

3.5

15X5I

Сталь

47

Деасфальтизация 36/1, 36/2, 36/4, 36/5

П-1

Под и потолок, конвекция, радиация

290

45

15Х5М

15Х5М

102x10

152x8

92

142

94

144

106

157

5.0

5.0

15X5I

15X5I

48

Фенольная очистка масел 37

П-1 П-2, 3

Под и потолок конвекция Под и потолок, конвекция

300

350

10

18

Сталь 10

15Х5М

15Х5М

89x6

152x8

127x8

83

145

120

85

146

121

92

157

132

3,0

3,5

3f5

Сталь

15X5I

15X5I

49

Дуосол 36/37

П-1,

П-2/3,

П-7

П-4,

П-6

П-5/8

Радиация и конвекция

Радиация,

конвекция

Радиация,

конвекция

До 380

До 350 До 360

25

26 10

15Х5М, сталь 20, сталь 10 15Х5М сталь 20 15Х5М, сталь 10, сталь 20

152x8

102x8

152x8

152x8

102x8

102x6

144

94

142

142

95 95

146

96

144

144

97 97

157

106

157

157

106

106

4.0

4.0

5.0

5.0

3.5

3.5

15X5I

сталь

сталь

15X5I

сталь

15X5I

сталь

сталь

50

Контактная очистка масел 42/2, 42/3

П-3

Под и потолок, конвекция

210

14

Сталь 10

60x6

54

56

64

3,0

Сталь

51

Г43-107 (Московский НПЗ)

П-101

П-102

Радиация

Конвекция

Радиация

Конвекция

450

420

420

420

60

60

16

16

08Х18Н10Т

15X5M

15Х5М

12Х18Н10Т

219x10

152x8

219x10

152x8

224

157

224

157

6,0

5.0

4.0 3,5

08Х18

15X5I

12Х18

52

Л 16/1

П-1, 2 П-3, 4

Потолок и под Конвекция Радиация, конвекция

430

380

58

8

12Х18Х10Т

15Х5М

15Х5М

219x10

159x11

152x8

145

146

224

164

157

7,0

6.5

3.5

12Х18

15X5I

15X5I

53

Установка 17/1

П-2

Конвекционная секция Подовый и потолочный экраны

150

400

15

6

15Х5М

15Х5М

102x8

96

96

97

97

106

106

3.0

3.0

15X5I

15X5I

54

Установка 17/2 (ПО «Ярославнефтеоргсинтез»)

П-1

Радиации и конвекция

350

10

15Х5М

152x8

145

146

157

3,5

Сталь

55

Установка Л И-150 (ПО

П-1

Радиация

450

-

15Х5М

152x8

-

-

157

6,0

15X5I

«Ярославнефтеоргсинтез»)

П-2

Конвекция

Радиация

400

9

44

15Х5М

15Х5М

89x6

89x6

-

-

92

92

3.5

3.5

15Х5М

15Х5М

56

Битумная 19/1, 19/3, 19/5

П-1

Под и потолок, конвекции

310

9

Сталь 10

89x8

83

85

92

3,0

Сталь

57

Битумная 19/6

Р-1

Реакторы

265

8

15Х5М

152x8

145

146

157

3,5

15Х5М

Сталь 20

152x8

145

146

157

3,5

Сталь

Р-2

Все зоны

320

16

15Х5М

108x10

101

103

113

3,5

15Х5М

58

Битумная 19/10

П-1, 2

Радиация

275

25

15Х5М

89x10

83

85

92

3,0

15Х5М

Конвекция

275

25

15Х5М

89x6

83

85

92

3,0

15Х5М

59

Битумная (Мажейкский НПЗ)

П-1

Конвекция

325

10

15Х5М

108x9

-

-

113

3,5

15Х5М

Радиация

395

10

15Х5М

108x9

-

-

113

3,5

15Х5М

15Х5М

127x8

-

-

132

4,0

15Х5М

15X5M

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15Х5М

15Х5М

325x15

-

-

340

5,0

-

60

Битумная (Мозырский НПЗ)

П-1

Конвекция

9

Сталь 20 15Х5М

102x6

102x6

-

-

3.0

3.0

Сталь

15Х5М

Радиация

401

15Х5М

15Х5М

152x8

219x9

-

-

3,5

4,0

55

ХХ

L/i L/1

61

Битумная (Павлодарский НПЗ)

П-1

Конвекция

405

10

15Х5М

108x6

-

-

113

3,0

15Х5М

Радиация

405

10

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15Х5М

15Х5М

273x12

-

-

281

4,5

15Х5М

15Х5М

325x14

-

-

334

5,0

-

62

Полунепрерывное коксование 21 -

П-1

Подовый экран

410

25

15Х5М

127x10

118

120

132

4,5

15Х5М

10

Потолочный экран

410

25

15Х5М

102x10

94

96

106

4,0

15Х5М

П-2

Подовый и потолочный

515

40

15Х5М

127x10

115

118

132

6,0

15Х5М

П-3

экраны

Конвекция

320

25

Сталь 10

102x10

95

97

106

3,5

Сталь

320

25

Сталь 10

127x10

119

121

132

4,0

Сталь

Конвекция

400

40

15Х5М

102x10

92

95

106

5,0

15Х5М

400

40

15Х5М

127x10

116

118

132

5,5

15Х5М

63

21-10/ЗМ (ПО

П-1

Конвекция

360

16

15Х5М

127x10

120

121

132

3,5

-

«Пермнефтеоргсинтез»)

П-2

Радиация (спиральный)

510

25

12Х18Н10Т

133x10

-

-

138

4,0

12Х18

64

Установка замедленного коксования

П-101

404

5

15Х5М

152

-

-

157

5,0

(УЗК)

П-301

505

30

15Х5М

114

-

-

119

5,5

П-302

530

18

114

152

-

-

119

157

5,0

5,5

65

ЭП-60 (ПО «Пермнефтеоргсинтез»)

Конвекция

450

11

12Х18Н10Т

114x6

-

-

119

3,5

12Х18

20Х23Н18

114x6

-

-

119

3,5

20Х23

Радиация

785

4

20Х23Н18

140x8

-

-

144

4,5

20X23

66

ЭП-60, ЭП-75

Конвекция

475

10

Сталь 20

114x6

106

108

119

3,5

Сталь

650

10

12Х18Н10Т

12Х18Н10Т

114x4

140x8

106

132

108

134

119

144

,0 ,0 Tt

12Х18

20Х23Н18

114x6

106

108

119

4,0

20Х23

20Х23Н18

140x8

132

134

144

4,0

Радиация

840

4

20Х23Н18

140x8

126

128

144

7,0

20Х23

20X20H14C2

114x7

103

105

119

5,5

20Х2С

67

ЭП-300 (ПО

F-01

Змеевики

580

4,7

15Х5М

102x6

-

-

106

3,5

15Х5М

«Г орькнефтеоргсинтез»)

А, В

конвекции

12Х18Н10Т

102x6

-

-

106

3,5

12Х18

F-99

45Х25Н20

102x6

-

-

106

3,5

45Х25

А, В

Змеевики

850

2,5

45Х25Н20

125x9,5

-

-

135

3,5

45Х25

радиации

45Х25Н35

125x9,5

-

-

135

5,0

45Х25

68

Пиролиз (Г орьковский нефтемаслозавод)

Испарительная секция Парозмеевиковая секция

400

720

41

С\

15Х5М

12Х18Н9Т

89x7

152x6

-

-

92

157

,0 ,0 СО со

25

ХХ

^ <_Л

69

ЭП-450 (ПО

F-BA-

Конвекция

4

Углеродистая сталь

141x6,5

-

-

145

3,5

Углер

«Нижнекамскнефтехим»)

9

0

01

89x5,5

-

-

92

3,0

сталь

5Сг-1/2Мо

73x5,2

-

-

76

3,0

5Сг-1/

18Сг-8№

73x5,2

-

-

76

3,0

18Cr-8

Радиация

25Cr-20Ni

85x8

-

-

89

5,0

25Cr-2

F-BA-

Конвекция

4

Углеродистая сталь

114x9

-

-

119

5,5

Углер

121/

159x9,5

-

-

164

5,5

сталь

122

Радиация

5Сг-1/2Мо,

18Cr-8Ni

25Cr-20Ni

102х5,75

102х5,75

138х6,6

138x9,1

-

-

106

106

142

142

3.0

3.0

5.0

6.0

5Сг-1/

18Сг-8

25Cr-2

70

Установка «Жекса» Новоуфимского

F-202

Радиация

570

38,6

12Х2М1

114x6,4

-

-

119

5,0*

12Х2М

НПЗ

F-203

71

Комбинированная установка ЛК-6У

П-101,

Конвекция

-

22

15Х5М

152x7

-

-

157

4,0

15Х5М

102

Радиация

380

-

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

П-201

Конвекция

-

29

12Х8ВФ

152x6

-

-

157

4,0

12Х81

15Х5М

152x6

-

-

157

4,0

15Х5М

Радиация

400

-

12Х8ВФ

219x7

-

-

224

5,0

12Х81

400

-

15Х5М

219x9

-

-

224

6,0

15Х5М

400

-

0Х18Н10Т

219x7

-

-

224

5,0

0Х181

П-202

Конвекция, радиация

До 265

22,5

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

П -203

Конвекция

443

44

1Х2М1

159x7

-

-

164

5,5

1Х2М

1Х2М1

159x8

-

-

164

5,5

1X2M

15Х5М

159x7

-

-

164

5,5

15Х5М

15Х5М

159x8

-

-

164

5,5

15Х5М

Радиация

530

44

1Х2М1

108x7

-

-

113

5,5

1Х2М

1 и II ст.

-

-

113

5,5

1Х2М

15Х5М

159x8

-

-

164

6,5

15Х5М

-

164

6,5

15X5M

1Х2М1

108x9

-

-

113

5,5

1Х2М

-

-

113

5,5

1Х2М

Радиация

530

44

1Х2М1

108x7

-

-

113

5,5

1Х2М

III ст.

-

-

113

5,5

1Х2М

1Х2М1

108x9

-

-

113

5,5

1Х2М

-

-

113

5,5

1Х2М

П-204

Конвекция и радиация

252

22,5

Сталь20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

П-205

Радиация

320

6

15Х5М

108x4

-

113

3,0

15Х5М

П-301

Конвекция

-

62,5

12Х8ВФ,

152x7

-

-

157

5,0

12Х81

08Х18Н10Т

-

-

08X18

Радиация

400

-

08Х18Н10Т

219x10

-

-

224

8,5

08Х18

П-302

Конвекция

-

49

12Х8ВФ

152x7

-

-

157

5,0

12Х81

Радиация

380

-

08Х18Н10Т

152x8

-

-

157

5,5

08Х18

72

ЛК-6У (Мажейкский НПЗ)

П-102 № 1

Конвекция

206

30

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

П-102

Конвекция

206

30

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,5

Сталь

№ 2

Радиация

235

30

Сталь 20

152x6

-

-

157

4,0

Сталь

73

КМ-2 (ПО

1,2П

Радиация

420

0,2

15Х5М

219x12

-

-

224

4,0

15Х5М

«Ярославнефтеоргсинтез»)

-101

Конвекция

260

4,2

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

П-102

Радиация

380

0,25

15Х5М

219x12

-

-

224

4,0

15Х5М

Конвекция

297

4,8

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

П-201

Радиация

250

22

15Х5М

219x9

-

-

224

5,0

15Х5М

Конвекция

250

22

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

1,2П

Радиация

210

0,4

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

-301

Конвекция

130

3,8

15Х5М

114x6

-

-

119

3,5

15Х5М

3П-301

Радиация

220

20,2

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

3П-302

Радиация

220

8

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

Конвекция

220

8

15Х5М

114x6

-

-

119

3,5

15X5M

3П-303

Радиация

220

25

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

Конвекция

220

25

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

1,2П

Радиация

230

6,7

15Х5М

219x9

-

-

224

3,5

15Х5М

-304

Конвекция

230

6,7

15Х5М

152х8

-

-

157

3,5

15Х5М

П-305

Радиация

210

7,4

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

15Х5М

219x9

-

-

224

3,5

15Х5М

П-401

Радиация

180

3,0

Сталь 20

152x8

-

-

157

4,0

Сталь

Конвекция

166

10,5

Сталь 20

114x12

-

-

119

4,0

Сталь

1П-402

Радиация

180

3,0

Сталь 20

114x8

-

-

119

4,0

Сталь

Конвекция

100

4,6

Сталь20

89x6

-

-

92

3,5

Сталь

3П-402

Радиация

180

3

Сталь 20

219x8

-

-

224

3,5

Сталь

Конвекция

100

6,7

Сталь 20

152x8

-

-

157

3,5

Сталь

1,2,3П-

Радиация

420

42

15Х5М

152x8

-

-

157

4,5

15Х5М

501

Конвекция

240

48

Сталь 20

152x6

-

-

157

4,0

Сталь

1,2П-601

Радиация

420

40,7

15Х5М

108x6

-

-

143

4,0

15Х5М

П-701

Радиация

340

1,7

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

Конвекция

225

1,7

Сталь 20

114x12

-

-

119

4,0

Сталь

П-801

Радиация

400

5,0

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

Конвекция

400

5,0

15Х5М

152x6

-

-

157

4,0

15Х5М

74

Установка КМ-3 (Волгоградский

П-101

Радиация

400

57

08Х18Н10

219x10

-

-

224

7,0

08Х18

НПЗ)

Конвекция

400

57

15Х5М

159x8

-

-

164

5,0

15Х5М

П-201

Радиация

400

56

15Х5М

219x10

-

-

224

7,0

15Х5М

Конвекция

400

56

15Х5М

152x7

-

-

157

5,0

15Х5М

П-1

Радиация

335

9

Сталь 20

159x6

-

-

164

3,0

Сталь

Конвекция

335

9

10Г2

114x7

-

-

119

3,0

10Г2

П-401

Радиация

350

11

15Х5М

152x6

-

-

157

3,0

15Х5М

Конвекция

350

11

15Х5М

114x8

-

-

119

3,0

15Х5М

П-402

Радиация

360

11

15Х5М

152x6

-

-

157

3,0

15Х5М

П-403

«

350

6

12Х18Н10Т

114x6

-

-

119

3,0

12Х18

П-501

»

200

13

Сталь 20

152x8

-

-

157

3,0

Сталь

Конвекция

200

13

Сталь 20

114x6

-

-

119

3,0

Сталь

П-502

Радиация

180

14

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,0

Сталь

Конвекция

180

14

Сталь 20

114x6

-

-

119

3,0

Сталь

П-902

Радиация

300

11

15Х5М

152x8

-

-

157

3,0

15Х5М

Конвекция

300

11

15Х5М

114x8

-

-

119

3,0

15Х5М

75

«Детол» (Рязанский НПЗ)

Н-101

Радиация

280

12

15Х5М

102x5

96

97

106

3,0

15Х5М

Н-901

Конвекция

280

12

15Х5М

102x5

96

97

106

3,0

15Х5М

76

Водородная 41-1

Печь

конверсий

420

1,5

45Х25Н20С2,

10Х23Н18

168x6

-

-

172

3,5

45Х25

10Х23

77

Установка В-5 «водородная» (АО «Уфимский НПЗ»)

П-1(П-2)

Радиация

900

2,5

Х23Н18

168x8

-

-

6,0

78

конверсия водорода (Московский НПЗ)

П-201

Змеевик пирогаза Змеевик пусковой

840

420

25

25

45Х25Н20С

15Х5М

114x12

114x7

-

-

119

119

10,3

3,0

5

Х

5

Змеевик подогрева

400

30

15Х5М

76x5

-

-

79

3,0

15Х5М

исходного газа

79

СЖК омыление

Секция подогрева и

320

30

15ХМ

133x8

-

-

138

4,0

15ХМ

выдержки Секция испарения

375

30

15ХМ

159x8

164

4,0

15ХМ

80

Установка регенерации

П-201

Радиация

330

5,2

15Х5М

114x6

-

-

119

3,0

15Х5М

отработанных масел (УРОМ)

Сталь 20

114x8

-

-

119

3,5

Сталь

(Кременчугский НПЗ)

П-301

Радиация

230

37,2

15Х5М

60x6

-

-

63

3,0

15Х5М

П-401

«

315

47

15Х5М

114x6

-

-

119

3,5

15Х5М

П-501

»

365

48,4

15Х5М

114x6

-

-

119

3,5

15Х5М

П-601

«

394

2,2

15Х5М

219x8

-

-

224

4,0

15Х5М

81

Установка термической обработки

П-1/1

Радиация

200

24

Сталь 20

219x7

-

-

224

4,0

Сталь

стоков (УТОСВ) (Кременчугский НПЗ)

П-1/2

Конвекция

Сталь 20

152x6

-

-

157

3,0

Сталь

82

КТ-1 (Павлодарский НПЗ)

П-101

Конвекция,

410

60

08Х18Н10Т

152x10

-

-

157

5,0

08Х18

радиация

08Х18Н10Т

219x14

-

-

224

7,0

08Х18

П-102

Конвекция,

400

8

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

радиация

15Х5М

219x10

-

-

224

5,0

15Х5М

П-601

Конвекция,

430

10

15Х5М

152x8

-

-

157

4,0

15Х5М

радиация

15Х5М

219x10

-

-

224

5,0

15Х5М

П-701

Конвекция,

500

23

15X5M

114x11

-

-

119

4,0

15Х5М

радиация

15Х5М

127x11

-

-

132

5,0

15X5M

83

Блок подготовки сырья установки

П-101

Конвекция

-

8,2

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

«Парекс» (Мозырский НПЗ)

Радиация

330

8

15Х5М

152x8

-

-

157

3,5

15Х5М

15Х5М

219x10

-

-

224

4,0

15X5M

84

Установка «Парекс»

П-1

Конвекция

8,1

15Х5М

108x6

-

-

113

3,0

15Х5М

(ПО «Г орькнефтеорг-

Радиация

312

15Х5М

152x8

-

-

157

3,0

15Х5М

синтез»)

15Х5М

219x8

-

-

224

3,5

15Х5М

RSK-

Конвекция

380

25,5

08X18H10T

38x3,5

-

-

40

2,0

08X18

301

08X18H10T

57x4

-

-

60

2,0

08X18

Радиация

307

7,0

Сталь 20

159x5

-

-

164

3,0

Сталь

Сталь 20

108x4

-

-

113

3,0

Сталь

MSR301

Конвекция,

380

14,0

12 ХМ

159x6

-

-

164

3,0

12 ХМ

Камера 0-

радиация

15ХМ

159x5

-

-

164

3,0

15ХМ

101

MSR301

Конвекция,

380

13,2

08X18H10T

159x6

-

-

164

3,0

08X18

камера 0-

радиация

08X18H10T

89x4

-

-

92

2,5

08X18

102

* При замене труб предпочтение отдавать трубам с большей толщиной.

** Отбраковочные толщины труб и отводов даны до момента наработки печами 200 тыс. ч

Примечания: 1. Приведенные нормы отбраковки не распространяются на проектируемые и вновь сооружаемые печи.

2.    Отбраковку элементов змеевиков необходимо производить с учетом их износа до следующей ревизии.

3.    Отбраковочные толщины стенок труб и отводов змеевиков печей установок пиролиза приведены без учета внутреннего науглероженного слоя.

4.    Отбраковочные размеры калачей (отводов) по толщине стенки приведены для случаев, когда они изготовлены крутоизогнутыми (т.е. Днар » R , ), за исключением позиций, где

нар гиба

указано, что они гнутые, т.е. рядом с указанными размерами отвода стоит обозначение «гн», для гнутых отводов (т.е. при отношении R / Днаруж. ^ 3) их отбраковочные толщины

гиба Наруж

стенок принимаются равными отбраковочным размерам соответствующих прямых труб.

5.    Отбраковочные толщины стенок труб и отводов змеевиков печей установок каталитического риформинга и предварительной гидроочистки бензина приведены на момент наработки их до проектного (разрешенного) срока службы (100 тыс. часов); отбраковка элементов змеевиков печей указанных установок, проработавших свыше разрешенного срока службы, производится в соответствии с документами, специально разработанными для них (РД РТМ 38.14.006-86) [40].

6.    Отбраковочные размеры змеевиков печей, не вошедших в данную таблицу и имеющих отличия от приведенных данных по рабочим параметрам и др. (давление, температура, материал, размеры труб, отводов), разрабатываются или уточняются ВНИКТИнефтехимоборудование в каждом конкретном случае после предоставления предприятиями исходных данных для расчетов и согласовываются с проектной организацией в установленном порядке.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.2.

Таблица размеров отверстий под развальцовку в корпусах двойников, мм

Двойник

Dy

а

f

b

d

z

у

H3

ступень

тип

60

10

2

8

7

-

-

30

89

12

3

10

9

-

-

40

25

I

102

14

3

11

10

-

-

45

127

14

3

18

10

-

-

52

152

14

3

21

10

-

-

55

102

10

3

13

10

13

10

65

II

127

10

3

13

10

13

10

65

100

102

14

3

16

10

16

10

75

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.3.

Таблица отбраковочных размеров двойников

Ступень

Наружный диаметр печных труб, мм (Dy)

Расстояние между центрами, мм (А)

Нормы отбраковки, мм

При уменьшении глубины канавки

(С)

по толщине (m)

по толщине уплотняющего пояса(Н)

по диаметру (d)

60

120

6

10

62

89

150

7

12

91

102

172

8

12

104

25

127

215

10

15

129

127

250

10

15

129

152

275

10

15

154

Менее одного миллиметра

152

305

10

15

154

102

203

14

15

104

64

127

250

16

20

129

152

275

18

25

154

100

102

203

20

25

104

Примечание. Отбраковку двойников по толщинам стенок производить с учетом их износа до следующей ревизии.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.4

ПАСПОРТ-ЖУРНАЛ ПЕЧИ

Печь    _

Дата ввода в эксплуатацию    _

Установка    ___

Паспорт составлен    _ 19 г.

Кем составлен    _

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕЧИ

1.1. Теплотехническая

Тип печи    _

Тип змеевиков

Проектная теплопроизводительность    _

Производительность по сырью    _

а)    проектная    _

б)    фактическая    _

Производительность сырья по потокам

Перерабатываемое сырье Температура по потокам (вход, выход)

Температура дымовых газов на перевале

Давление по потокам (вход, выход)

1.2. Техническая

Количество труб по экранам, их размеры, материал

Характеристики отводов (двойников), количество их по экранам, материал

1.3. Отбраковочные размеры для труб и отводов

Экраны

Размеры труб (отводов), мм

Материал труб (отводов)

Увеличение наружного диаметра труб, мм

Отбраковочная толщина стенки трубы , мм

Отбраковочная толщина стенки отвода, мм

1

2

3

4

5

6

1.4. Отбраковочные размеры для двойников, мм

Ступень

давления

Условный диаметр труб (Dy)

Расстояние

между

центрами

двойников

Увеличение внутреннего диаметра трубы в двойнике

Увеличение внутреннего диаметра трубы за двойником

Отбраковочная толщина стенки двойника(ш)

Отбраковочная толщина уплотняющего пояса (Н)

Отбраковочный диаметр гнезда двойника под трубы (d)

Отбраковочная глубина канавки под развальцовку (с)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.5. Проектные данные по футеровке печи

Наименование кладки

Наименование требуемого материала

Ед. измерения

Кол-во

Масса, т

Примечание

Кладка торцовых стен

ОК-1

шт.

ОК-5

«

ОК-20

«

ОК-24

«

ОК-31, 32, 33, 34

«

ОК-79

Кладка фронтальных стен ниже форсунок

Кирпич шамотный нормальный

м3

Кладка форсуночных окон

ОК-47

«

Кладка фронтальных стен выше форсунок

«

Кладка перевальных стен и т.д.

«

1.6. Результаты осмотров элементов трубчатого змеевика

Дата

Результаты осмотров

Ф.И.О., должность и подпись ответственного лица

(Указать осмотренные части: экран, камеры, под, потолочный, боковой)

Примечание. Отвести необходимое количество страниц.

1.7. Сведения о выполненных ревизиях, испытаниях и проверках змеевика печи

Дата

Места и объемы проведенных работ по контролю, ревизиям, испытаниям

Должность, Ф.И.О., подпись представителя технадзора

а)    по трубам змеевика

б)    по отводам (двойникам)

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 27 из 95

| в) по гарнитуре и металлоконструкциям    |

Примечание. Отвести необходимое количество страниц._

1.8 Сведения о проведенных осмотрах и ревизиях дымовой трубы, огнеупорной кладки, изоляции печи

Дата

Наименование частей печи и результаты осмотров

Ф.И.О., должность и подпись ответственного лица

Примечание . Отвести необходимое количество страниц.

1.9. Записи о ремонтах и авариях

А) ремонты:

Дата, вид ремонта

Описание проведенного ремонта

Простой в ремонтах

Дата ввода после ремонта

Ф.И.О., . должность и подпись ответственного за ремонт

Б)аварии:

Дата аварии

Описание аварии

Причина аварии

Простой ввиду аварии

Хранение акта об аварии

Примечание . По окончании ремонта после проведения гидроиспытаний змеевика выполняется соответствующая запись с указанием пробного давления.

1.10. Перечень прилагаемых к паспорту документов.

1.    Паспорт металлической дымовой трубы.

2.    Схемы змеевиков.

3.. Заводские сертификаты на изготовление змеевиков.

4.    Документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже.

5.    Акты приемки скрытых работ (дата и номер).

6.    Документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество сварочных работ.

7.    Журнал сварочных работ.

8.    Акт испытания змеевиков печи на плотность и прочность.

9.    Заключение по просвечиванию сварных монтажных швов.

10.    Документы о результатах проверок и обследований (рекомендации, заключения и др.)

Приложение к паспорту печи

ПАСПОРТ

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 28 из 95

металлической дымовой трубы

Предприятие-изготовитель    _

Тип    _

Заводской номер    _

Дата выпуска    _

Масса трубы    _

I. Сведения об основных элементах трубы

Наименование элементов трубы

Ед. измерения

Кол-во

Наименование материала

ГОСТ на материал

Размеры: высота (Н), толщина (S), HxS, мм

Сведения о сварке

вид сварки

электроды, сварочная проволока

Коническая часть Цилиндрическая часть Опорное кольцо Кольцо жесткости

Дымовая труба изготовлена в соответствии с ТУ № и чертежами №

Установлена на установке №    печь    №

Дата установки

(кем и когда)

Схема дымовой трубы

II. Сведения о ревизии и ремонте дымовой трубы (дата, объем, результаты)

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.5

СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДАЮ

Начальник ОТН    Г лавный механик

«_»_19 г.    «_»_19 г.

АКТ

ревизии и отбраковки трубчатой печи

установки №_цеха_

«_»_19 г.

Комиссия в составе:    _

Ст. механика цеха

Инженера ОТН по печам    _

Начальника установки №    _

Механика установки №    _

произвели ревизию печи    _

установки №    _цеха №    _

Трубы радиантных камер и трубы конвекции проверены по наружному диаметру внешним осмотром и измерением

Увеличений наружного диаметра труб свыше отбраковочных размеров, видимых трещин (крипп) не обнаружено, за исключением:

Произведены замеры толщин стенок труб и отводов, внутреннего диаметра труб в двойниках и за двойниками, толщин стенок двойников

Проведены другие операции по ревизии (замеры твердости элементов, стилоскопирование, УЗК и др.)

Проверено испытание_труб змеевиков на прочность давлением Ри

Остальной гарнитуре и металлоконструкциям печи ревизия была произведена следующим образом: серьги трубных подвесок и трубных решеток путем обстукивания молотком, трубные и кирпичные подвески печей внешним осмотром

Данные по ревизии труб, отводов, гарнитуры и металлоконструкций печи занесены в журналы (дать полное наименование)

Данные по ревизии кладки, изоляции, футеровки печи, боровов, дымовых труб и т.д.

В результате ревизии обнаружено (внести основные дефекты и неисправности, выявленные при ревизии):

Указанные в настоящем акте дефекты устранены, а именно:

К акту приложена следующая документация, а именно:

1)    схемы змеевиков печи с указанием мест обнаружения дефектов, мест расположения точек замеров;

2)    акт испытания змеевиков печи;

3)    другие документы (схемы, чертежи, протоколы), отражающие объем и результаты ревизий

Ст. механик цеха №

Начальник установки №

Механик установки №

Инженер по печам отдела технадзора

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.6

ЖУРНАЛ ревизии змеевиков

Печь_

У становка_

Цех_

Начат «_»_ 19 г.

Окончен «_»_19 г.

Результаты ревизии труб и отводов

Наименование экрана и потока печи__Номер трубы (отвода) по схеме_

Дата

ревизии

Данные о результатах замеров

Кол-во

наработанных

часов

Состояние

сварных

соединений

Места и результаты цветной и ультразвуковой дефектоскопии металла трубы (отвода), рентгеноконтроля сварных соединений

Твердость трубы (отвода) из стали 15Х5М

Причина

замены

трубы

(отвода)

Результаты стилоскопирования или химического анализа

ГОСТ, ТУ на устанавливаемую трубу (отвод)

Подпись

лица,

проводившего

ревизию

Наружный

диаметр

труб

(отводов),

мм

Толщина

стенки

труб

(отводов),

радиус

гиба

отвода,

мм

Способ

изготовления

отвода

Марка

стали

Прогиб

труб,

мм

Толщина внутреннего науглероженного слоя, мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Примечание. На каждую трубу (отвод) отводится страница или несколько страниц (в зависимости от частоты проведения ревизий).

Результаты ревизии двойников Наименование секции или экрана печи__Наименование    двойника    по    схеме

Дата

ревизии

№ чертежа, нормаль или ТУ на двойник, материал

Толщина стенки двойника, мм (m)

Толщина моста между отверстиями под пробки, мм (Н)

Диаметр очка двойника, мм (d)

Глубина канавки под развальцовку, мм (С)

Твердость, ед. НВ

Результаты осмотра

Характер

ремонта

или

причина

замены

Результаты

стилоскопирования

Внутренний диаметр трубы в двойнике, мм

Внутренний диаметр трубы за двойником, мм

Состояние

развальцовки

Места и результаты дефектоскопии двойника неразрушающими методами контроля

Подпись лица, проводившего ревизию

траверса

пробка

болты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Примечание. На каждую трубу (отвод) отводится страница или несколько страниц (в зависимости от частоты проведения ревизий).

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.7

ЖУРНАЛ

ревизии и ремонта гарнитуры, металлоконструкций и строительной части печи

Печь_

У становка_

Цех_

Составлен _

Начат «_»_ 19 г.

Окончен «_»_19 г.

1. Результаты ревизии гарнитуры и металлоконструкций печи

Наименование элементов печи

Дата ревизии

Место расположения

Марка элемента (тип)

Ед. измерения

Кол-во

Результаты ревизии и принимаемые меры

Материал

Подпись лица, ответственного за безопасную эксплуатацию печи

Примечание

2. Записи о результатах ревизии футеровки, кладки и изоляции печи типа_

Наименование

Дата

Результаты ревизии

Принимаемые меры

Подпись ответственного лица

Кладка торцевых стен

Кладка фронтальных стен ниже форсунок

Кладка форсуночных окон

Кладка фронтальных стен выше форсунок

Кладка горизонтального свода

Кладка наклонного свода

Кладка перевальных стен

Кладка газоходов

Изоляция торцевых стен

Изоляция фронтальных стен

Футеровка свода

Футеровка пода и т.д.

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 33 из 95 Вид ремонта_

Дата выполнения работ

Наименование работ

измерения

Объем работ

Материал, марка кирпича

Ед. измерения

Подписи ответств. лиц

Примечание

Ремонт торцевых стен Ремонт боковых стен ниже форсунок Ремонт футеровки форсуночных окон Ремонт боковых стен выше форсунок Ремонт горизонтального свода Ремонт кладки газохода Ремонт торкретпокрытия дымовой трубы Ремонт изоляции свода и стен печи Другие работы

м175

шт.

Примечание. В таблице приводится примерный перечень работ, который может меняться в зависимости от типа печи.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.8

АКТ

испытания змеевиков печи на плотность и прочность

Дата_

ОБЪЕКТ цех №

У становка_

Мы, нижеподписавшиеся:    _

Представители заказчика:    _

Нач. цеха (установки)    _

Механик цеха    _

Инженер ОТН    _

Представители подрядчика    _

составили настоящий акт в том, что произведено гидравлическое испытание змеевиков

печи    _

Рабочее давление (максимальное)    _

Давление при гидроиспытании на прочность    _

выдержкой в течение - мин.

При давлении, сниженном до рабочего, змеевики печей осмотрены.

Течей, свищей, недопустимых деформаций не обнаружено.

Змеевики, перечисленные в настоящем акте, признаны выдержавшими испытания.

Подписи:

2. СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

2.1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

2.1.1. Настоящий раздел «Инструкции» распространяется на наземные, стальные вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления (до 200 мм

вод. ст.), а также на резервуары, работающие без избыточного давления.

2.1.2.    Приемку новых резервуаров после монтажа необходимо проводить в соответствии с действующими нормативно-техническими документами с учетом порядка, изложенного во «Временном положении по приемке законченных строительством объектов».

2.1.3.    Все работы по эксплуатации, техническому надзору, ревизиям и ремонту, а также ремонтные и аварийные работы на территории эксплуатирующихся резервуаров (и вновь вводимых или временно не эксплуатирующихся) должны производиться в полном соответствии с требованиями «Инструкции», «Общих правил взрывобезопасности для взрыво- и пожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», технологического регламента и технологических инструкций, а также действующих правил безопасности, других нормативно-технических документов, указаний вышестоящих и инспектирующих организаций.

2.1.4. Каждый действующий резервуар должен: соответствовать проекту; иметь технический паспорт; быть оснащенным комплектом оборудования, предусмотренного проектом; иметь номер, четко написанный на корпусе, согласно технологической карте.

На вертикальные цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и обеспечивающее безопасную эксплуатацию и снижение потерь хранимого продукта от испарения:

-    дыхательные и предохранительные клапаны;

-    огневые предохранители;

-    приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры, приборы и средства автоматики систем противоаварийной защиты и др.);

-    противопожарное оборудование;

-    приемораздаточные патрубки, вентиляционные патрубки;

-    люки-лазы, люки световые и люки замерные.

2.1.5.    Все производственные операции с резервуарами следует производить в полном соответствии с технологическим регламентом и технологическими производственными инструкциями, разработанными для конкретных резервуаров на основе действующих «Правил технической эксплуатации резервуаров» [92] с учетом особенностей и условий эксплуатации, обеспечивая безопасность обслуживания и постоянную надежность конструкции.

Для каждой категории эксплуатационных и ремонтных работников в производственных инструкциях с учетом местных условий должны быть отражены:

-    служебные обязанности работников, занимающихся эксплуатацией, обслуживанием и ремонтом резервуаров;

-    порядок проведения основных технологических операций, работ по обслуживанию, сварочных и других ремонтных работ;

-    необходимые мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности.

2.1.6.    Знание и соблюдение инструкций, указанных в п. 2.1.5, а также положений настоящей «Инструкции», обязательно для всех лиц, связанных с эксплуатацией, надзором к ремонтом резервуаров.

2.1.7.    Лица, ответственные за безопасность эксплуатации резервуаров, должны назначаться приказом по предприятию.

2.1.8.    На каждом предприятии на основе настоящей «Инструкции» должны быть составлены инструкции по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке, учитывающие особенности условий эксплуатации своих резервуаров.

2.2. НАДЗОР В ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.2.1. Эксплуатируемые на предприятиях резервуары и их оборудование периодически должны осматриваться в соответствии с табл. 2.1.

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСМОТРОВ РЕЗЕРВУАРОВ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ


Таблица 2.1

Вид осмотра

Периодичность

1.    Ежедневный осмотр обслуживающим персоналом

2.    Осмотр лицами, ответственными за безопасную эксплуатацию резервуаров

3.    Осмотр комиссией

Не реже 1 раза в сутки Не реже 2 раз в месяц Не реже 1 раза в 6 месяцев

Примечания. 1. В случае необходимости, по усмотрению лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию, для отдельных резервуаров устанавливается осмотр обслуживающим персоналом каждую вахту (вахтовый осмотр).

2.    Для отдельных резервуаров вместимостью 1000 куб.м и менее при хранении не коррозионных продуктов разрешается проводить осмотр комиссией не реже одного раза в год при

условии, что имеющийся опыт эксплуатации этих резервуаров подтверждает их надежное техническое состояние.

3.    Периодичность осмотров резервуаров с плавающими крышами (понтонами) приведена в п. 2.6.2.

2.2.2.    Ежедневный осмотр резервуаров обслуживающим персоналом проводится в процессе эксплуатации.

Осмотру подвергаются: корпус резервуара, выступающая часть окрайки днища, кровля, площадки обслуживания, устройства молниезащиты и заземления и уровнемерные устройства, а также оборудование, находящееся снаружи.

При осмотре корпуса резервуара необходимо проверять (визуально) сварные соединения и основной металл в доступных местах, особое внимание обращая на швы нижних поясов и в местах приварки стенки к днищу (швы уторного уголка), а также в местах присоединения люков-лазов, штуцеров и другого наружного оборудования.

При осмотре теплоизолированных резервуаров проверяют исправность теплоизоляции или утепляющих устройств.

При осмотре резервуарного оборудования необходимо проверять герметичность фланцевых соединений и сальников арматуры, а в зимнее время (дополнительно) - отсутствие инея и промерзания входного и выходного отверстой дыхательного клапана и наличие надежного утепления на резервуарных задвижках, там, где это необходимо или предусмотрено проектом. У резервуаров, особенно с подогревательными устройствами, необходимо проверять температуру продукта в соответствии с технологической картой (технологическим регламентом).

О всех замеченных при осмотре неполадках и дефектах должно быть немедленно сообщено руководству цеха (парка) с принятием необходимых мер и обязательной записью в вахтовом журнале.

При обнаружении таких дефектов, как трещин, отпотин, свищей в сварных швах или в основном металле листов стенки, а также при появлении ненормального шума в резервуаре, переливов, течей в швах корпуса (а у теплоизолированных резервуаров быстрого намокания или течи из-под изоляции) или из-под днища, должны быть приняты Меры к немедленному опорожнению резервуара полностью или частично (в зависимости от места расположения дефекта и способа его устранения), к зачистке и подготовке к ремонту.

Примечание. Подчеканка трещин или отдельных свищей запрещается; допускается их ликвидация на кровле и 2-3 верхних поясах резервуара безогневыми способами (холодной пайкой или клеевыми композициями) по соответствующей технологии, например [146].

2.2.3.    Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию резервуаров, должны производить осмотр резервуаров, их оборудования и арматуры в соответствии с требованиями пункта 2.2.2 и приложения 2.7., как правило, без опорожнения резервуара от продукта с записью результатов осмотра в «Журнал осмотров резервуаров» (приложение 2.1.).

2.2.4.    Комиссия в составе начальника цеха (парка), старшего механика цеха (парка) и представителя технического надзора проводит осмотр с целью выявления технического состояния резервуара без освобождения его от продукта. При этом, при необходимости, привлекаются представители служб главного энергетика и эколога, КИПиА, защиты от коррозии и техники безопасности.

2.2.5.    При осмотре комиссией необходимо проверить:

1)    оснащение резервуара комплектом оборудования в соответствии с проектом и действующими нормативными документами;

2)    режим эксплуатации резервуара в соответствии с технологической картой (максимальный уровень налива продукта, максимальную температуру его хранения, соответствие скорости наполнения и опорожнения резервуара пропускной способности дыхательной арматуры, наличие технологической карты в производственных помещениях для обслуживающего персонала);

3)    правильность ведения технической документации;

4)    состояние корпуса, кровли, сварных швов, в том числе в местах примыкания корпуса к днищу, врезки люков-лазов, а также наружного защитного покрытия; для теплоизолированных резервуаров состояние теплоизоляции (отсутствие намокания, течей, особенно на нижних поясах и в местах примыкания стенки к днищу), при необходимости по усмотрению комиссии производится частичное снятие теплоизоляции для контроля состояния корпуса и сварных швов;

5)    исправность уровнемерного устройства и соблюдение норм налива, разрешенных технологической картой;

6)    герметичность фланцевых соединений, сальниковых уплотнений арматуры;

7)    состояние дыхательных механических и предохранительных гидравлических клапанов и другого оборудования, находящегося снаружи;

8)    работу обогревающих устройств;

9)    состояние заземления и молниезащиты;

10)    состояние обвалования, отмостки, а также лестниц, перил, площадок обслуживания.

2.2.6.    При осмотре резервуаров в осенний (при подготовке к зиме) или в зимний периоды необходимо проверить дополнительно:

1) наличие на резервуарах (для светлых нефтепродуктов, сырой нефти и дизельного топлива) дыхательных клапанов непримерзающего типа НДКМ, их исправность и установку на коротком прямом штуцере, а у резервуаров с темными нефтепродуктами - исправность вентиляционных патрубков;

2)    отсутствие снега в месте примыкания корпуса к днищу.

По мере необходимости в период осмотра комиссией проводятся нивелировка окрайки днища, замер толщин стенок    резервуаров,    проверка    отсутствия

вибрации трубопроводов при наполнении (опорожнении) резервуара и др. по усмотрению комиссии.

2.2.7. Осмотр резервуаров комиссией проводится по заранее разработанному графику, утвержденному главным инженером. При разработке графика предпочтение должно отдаваться проведению осмотров в осенний и весенний периоды.

Допускается совмещать график осмотров, резервуаров комиссией с графиком их ремонтов.

2.2.8.    Результаты осмотра резервуара оформляются актом, в котором отражается правильность ведения технологического режима и технической документации, указываются обнаруженные при осмотре дефекты и неисправности, сроки их устранения и ответственное лицо. К акту прилагаются необходимые протоколы нивелировки или замера толщин стенок резервуара, если таковые производились.

2.3. ВИДЫ, ОБЪЕМ РЕМОНТОВ, РЕВИЗИЙ И ИХ ПЕРИОДИЧНОСТЬ

2.3.1.    Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подвергаются текущему, среднему и капитальному ремонтам.

Текущий ремонт проводят, как правило, без освобождения резервуара от продукта; средний и капитальный    ремонты    выполняются    с    полным

освобождением от продукта и подготовкой его для внутреннего осмотра и работ.

ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ ПО КАЖДОМУ ВИДУ РЕМОНТА

ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ: работы по подготовке резервуаров к зимнему или летнему периодам эксплуатации (проверка клапанов, снятие кассет огнепреградителей и др.), ремонт кровли, верхних поясов корпуса без применения огневых работ, ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны резервуара; ремонт наружного защитного покрытия, изоляции (при необходимости).

СРЕДНИЙ РЕМОНТ: работы, связанные с зачисткой, дегазацией резервуара; замена отдельных листов корпуса, кровли, днища с применением сварочных и огневых работ, удаление дефектных сварных швов, ремонт или замена оборудования; выравнивание неравномерной просадки резервуара; полная ревизия резервуара, испытание на прочность и плотность отдельных узлов и резервуара в целом, работы по антикоррозионным покрытиям внутри и покраска резервуара снаружи (по необходимости) , ремонт обвалования.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ: работы, предусмотренные средним ремонтом, работы по замене большого объема дефектных частей корпуса, днища, кровли и оборудования; ремонт основания и отмостки, полная ревизия резервуара, испытание на прочность и плотность.

2.3.2.    Периодичность для каждого вида ремонтов резервуаров устанавливается в соответствии с табл. 2.2.

ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕМОНТОВ РЕЗЕРВУАРОВ


Таблица 2.2

Вид ремонта

Периодичность

Текущий

В соответствии с п. 2.3.3

Средний

В соответствии с табл. 2.3

Капитальный

По мере необходимости (п. 2.3.5.)

2.3.3.    Текущий ремонт, как правило, проводится один раз в 6 месяцев, предпочтительно в периоды подготовки к зимней или летней эксплуатации резервуаров.

Для отдельных резервуаров вместимостью 1000 куб.м и менее при хранении в них не коррозионных продуктов допускается проводить ремонт не реже одного раза в год, при условии, что имеющийся опыт эксплуатации этих резервуаров подтверждает их надежное техническое состояние.

2.3.4.    Периодичность средних ремонтов для резервуаров устанавливается В зависимости от их типа, конструкции, вместимости и фактической скорости коррозии их наиболее изнашиваемых основных несущих элементов (днища, стенки корпуса, кровли) в соответствии с табл. 2.3.

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ВНУТРЕННИХ ОСМОТРОВ (ВО) И СРЕДНИХ РЕМОНТОВ (СР) СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

(не реже 1 раза за период, в годах)


Таблица 2.3

Вместимость, м3

Скорости коррозии, мм/год

До 0,1

От 0,1 до 0,3

Свыше 0,3

От V = 100 до V = 700

12

8

4

От V > 700 до V = 5000

10

6

3

От V > 5000

10

5

3

Примечания. 1. В отдельных случаях при техническом обосновании допускается увеличение периодичности среднего ремонта не более чем на 30% от указанной в таблице, после

осмотра и проверки технического состояния резервуара комиссией под руководством главного инженера предприятия.

2.    Если по технологическим причинам необходимо останавливать резервуар на зачистку чаще, чем указано в табл. 2.3, то допускается ремонт совмещать с одной из зачисток.

3.    Периодичность ремонтов резервуаров с плавающей крышей (понтоном) приведена в табл. 2.9. подраздела 2.6.

2.3.5.    Срок капитального ремонта назначается для каждого резервуара на основании результатов эксплуатационных осмотров и ревизий с учетом его фактического износа, особенностей условий эксплуатации и анализа технического состояния.

2.3.6.    На основании установленных сроков ежегодно составляются графики ремонтов резервуаров, которые утверждаются главным инженером предприятия. При включении каждого конкретного резервуара в график ремонтов на текущий год учитывается его техническое состояние.

2.3.7.    При подготовке резервуара к ремонту и в процессе того или иного вида ремонта осуществляют ревизии резервуара и его оборудования. Результаты ревизии учитываются при составлении дефектной ведомости на резервуар.

2.3.8.    Ревизия резервуара при текущем ремонте проводится путем внешнего осмотра корпуса, кровли, основания и наружного оборудования, учитывая требования пп. 2.2.5. и 2.2.6. Результаты ревизии оформляют в соответствии с пп. 2.2.8.

2.3.9.    При среднем ремонте резервуара выполняются все операции по ревизии при текущем ремонте и кроме того:

1)    внутренний осмотр поверхностей и сварных швов резервуара (днища, стенки) и оборудования, находящегося снаружи и внутри;

2)    ревизия вспомогательного оборудования (арматуры, трубопроводов, средств КИПиА и др.) с частичной или полной разборкой;

3)    осмотр стыковых швов окраек днища и швов в месте примыкания стенки корпуса к днищу (снаружи и внутри резервуара), а также сварных соединений стенки и кровли (в первую очередь в местах, подверженных коррозии, со следами потеков, деформаций); в этих местах рекомендуется провести выборочный контроль неразрушающими методами;

4)    замер толщины металла стенок корпуса, днища, кровли;

5)    контроль просадки резервуара путем нивелирования окрайки днища и центра резервуара;

6)    проверка геометрической формы резервуара и вертикальности его стенки;

7)    проверка состояния заземления и молниезащиты;

8)    проверка противопожарного оборудования (пеновые камеры, стояки пенокамер, места присоединения пожарных шлангов к стоякам);

9)    испытания на прочность и плотность (в случаях, если при ремонте проводились исправления просевшего основания и огневые работы на корпусе и днище, а также по требованию представителя технического надзора).

Примечания: 1. Для резервуаров, в которых по температурным условиям , эксплуатации возможно интенсивное инееобразование и перекрытие дыхательных клапанов, выполняется проверка установки последних на коротком прямом штуцере диаметром не менее 200 мм или проводятся другие мероприятия, способствующие исправной работе дыхательных и предохранительных клапанов в зимнее время.

2.    Проверка вертикальности стенки корпуса для резервуаров вместимостью 2000 куб. м и более выполняется в период подготовки к ремонту, а также для всех резервуаров независимо от их вместимости в тех случаях, когда визуально наблюдаются нарушения геометрической формы и явные отклонения от вертикальности стенок.

3.    Нивелировка производится для резервуаров вместимостью 2000 куб. м и более не реже 1 раза в год в первые пять лет эксплуатации. В последующие годы нивелировка производится не реже 1 раза в 5 лет.

Для резервуаров вместимостью до 2000 куб. м, у которых основание стабилизировалось (что подтверждают протоколы неоднократных нивелировок), контрольные нивелировки можно производить не реже 1 раза в 10 лет.

2.3.10.    В период капитального ремонта при ревизии выполняются те же операции, что и при среднем ремонте, кроме того дополнительно:

1)    проводится проверка осмотром всех стыковых вертикальных швов и мест пересечений вертикальных швов с горизонтальными двух нижних поясов внутри и снаружи резервуара с использованием лупы; сомнительные участки вертикальных стыков и места пересечений вертикальных швов с горизонтальными, а также все вновь сваренные при ремонте швы подвергаются радиографическому контролю;

2)    стыковые швы окраек днища и швы в месте примыкания стенки корпуса к днищу подвергают проверке осмотром с применением лупы внутри и снаружи резервуара; для уточнения состояния сомнительных стыковых швов окрайки и пересечения стыков окрашен днища со швом в месте примыкания корпуса к днищу для резервуаров объемом 2000 м3 и выше необходимо проверить эти пересечения одним из способов: цветной дефектоскопией, просвечиванием рентгено-гамма-лучами, ультразвуковым методом;

3) проводится 100%-ный наружный осмотр сварных соединений кровли, коробов, понтонов и плавающих крыш; дефектные участки подвергаются ремонту, после чего проводится проверка вакуум-камерой или керосиновой пробой на плотность;

4)    проверяется состояние основания и отмостки, контролируется положение резервуара нивелирной съемкой до и после гидравлического испытания.

2.3.11.    Ревизия резервуара при ремонтах проводится администрацией цеха с участием представителя технического надзора с привлечением, при необходимости, представителей других служб (КИПиА, ОГЭ).

2.3.12.    Результаты ревизии оформляются «Актом ревизии и отбраковки элементов резервуара». Акт утверждается главным механиком предприятия или другим ответственным лицом по усмотрению технического руководства предприятия (рекомендуемая форма приведена в приложении 2.2.).

2.3.13.    Если в результате ревизии появились сомнения в несущей способности отдельных конструкций или всего резервуара, то необходимо провести дополнительное обследование, которое включает контроль сварных стыков в большем объеме (в сомнительных местах и выборочно), проведение испытания механических свойств и химического состава металла образцов, вырезанных непосредственно из элементов резервуара, испытание на прочность и плотность, расчет на прочность.

При необходимости привлекаются специализированные организации.

Результаты ревизии и дополнительного обследования служат основанием для оценки технического состояния резервуара и решения вопроса о возможности и сроке его дальнейшей эксплуатации при полных или ограниченных эксплуатационных нагрузках.

2.4. МЕТОДЫ И СОДЕРЖАНИЕ РЕВИЗИЙ

2.4.1. При осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо проверить:

1)    герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара;

2)    состояние крепежных деталей, прокладок, сальников; уплотнений в запорной арматуре;

3)    исправность дыхательных клапанов, плавное движение и плотность посадки тарелок на гнезда, чистоту сеток клапанов; в клапане НДКМ - отсутствие разрыва фторопластового покрытия и обледенения внутренней поверхности, отсутствие инея, льда, разрыва мембраны, неисправности пружин амортизатора;

4) качество и уровень жидкости, чистоту сетчатой перегородки в гидравлическом (предохранительном) клапане, в клапане КПГ в зимнее время -отсутствие инея, льда на внутренней поверхности колпака; в мембранном клапане - состояние мембраны, Чистоту соединений, уровень рабочей жидкости в блок-манометре;

5)    исправность шарнира и прокладочных колец в замерном люке;

6)    чистоту пакетов с гофрированными пластинами, плотность и герметичность крышки в огневом предохранителе;

7)    исправность, герметичность змеевиковых пароподогревателей у резервуаров с подогревом продукта;

8)    наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов в пеносливной камере у резервуаров с пенотушением;

9)    правильность действия хлопушки или подъемной шарнирной трубы (подъем должен быть плавным и легким) в приемораздаточных патрубках; исправность состояния троса и крепления его к лебедке;

10)    правильность показаний прибора замера уровня.

2.4.2.    Внутренний осмотр резервуара проводится после полного освобождения его от продуктов и отсоединения трубопроводов путем установки заглушек, зачистки, промывки, пропарки и полной дегазации резервуара.

При внутреннем осмотре проверяются:

1) внутренние поверхности и сварные соединения стенок, кровли, днища, мест примыкания корпуса к днищу снаружи и внутри, места врезки люков и резервуарного оборудования;

2)    исправность внутреннего оборудования;

3)    состояние элементов перекрытия (радиальных балок, стропильных полуферм и др.), для чего, в случае необходимости, производится вырезка участков кровли размером 0,5х0,5 м в местах примыкания фермы к корпусу и других местах по усмотрению службы технического надзора;

4)    состояние внутреннего антикоррозионного покрытия или элементов протекторной защиты.

2.4.3.    Проверка толщины листовых элементов резервуара выполняется путем замера фактической толщины листов металла ультразвуковыми толщиномерами.

Работы по измерению толщины стенок ультразвуковыми толщиномерами выполняют согласно инструкциям на эти приборы и «Инструкции по ультразвуковому контролю сварных соединений технологического оборудования» (РДИ 38.18.002-83), разработанной ВНИКТИнефтехимоборудование (Волгоград, 1983) [34].

Измерение фактической толщины листов элементов резервуаров производится в местах наибольшего и наименьшего коррозионного износа, определяемого внешним осмотром.

СТЕНКА РЕЗЕРВУАРА: измеряются толщины листов на 2 нижних поясах, в первую очередь в местах, подверженных коррозии, затем выборочно на остальной поверхности листов, но не менее, чем указано ниже для резервуаров вместимостью:

от 100 куб. м до 1000 куб. м - в 3 листах;

от 1000 куб. м до 5000 куб. м - в 6 листах;

10000 куб. м и более - в листах, равномерно расположенных по периметру, не реже чем через 12 м.

На каждом следующем поясе проверяются толщины во всех местах с явной коррозией; при отсутствии последней - в точках по усмотрению службы технического надзора, но не менее чем на 3-4 листах, равномерно выбранных по периметру.

При контроле толщины стенки лист измеряется не менее чем в 3 точках (вблизи верхнего горизонтального сварного шва, в середине пояса и вблизи нижнего сварного шва).

За фактическую толщину листа принимается средняя арифметическая величина из всех его измерений. При расчетной оценке прочности пояса стенки используется минимальная величина из всех измеренных его листов.

ДНИЩЕ: измеряется толщина во всех местах, подверженных коррозии; в необходимых случаях для уточнения зон коррозионного износа выполняют дополнительный объем измерений, используя координатную сетку (100x100 мм); при отсутствии видимых следов коррозии замер толщины производят выборочно по усмотрению службы технического надзора, но не менее 30% листов, равномерно расположенных по всей площади.

КРОВЛЯ: измеряется толщина всех листов, подверженных коррозии; при отсутствии видимой коррозии замер толщин производят выборочно по усмотрению службы технического надзора, но не менее чем в 3-4 листах примыкания кровли к стенке (краевых листах), равномерно расположенных по периметру, и на каждом из 3-4 перекрещивающихся диаметров по 3 точки.

2.4.4.    Проверка вертикальности стенки резервуара производится геодезическим методом при помощи теодолита.

Кроме того, замер отклонений образующих сотенки резервуара от вертикали можно производить также отвесом с грузом, который спускается с кровли в местах, расположенных по периметру резервуара, не реже, чем через 6 м.

Величины допускаемых отклонений образующих стенки резервуара указаны в п. 2.5.4. (табл. 2.7.) данной «Инструкции».

2.4.5.    Проверка состояния днища резервуара включает:

1)    нивелировку окрайки днища;

2)    проверку наличия хлопунов, вмятин;

3)    проверку состояния сварных швов, коррозионного состояния листов днища, замер толщины листов.

2.4.6.    Нивелировка по окрайке днища выполняется для определения горизонтальности наружного контура днища с помощью прибора (нивелира).

Допускаемые отклонения наружного контура днища приведены в подразделе 2.5., табл. 2.6. настоящей «Инструкции».

Нивелировка наружного контура днища резервуара проводится в теплое время года.

Резервуар должен иметь строго зафиксированные контрольные точки по окрайке днища, расположенные через каждые 6 м. При этом каждый резервуар имеет:

вместимостью    1000 куб. м    - 6 контрольных точек;

«    2000 куб. м    - 8 контрольных точек;

«    3000 куб. м    - 10 контрольных точек;

«    5000 куб. м    - 12 контрольных точек;

«    10000 куб. м    - 18 контрольных точек;

«    20000 куб. м    - 24 контрольных точек;

2.4.7.    Проверку наличия хлопунов, вмятин и других неровностей в днище выполняют путем нивелирной съемки или наливом воды до уровня наивысшей точки днища и последующего измерения расстояния от днища до поверхности воды. Измерение производят не менее чем в 6 точках по окрайкам и не менее чем в 8 точках полотнища днища, равномерно расположенных на 2-3 перекрещивающихся диаметрах.

2.4.8.    Контроль качества сварных соединений при ревизии и ремонте резервуара осуществляется в соответствии с требованиями действующих государственных, отраслевых стандартов, строительных норм и правил [17-22, 24, 28-30, 34,35, 64].

Контроль качества сварных соединений включает:

1)    наружный осмотр;

2)    испытание на герметичность керосином, вакуум-камерой и другими способами;

3)    неразрушающие методы контроля.

Наружному осмотру подвергаются 100% всех сварных соединений, выполненных при ремонтных работах. Осмотр производят невооруженным глазом и в сомнительных участках - через лупу 6-8 кратного увеличения для выявления возможных дефектов.

Испытанию на герметичность подвергаются все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ.

Все вновь сваренные при ремонте швы должны быть подвергнуты радиографическому или ультразвуковому контролю.

2.4.9.    Резервуары низкого давления после монтажа испытываются в соответствии со СНиП 3.03.01-87 [64] на прочность и устойчивость избыточным давлением, которое принимается на 25% больше проектной величины, а вакуумом - на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний; продолжительность нагрузки при этом 30 минут.

Стационарная крыша резервуара испытывается при полностью заполненном водой резервуаре на давление, превышающее проектное на 10%. Давление создается либо непрерывным заполнением резервуара водой при закрытых люках и штуцерах, либо нагнетанием сжатого воздуха. Контроль давления осуществляется U-образным манометром, выведенным по отдельному трубопроводу за обвалование.

Испытание резервуаров повышенного давления производят в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом их конструктивных особенностей.

Испытание резервуара без давления производят только на расчетную гидростатическую нагрузку наливом воды до высоты, предусмотренной проектом.

2.4.10.    Каждый резервуар после ремонта, как правило, должен быть проверен на плотность и прочность путем налива воды до высоты, предусмотренной

проектом или определенной расчетом.

Примечание. Для резервуаров, в которых хранятся тяжелые продукты (удельный вес которых равен или более удельного веса воды), испытания на прочность проводятся по специальным методикам.

Гидравлическое испытание рекомендуется проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С.

Резервуар, залитый водой, испытывают с выдерживанием под этой нагрузкой (без избыточного давления):

вместимостью до 10000 куб. м - не менее 24 часов;

свыше 10000 куб. м - не менее 72 часов.

2.4.11.    По мере заполнения резервуара водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов.

При обнаружении течи из-под края днища или появлении мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи.

Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в швах стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня:

а)    при обнаружении дефекта в поясах от I до VI на один пояс ниже расположения дефекта;

б)    при обнаружении трещин в поясах от VII и выше - до V пояса.

После устранения обнаруженных дефектов испытания должны быть продолжены, а в случае полного слива воды - повторены.

2.4.12.    Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении установленного времени испытания на поверхности стенки резервуара, в сварных швах, по краям днища или из-под днища не появится течи, мокрых пятен на отмостке и если уровень воды не будет снижаться.

2.5. ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ И НОРМЫ ОТБРАКОВКИ , ЭЛЕМЕНТОВ РЕЗЕРВУАРОВ

2.5.1. Допускаемые отклонения фактических размеров оснований и фундаментов при монтаже и эксплуатации новых резервуаров от проектных не должны превышать величин, приведенных в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Отклонение

Предельное отклонение, мм, для резервуаров объемом, м

100-700

1000-5000

10000-50000

1. Отклонение отметки центра основания при плоском основании

0; +20

0; +30

0; +50

с подъемом к центру

0; +40

0; +50

0; +60

с уклоном к центру

0; -40

0; -50

0; -60

2. Отклонение отметок поверхности периметра основания, определяемых в зоне расположения окрайков

+10

+15

-

3. Разность отметок любых несмежных точек основания

20

25

-

4. Отклонение отметок поверхности кольцевого фундамента

-

-

±8

5. Разность отметок любых несмежных точек кольцевого фундамента

-

-

15

6. Отклонение ширимы кольцевого фундамента (по верху)

-

-

+50; 0

7. Отклонение наружного диаметра кольцевого фундамента

-

-

+60; -40

8. Отклонение толщины гидроизоляционного слоя на бетонном кольце в месте расположения стенки резервуаров

-

-

+5

2.5.2. Допускаемые отклонения фактических геометрических размеров и форм стальных конструкций новых резервуаров при монтаже и эксплуатации не должны превышать значений, приведенных в табл. 2.5.

Таблица 2.5

I-1-1

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009 11:49:17

Отклонение

Допускаемое отклонение, мм

Днище

1.

Отклонение отметок наружного контура в зависимости от объема резервуара

Табл. 2.6.

2.

Высота хлопунов при диаметре днища:

до 12 м (предельная площадь хлопуна 2 кв. м)

150

св. 12 м (предельная площадь хлопуна 5 кв. м)

180

Стенка

3.

Отклонение величины внутреннего радиуса резервуара на уровне днища от проектной:

при радиусе до 12 м включительно

±20

при радиусе свыше 12 м

±30

4.

Отклонение высоты стенки от проектной, смонтированной:

из рулонных заготовок высотой: до 12 м

±20

из рулонных заготовок высотой: до 18 м

±25

из отдельных листов

±30

5.

Отклонение образующих от вертикали

Табл. 2.7

6.

Выпучины или вмятины на поверхности вдоль образующей

Табл. 2.8

Крыша:

7.

Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок ферм на операх

20

Таблица 2.6

Объем резервуара, куб. м

Разность отметок, мм

при незаполненном

при заполненном

смежных точек на расстоянии 6 м по периметру

любых других точек

смежных точек на расстоянии 6 м по периметру

любых других точек

Менее 700

10

25

20

40

700-1000

15

40

30

60

2000-5000

20

50

40

80

10000-20000

15

45

35

75

30000-50000

30

60

50

100

Примечание. При превышении допускаемых отклонений в соответствующих местах под днищем подбивают гидрофобный грунт.

2.5.4. Предельные отклонения от вертикали образующих стенки резервуаров. (±), мм:

2.5.3. Допускаемые отклонения наружного контура днища:


Таблица 2.7

Вместимость резервуара, куб. м

Номер пояса, начиная с нижнего

1

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

100-700

10

20

30

40

45

50

-

-

-

-

-

-

1000-5000

15

25

35

45

55

60

65

70

75

80

-

-

10000-20000

20

30

40

50

60

70

75

80

85

90

90

90

30000-50000

30

40

50

60

70

75

80

85

90

90

90

90

Примечания. 1. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применение листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определять интерполяцией.

2.    Замеры отклонений производят для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва.

3.    Проверку отклонений производят не реже чем через 6 м по окружности резервуара.

4.    При определении отклонений учитывают телескопичность стенки резервуаров, смонтированных полистовым способом.

5.    Указанные в таблице отклонения должны удовлетворять 75% произведенных замеров по образующим. Для остальных 25% замеров допускаются предельные отклонения на 30%

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 43 из 95 больше, с учетом их местного характера.

6. Для отдельных резервуаров, эксплуатирующихся не более 25 лет и имеющих отклонения от вертикали выше указанных в табл. 27 и примечании 5, допускается временная эксплуатация на основании заключения специализированной организации при условии, что эти отклонения не прогрессируют.

2.5.5. Для резервуаров, находящихся в эксплуатации длительное время (более 25 лет), допускаются отклонения от вертикали выше указанных в табл. 2.7 (но не более, чем вдвое), при условии их стабилизации и отсутствия значительных (неплавных) переломов в нижних поясах корпуса.

2.5.6.    Допускаемые выпучины или вмятины на поверхности стенки вдоль образующей (для новых резервуаров):

Таблица 2.8

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, мм

Допускаемая величина, мм

До 1500 включительно

15

1500 - 3000

30

3000 - 4000

45

2.5.7.    Для длительно эксплуатирующихся резервуаров местные отклонения стенки корпуса при наполненном резервуаре не должны превышать следующих величин:

1)    стрела прогиба каждого пояса в пределах его высоты - 15 мм;

2)    отклонения поверхности вмятины или выпучины корпуса от прямой, соединяющей нижний и верхний края деформированного участка вдоль образующей, без учета стрелы прогиба пояса при длине дефектного места:

до 1 500 мм - 20 мм, от 1 500 до 3 000 мм - 35 мм, от 3 000 до 4 500 мм - 45 мм, от 4 500 до 6 000 мм - 60 мм;

3)    глубина вмятин в пределах двух верхних поясов не более 200 мм;

4)    размер стрелы прогиба горизонтального гофра:

не более 30 мм    при толщине листов 4 мм;

40 мм    »    5 мм;

50 мм    »    6 мм;

60 мм    »    7-8 мм.

При размерах гофра больше допускаемых участок с гофром подлежит исправлению.

2.5.8.    Недопустимы резкие неплавные переломы в нижних поясах корпуса,    которые    дают «хлопки»    при заливе    и сливе продукта.

2.5.9.    Допустимые величины осадки основания и хлопунов днища    резервуаров,    длительное время    находящихся    в    эксплуатации,    не должны превышать

следующих величин:

1) отклонения от горизонтальности наружного контура днища (окрайки) резервуаров вместимостью от 2000 куб. м до 10 000 куб. м для двух соседних точек с расстоянием 6м - не более 80 мм, для диаметрально противоположных точек - не более 150 мм;

для резервуаров вместимостью 700-1000 куб. м величины отклонений не должны превышать 75%, а для резервуаров 100-400 куб. м - 50% от величин, указанных выше;

2)    высота хлопунов на днище:

-    не более 200 мм при предельной площади 2 кв. м;

-    не более 220 мм при предельной площади 5 кв. м.

При отклонениях основания более указанных или при наличии зон днищ с большей высотой хлопунов (или меньшей площадью хлопунов), а также при наличии местного перелома (угла) на поверхности листа, образованного резким изгибом, основание и днище подлежат исправлению.

Примечания: 1. Повторная нивелирная съемка должна производиться по возможности в точках, в которых выполнялась первая съемка.

2.    Если максимальная осадка основания для диаметрально противоположных точек превышает допустимые не более чем на 100 мм, но на протяжении ряда лет не увеличивается (стабилизировалась), то исправление не производится.

3.    Результаты нивелирной съемки фиксируются на специальной схеме, прикладываемой к «Акту ревизии и отбраковки элементов резервуара».

2.5.10.    По внешнему виду сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям:

1)    иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и прерывов) и плавный переход к основному металлу;

2)    наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва, не иметь трещин и дефектов в виде пор, шлаковых включений и т.п.;

3)    подрезы основного металла на продольных вертикальных швах нижних поясов стенки резервуаров не допускаются.

На остальных продольных и всех поперечных швах допустимыми могут быть лишь следующие наружные дефекты:

подрезы глубиной до 5% толщины свариваемого проката, но не более 1 мм;

удлиненные и сферические одиночные дефекты глубиной до 10% толщины свариваемого проката, но не более 3 мм (при длине - до 20% длины оценочного участка*;

дефекты удлиненные сферические в виде цепочки или скопления глубиной до 5% толщины свариваемого проката, но не более 2 мм (при длине - до 20% длины оценочного участка); длина цепочки или скопления - не более удвоенной длины оценочного участка;

дефекты (непровары, цепочки и скопления пор), соседние по длине шва (расстояние между близлежащими концами не менее 200 мм);

4)    отклонения размеров швов сварных соединений от проектных не должны превышать величин, указанных в стандартах [16-22].

* Длина оценочного участка выбирается из табл. 2 приложения 2.8

2.5.11.    Допустимые размеры дефектов и допустимые отклонения в сварных швах, обнаруживаемые неразрушающими (физическими) методами контроля (радиографическим, ультразвуковым), должны быть в соответствии с действующими стандартами и правилами (ГОСТ 7512-82 [29], ГОСТ 23055-78 [30], СНиП 3.03.01-87 [64] и др.) и приведены в приложении 2.8.

В соединениях, доступных сварке с двух сторон, а также в соединениях на подкладках, суммарная площадь дефектов (наружных, внутренних или тех и других одновременно) на оценочном участке не должна превышать 5 % площади продольного сечения сварного шва на этом участке.

В соединениях без подкладок, доступных сварке только с одной стороны, суммарная площадь всех дефектов на оценочном участке не должна превышать 10% площади продольного сечения сварного шва на этом участке.

Обнаруженные в результате контроля недопустимые дефекты необходимо устранить, а участки шва с недопустимыми дефектами вновь заварить и проконтролировать.

2.5.12.    После выполнения толщинометрии замеренные толщины листов металла сравниваются с отбраковочными, установленными для различных элементов резервуара.

2.5.13.    Отбраковочная толщина листов для каждого пояса стенки резервуара определяется по формуле:

К 7 Н; + П2 p)D К

2т-RH

где: ^отб - отбраковочная толщина листов, вычисленная для каждого пояса стенки; если отбраковочная величина получилась менее 2 мм, то она

принимается равной 2 мм; для резервуаров вместимостью свыше 5000 куб. м отбраковочная толщина трех верхних поясов должна быть не менее проектной, уменьшенной на 30%;

у = гg - удельный вес хранимого продукта, МН/куб.м; г - плотность хранимого продукта, кг/куб.м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

И. - расчетная высота столба жидкости (м), определяемая для каждого пояса и равная расстоянию от установленного максимального уровня налива жидкости Нц до нижней кромки рассчитываемого пояса.

При условии равенства высот каждого пояса

Hi = Нн - (l - l)hn

где i - номер рассчитываемого пояса, i = 1, 2, 3, 4, ....8;

Нн - установленная высота уровня налива жидкости в резервуаре, м;

hn - высота пояса резервуара, м;

р - избыточное давление под кровлей резервуара, МПа;

D - диаметр резервуара, м;

- коэффициент перегрузки по жидкости, принимается равным 1,1;

#2 - коэффициент перегрузки по газу, принимаемый равным 1,2;

m - коэффициент условий работы, принимаемый в соответствии со СНиП 2.09.03-85 [10]:

для нижнего пояса m = 0,7;

для остальных поясов m = 0,8;

Ф - расчетный коэффициент прочности, принимаемый для вертикальных швов различных типов сварных соединений с учетом способов их контроля по соответствующей технической документации (проектной и др.) или в соответствии с приложением 2.3;

К - коэффициент надежности по материалу, принимаемый в соответствии со СНиП II-23-81 [7] в    зависимости    от    марки    стали:    для углеродистой    и

низколегированной сталей К=1,05;

Rh - нормативное сопротивление (МПа) прокатной стали, равное минимальному значению предела текучести стали листов, выбираемое по СНиП II-23-

81 [7]; если имеющиеся сертификатные данные металла листов соответствуют ГОСТ, то Rh = ст, где от - предел текучести, принимается по этому ГОСТу;

при наличии сведений о механических свойствах и химическом составе каждого листа рассматриваемого пояса в формулу отбраковки допускается подставлять Rh = °тш1п, где    - минимальный предел текучести из всех листов этого пояса, МПа;

Примечания: 1. При изменении или уточнении отдельных исходных данных (например, замене продукта, скорости    коррозии,    высоты уровня наполнения    резервуара    и    др.)

необходимо произвести уточненный расчет отбраковочных величии стенки для каждого конкретного резервуара.

2.    При среднем или капитальном ремонте в случае испытания резервуара на прочность наливом воды необходимо уточнить отбраковочные толщины листов стенки с учетом удельного веса воды. Если при этом отбраковочные толщины окажутся больше фактических, испытание проводить при сниженном уровне налива воды, определяемого расчетом.

3.    Для отдельных резервуаров значения некоторых коэффициентов и других величин, входящих в эту формулу, принимаются с учетом результатов дополнительного обследования и комплексной оценки прочности несущих элементов резервуаров с участием специализированной организации.

2.5.14.    При среднем или капитальном ремонте замене подлежат все листы поясов стенки, фактическая толщина которых менее полученной в результате расчета отбраковочной величины.

2.5.15.    Если листы с уменьшенной толщиной не заменяются, то необходимо выполнить конструктивное усиление стенки или снизить уровень налива продукта до высоты, при пересчете на которую отбраковочная величина будет уже меньше фактической толщины. Допустимая высота налива определяется расчетом.

Конструктивное усиление резервуара можно осуществить в соответствии с «Рекомендациями по восстановлению несущей способности стальных вертикальных резервуаров путем их усиления», разработанными во ВНИКТИнефтехимоборудование [84].

2.5.16.    Листы днища резервуара отбраковываются по толщине при сплошном коррозионном износе на 30% и более от проектной величины, а также при наличии местных переломов (углов) на поверхности листа, образованных резкими изгибами.

2.5.17.    Листы кровли резервуара отбраковываются и заменяются при коррозионном износе на 50% и более от проектной величины, а также с переломами и резкими изгибами.

2.5.18.    Несущие конструкции покрытий (фермы, прогоны, балки) резервуара отбраковываются при уменьшении толщины профиля на 30% и более от

проектной величины.

2.5.19. Участки днища, стенки, кровли резервуара, имеющие дефекты в сварных швах и в основном металле в виде трещин, расслоений, значительных коррозионных повреждений, а также с резкими изгибами и переломами, подлежат удалению.

Размер участков, подлежащих удалению, определяется в зависимости от конкретных размеров, количества и расположения дефектов и выбранного метода ремонта.

2.5.20.    Отмостка вокруг резервуара должна иметь необходимый уклон, обеспечивающий отвод воды в сторону кольцевого лотка.

При наличии в отмостке дефектов в виде трещин поврежденные участки необходимо исправлять с учетом следующих требований:

1)    нижний утор резервуара должен быть выше окружающей отмостки и должен быть обеспечен отвод атмосферных осадков от резервуара;

2)    не допускаются наличие всякой растительности и скопление воды и снега у контура резервуара;

3) для старых резервуаров, там, где невозможно обеспечить положение отметки нижнего утора выше окружающей отметки, необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие возможность просмотра утора и отвода атмосферных вод от него.

2.5.21.    Обвалование должно соответствовать проекту. Поврежденное обвалование или не удовлетворяющее противопожарным нормам подлежит исправлению.

2.6. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЗА РЕЗЕРВУАРАМИ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ ИЛИ ПОНТОНОМ

2.6.1. НАДЗОР В ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.6.1.1.    Приемка резервуаров с плавающей крышей или понтоном в эксплуатацию после монтажа или ремонта производится в соответствии c п.2.1.2.

2.1.3. Кроме того, должна быть представлена техническая документация на плавающие крыши (металлические и неметаллические понтоны), на конструкцию уплотняющих затворов и акты испытании на герметичность коробов плавающей крыши (понтона) после их монтажа, а также документы, подтверждающие применение в плавающих крышах, понтонах, затворах и в другом резервуарном оборудовании синтетических, резинотехнических или других полимерных материалов, отвечающих специальным техническим требованиям для каждого конкретного вида изделия и удовлетворяющих требованиям охраны труда и пожарной безопасности.

2.6.1.2.    Осмотр резервуаров с плавающей крышей (понтоном) в процессе эксплуатации производится:

1)    ежесменно (ежедневно) - обслуживающим персоналом с записью в вахтовом журнале, а также, независимо от этого, перед каждым наполнением или опорожнением;

2)    еженедельно - лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию резервуаров, или механиком с росписью и отражением отмеченных замечаний в вахтовом журнале, также рекомендуется производить осмотр резервуаров указанными лицами в соответствии с п. 2.6.1.3. в периоды резкой смены погоды и температуры (после метели, заморозков или оттепели);

3) периодически, не реже 1 раза в 3 месяца - комиссией в составе начальника цеха (парка), механика и представителя технического надзора. При этом привлекаются представители служб главного энергетика, КИПиА и техники безопасности.

Осмотр комиссией производится в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером предприятия.

Примечание. Осмотр комиссией резервуаров вместимостью 1000 куб.м и ниже допускается проводить не реже одного раза в 6 месяцев при условии, что имеющийся опыт эксплуатации этих резервуаров подтверждает их надежное техническое состояние.

2.6.1.3.    При ежесменном (ежедневном) и еженедельном осмотрах необходимо проверить:

1)    положение плавающей крыши (понтона), ее горизонтальность - отсутствие видимого крена;

2)    отсутствие продукта иди воды в коробах и центральной части плавающей крыши, на понтоне; в зимнее время - наличие снега на плавающей крыше.

При обнаружении жидкости в коробах и центральной части плавающей крыши (на понтоне) необходимо выяснить причины этого и срочно принять

меры к их опорожнению.

Не допускается накопление снега на плавающей крыше толщиной более 0,1 м и односторонний нанос снега или односторонняя наледь на стенке резервуара;

3)    плотность прилегания затворов к стенке резервуара; в зимнее время - отсутствие примерзания уплотняющего затвора к стенкам резервуара;

4)    наличие следов касания плавающей крыши (понтона) о стенки резервуара;

5)    состояние кольцевого уплотняющего затвора;

6)    состояние системы водоспуска с центральной части крыши, положение задвижки водоспуска (задвижка должна быть открыта);

7)    состояние системы заземления;

8)    состояние катучей лестницы;

9)    общее внешнее состояние резервуара в соответствии с п. 2.2.2.

О всех замеченных при осмотре неполадках и дефектах следует немедленно сообщить руководству цеха (парка), принять необходимые меры к устранению, сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.

2.6.1.4. Осмотр арматуры и оборудования резервуаров (сифонных кранов, задвижек, огнепреградителей, хлопушек, лестниц, водоспуска) производится механиком или лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию резервуаров, не реже двух раз в месяц.

2.6.1.5.    При периодическом осмотре комиссией, кроме указанного в п. 2.2.5, проверяется:

1)    оснащение и работа специальных средств автоматики и приборов (сигнализаторов уровня, дистанционных сигнализаторов загазованности над плавающей крышей, сигнализаторов верхнего положения понтона, сигнализатора максимального аварийного уровня, передающего сигнал на отключение насосного оборудования при достижении предельного уровня, и др.);

2) техническое состояние понтона (через световой или монтажный люк), плавающей крыши (с верхней площадки резервуара), уплотняющего затвора, катучей лестницы, системы заземления;

3)    герметичность коробов и отсеков;

4)    погружение плавающей крыши.

Погружение плавающей крыши не должно превышать 300 мм;

5)    состояние окраски плавающей крыши (проверяется 2 раза в год - весной и осенью);

6)    фактическое состояние резервуара, правильность ведения технической документации и технологического режима в соответствии с требованиями п.

2.2.5.

2.6.1.6.    При осмотре резервуаров в осенний период (при подготовке к зиме) или в зимний период необходимо проверить дополнительно наличие снега на крыше и ее положение (отсутствие крена), отсутствие примерзания уплотняющего затвора к стенке или односторонней наледи на стенке резервуара.

Результаты осмотра оформляются актом в соответствии с п. 2.2.8.

2.6.2. ВИДЫ, ОБЪЕМ РЕМОНТОВ, РЕВИЗИЙ И ИХ ПЕРИОДИЧНОСТЬ

2.6.2.1.    При выполнении ремонтных работ и ревизий резервуаров с плавающей крышей или понтоном должны соблюдаться требования подраздела 2.3 и настоящего подраздела.

2.6.2.2.    Перечень работ по каждому виду ремонта - см. п. 2.3.1; кроме того, выполняются:

в средний ремонт - работы по замене отдельных листов коробов и центральной части плавающей крыши, понтона, уплотняющих затворов;

в капитальный ремонт - работы по частичной или полной замене плавающей крыши, понтона.

2.6.2.3.    Периодичность ремонтов резервуаров с плавающей крышей или понтоном:

1)    текущие ремонты - не реже одного раза в год;

2)    средние ремонты - в соответствии с табл. 2.9, в зависимости от вместимости и фактической скорости коррозии наиболее изношенных элементов;

3)    капитальный ремонт - по мере необходимости.

Таблица 2.9

ПЕРИОДИЧНОСТЬ СРЕДНИХ РЕМОНТОВ РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ ИЛИ ПОНТОНОМ

_(не реже одного раза за период, в годах)_

Вместимость, м3

Скорость коррозии, мм/год

до 0,1

от 0,1 до 0,3

свыше 0,3

От V S 100 до V = 700

10

6

3

От V > 700 до V = 5000

8

5

3

От V > 5000 до V = 20000

6

4

3

От V > 20000

5

4

3

Примечание. В отдельных случаях допускается увеличение периодичности среднего ремонта не более чем на 30% от указанной в таблице после осмотра и проверки технического состояния резервуара комиссией под руководством главного инженера предприятия.

2.6.2.4.    Ревизия резервуаров с плавающей крышей (понтоном) при текущем ремонте выполняется без освобождения от хранимого продукта путем внешнего осмотра в соответствии с требованиями пп. 2.6.1.3,- 2.6.1.5.

2.6.2.5.    В период проведения среднего ремонта при ревизии должны выполняться следующие работы по проверке технического состояния плавающей крыши (понтона);

1)    визуальный осмотр основных элементов резервуаров с плавающей крышей (понтоном);

2)    замер толщины стенок коробов и центральной части крыши понтона;

3)    проверка технического состояния уплотняющих затворов;

при затворе фирмы «Виггинс - проверка на герметичность заделки зазоров в отверстиях для крепления затвора к стенке коробов (уплотнение болтов);

4)    измерения зазоров между понтоном или плавающей крышей и стенкой резервуара;

5)    операции, указанные в п. 2.3.9.

Примечание. Замер толщин стенок корпуса, кровли, коробов и центральной части плавающих крыш рекомендуется проводить дополнительно, не реже одного раза между средними ремонтами.

2.6.2.6.    В период проведения капитального ремонта при ревизии выполняются все операции, перечисленные в п. 2.3.10 и п.2.6.2.5, кроме того проводится 100%-ный наружный осмотр сварных соединений понтона и плавающей крыши. После ремонта дефектных участков - проверка сварных швов вакуум-камерой или керосиновой пробой на герметичность.

2.6.3. МЕТОДЫ И СОДЕРЖАНИЕ РЕВИЗИЙ

2.6.3.1.    При ревизии резервуаров с плавающей крышей или понтоном должны соблюдаться требования подраздела 2.4 и настоящего подраздела.

2.6.3.2.    Визуальный осмотр поверхности понтона проводится через люк-лаз в третьем поясе резервуара (в нижнем положении понтона), а осмотр плавающей крыши - с верхней площадки резервуара.

При этом проверяются:

1)    плотность прилегания уплотняющего затвора понтона или плавающей крыши к стенке резервуара, к центральной стойке или другим направляющим стойкам, трубам пробоотборника ПСР, УДУ;

2)    нет ли отпотин или нефтепродукта на ковре понтона или плавающей крыши или в коробах;

3)    горизонтальность поверхности понтона (отсутствие видимого крена);

4)    надежность крепления к понтону или плавающей крыше и исправность проводов для отвода статического электричества;

5)    исправность катучей лестницы, водоспуска и другого оборудования, установленного на плавающей крыше.

2.6.3.3.    Полный осмотр понтона или плавающей крыши производится в ремонт при положении их на настенных кронштейнах или опорных стойках.

При этом необходимо проверить:

1)    чистоту поверхности понтона или плавающей крыши - отсутствие продуктов коррозии, грязи;

2)    толщину металла коробов и центральной части плавающей крыши или понтона;

3)    состояние несущих конструкций плавающей крыши или понтона (ферм, прогонов, балок, щитов, настила);

4)    сварные швы коробов и центральной части понтона или плавающей крыши;

5)    исправность оборудования, установленного на понтоне или плавающей крыше (клапанов, УДУ, ПСР и др.);

6)    исправность работы конструкций уплотняющего затвора, состояние петлевого затвора между понтоном или плавающей крышей и стенкой резервуара;

7) исправность устройства для отвода статического электричества, устройства водоспуска, катучей лестницы и других устройств плавающей крыши.

2.6.3.4.    При капитальном ремонте резервуаров с плавающей крышей или понтоном, в случае ремонта понтона или плавающей крыши, необходимо выполнить следующие замеры:

1)    отклонений от вертикали направляющих стоек плавающей крыши или понтона.

Вертикальность направляющих плавающей крыши (понтона) проверяется с помощью отвеса, опущенного от верха направляющей до верха коробов;

2)    отклонений от вертикали наружного кольцевого листа коробов плавающей крыши или понтона.

Измерение отклонения производится с помощью отвеса и линейки с миллиметровыми делениями;

3)    отклонений от горизонтальности верхних кромок наружных кольцевых листов коробов плавающей крыши (понтона).

Г оризонтальность верхних кромок кольцевых листов определяется нивелировкой.

Нивелировка производится на каждом коробе не менее чем в трех точках;

4)    отклонение величин зазоров между наружным кольцевым листом короба плавающей крыши или понтона и стенкой резервуара (против каждого вертикального шва стенки).

Отклонения не должны превышать данных табл. 2.10.

2.6.3.5.    Обследование и ревизия резервуаров с понтоном из синтетических материалов типа ПСМ включают в себя:

1)    проверку соответствия назначения понтона и хранимого в резервуаре продукта.

Не разрешается в резервуаре с понтоном ПСМ хранение ароматических углеводородов (бензола, толуола и других растворителей и спиртов) ;

2)    проверку соответствия условий работы понтона требованиям проекта (температура хранимого продукта должна быть в пределах +40°С);

3)    осмотр заземляющего устройства для защиты от статического электричества, который проводится при каждом ремонте понтона или резервуара, но не реже 1 раза в два года. Сопротивление заземляющего устройства допускается не более 10 Ом;

4)    проверку максимально допустимой высоты налива в резервуаре и скорости наполнения (опорожнения) его продуктом в соответствии с требованиями проекта или инструкцией по монтажу и эксплуатации таких понтонов;

5)    визуальный осмотр неметаллического понтона через световой люк-лаз, при котором проверяется отсутствие нефтепродуктов на поверхности ковра, видимого крена понтона, зазора между затвором и стенкой резервуара, разрывов ковра, обрывов токоотводов заземления.

2.6.3.6.    Полный осмотр неметаллического понтона внутри резервуара производят на опорном устройстве (по мере надобности).

При этом проверяется: .

1)    герметичность швов ковра и отсутствие разрывов в нем и затворе;

2)    отсутствие зазора между затворами и стенкой резервуара (при наличии зазора последний измеряется по ширине и длине);

3)    степень изношенности затвора (затвор считается изношенным, если трущаяся о стенки резервуара резиновая обкладка износилась до обнажения тканевого материала);

4) работоспособность уровнемера, плавность хода поплавка и измерительной ленты, исправность короба прибора, отсутствие обрыва токоотводов заземления.

2.6.3.7.    При осмотре понтонов типа ПСМ в период среднего или капитального ремонтов, кроме проверок операций по п.2.6.3.6, необходимо проверить:

1)    состояние стенок резервуара (недопустимы острые выступы, наличие приваренных деталей и другие дефекты, препятствующие движению понтона);

2)    ширину зазора между кольцом жесткости понтона и стенкой резервуара в 8-12 точках; допускаемые величины отклонений см. табл. 2.10;

3)    плотность прилегания затвора к стенке резервуара, в местах деформации стенки допускается зазор между затвором и стенкой резервуара не более 10% от площади зазора между кольцом жесткости понтона и проектным положением стенки резервуара.

2.6.3.8.    Вопросы ревизии и отбраковки понтонов из алюминия или других материалов (например, из ППУ) должны найти отражение в заводских инструкциях по техническому надзору за такими резервуарами; в них должны быть сформулированы указания по техническому надзору, ревизии, отбраковке с учетом конструктивных особенностей и требований проекта на специальные понтоны.

2.6.3.9.    Плавающие крыши и понтоны вновь устанавливаемые или прошедшие ремонт, необходимо испытать на герметичность керосином или вакуум-камерой с учётом следующих требований:

1)    днища плавающих крыш и понтонов проверяют вакуум-камерой, смазывая участки швов длиной не более 1 м мыльным раствором при положительных температурах и раствором лакричного корня с солью хлористого кальция - при отрицательных температурах (15 г концентрированного раствора лакричного экстракта на 1 л раствора хлористой соли).

Разрежение в камере должно быть не менее 0,067 МПа (500 мм рт. ст.) для сварных соединений листов толщиной до 4 мм и не менее 0,08 МПа (600 мм рт. ст.) для соединений листов большей толщины.

Появление пузырьков указывает на наличие неплотностей;

2)    сварные соединения стенки с днищем проверяются керосином или вакуум-камерой.

Для ускорения проверки можно смачивать швы керосином, подогретым до 60-70°С.

В процессе монтажа или ремонта для резервуаров с плавающей крышей или понтоном после проверки и испытаний на герметичность должны быть представлены: техническая документация на конструкцию уплотняющего затвора и акты испытаний на герметичность коробов плавающей крыши или понтонов.

2.6.3.10.    Гидравлические испытания резервуаров с понтоном или плавающей крышей после капитального ремонта производят без уплотняющих затворов с тщательным наблюдением за работой катучей лестницы, дренажного устройства, направляющих стоек.

Скорость подъема (опускания) понтона или плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную.

2.6.3.11.    По мере подъема и опускания плавающей крыши (понтона) в процессе гидравлического испытания производят:

1)    зачистку шлифовальной машинкой внутренней поверхности стенки от брызг наплавленного металла, заусенцев и других острых выступов;

2)    замеры зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши или понтона и стенкой резервуара.

Замеры выполняют в зоне стыков между поясами на расстоянии 50-100 мм против каждого вертикального шва стенки (при необходимости - между швами) линейкой с миллиметровыми делениями;

3)    замеры зазоров между направляющими трубами и патрубками в плавающей крыше (понтоне).

Допустимые отклонения величин зазоров приведены в табл. 2.10. подраздела 2.6.4.

2.6.4. ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ И НОРМЫ ОТБРАКОВКИ

2.6.4.1.    При ревизии резервуаров с плавающей крышей или понтоном необходимо руководствоваться величинами допускаемых отклонений и нормами отбраковки, приведенными в подразделе 2.5 и настоящем подразделе.

2.6.4.2.    Допускаемые отклонения при монтаже плавающей крыши (понтона);

Таблица 2.10

Отклонение

Допускаемая величина отклонения, мм

1

Разность отметок верхней кромки наружного вертикального кольцевого листа коробов плавающей крыши (понтона):

для соседних коробов

30

для любых других коробов

40

2

Отклонение направляющих плавающей крыши (понтона) от вертикали на всю высоту в радиальном и тангенциальном направлениях

25

3

Отклонение зазора между направляющей и патрубком плавающей крыши или понтона (при монтаже на днище)

20

4

Отклонение наружного кольцевого листа коробов плавающей крыши (понтона) от вертикали на всю высоту листа

10

5

Отклонение величины зазоров между наружным кольцевым листом короба плавающей крыши (понтона) и стенкой резервуара (при монтаже на днище)

10

6

Отклонение трубчатых стоек от вертикали при опирании на них плавающей крыши

30

2.6.4.3.    Допускаемые величины отклонения образующих стенки от вертикали для резервуаров с плавающей крышей (понтоном) не должны превышать значений, указанных в табл. 2.7; при этом зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей или понтоном должен находиться в пределах, обеспечиваемых конструкцией затвора.

2.6.4.4.    Допускаемые отклонения величин зазоров, контролируемых при гидравлических испытаниях резервуаров с плавающей крышей или понтоном:

Таблица 2.11

Отклонение

Допускаемая величина отклонения, мм

1

Отклонение величин зазоров между верхней кромкой наружной стенки коробов плавающей крыши (понтона) и стенкой резервуара от номинального значения:

для резервуаров V < 2000 м3

± 40

для резервуаров V S 2000 м3

+ 100, - 80

2

Отклонение величин зазоров между направляющими трубами и патрубками в плавающей крыше (понтоне) от номинального значения:

для резервуаров высотой до 12 м

±12

для резервуаров высотой до 18 м

±20

2.6.4.5.    Наряду с данными табл. 2.10-2.11 следует руководствоваться требованиями проекта по допускаемым величинам отклонений, контролю качества работ и испытанию резервуаров.

2.6.4.6.    Плавающая крыша (понтон) подлежит отбраковке и ремонту в случаях:

когда снижена живучесть плавающей крыши (понтона) или нарушена ее герметичность (не допускается заполнение продуктом более двух смежных отсеков понтонного кольца при нарушении герметичности коробов или центральной части);

когда толщина металла стенок коробов понтонного кольца или центральной части менее 2,0 мм;

по решению специалистов и лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию, при установлении ими неисправностей в системе удаления осадков с плавающей крыши и снижения ее плавучести и остойчивости и в других случаях.

2.6.4.7. Уплотняющий затвор подлежит замене, если трущаяся о стенки резиновая оболочка (затворов мягкого типа) или кольцевая мембрана (затворов механического типа) износилась и не обеспечивает необходимой герметичности.

2.7. ПЕРЕЧЕНЬ НЕОБХОДИМОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

2.7.1.    На новый резервуар, сдаваемый в эксплуатацию после монтажа, составляется паспорт, который должен содержать сведения, отражающие техническую характеристику резервуара, его техническое состояние. К паспорту должна быть приложена приемо-сдаточная техническая документация в соответствии с требованиями нормативных документов

по монтажу и приемке [5, 68]

2.7.2.    В процессе эксплуатации в паспорт резервуара заносятся все данные по ревизии и ремонту, сведения об авариях, всех изменениях и реконструкциях.

2.7.3.    На каждый эксплуатирующийся резервуар в цехах, парках, производствах ведется следующая техническая документация:

1)    паспорт (рекомендуемая форма - приложение 2.4); для резервуаров с понтоном или плавающей крышей прилагается технический паспорт на понтон или плавающую крышу, а также документация на уплотняющие затворы;

2)    акты осмотров резервуаров, акты ревизии и отбраковки с необходимыми приложениями разверток, схем с указанием на них расположения дефектов на элементах резервуара, заключений о просвечивании сварных швов, протоколов замеров толщин листов и заключений о нивелировках окрайки днища или самого днища (рекомендуемая форма акта ревизии и отбраковки - приложение 2.2);

3)    график осмотров и ремонтов резервуаров;

4)    дефектная ведомость;

5)    акты сдачи резервуара в ремонт и приемки из ремонта (рекомендуемые формы - приложения 2.5, 2.6);

6)    акты испытания резервуара после приемки или последнего ремонта;

7)    инструкция по эксплуатации и техническому надзору, методам ревизии и нормам отбраковки элементов резервуаров, разработанная на основе настоящей «Инструкции», с учетом особенностей эксплуатации;

8)    журнал эксплуатационных осмотров резервуаров (приложение 2.1);

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 52 из 95

9) типовой или индивидуальный проект, по которому сооружен резервуар.

2.7.4. По окончании ремонта резервуара необходимо произвести полную запись о выполненных ремонтных работах в паспорт и приложить схемы, развертки с нанесением всех изменений, произведенных в период ремонта. Кроме того, к паспорту прилагаются вместе с актом приемки резервуара из ремонта следующие ремонтные документы:

1)    чертежи, связанные с ремонтом;

2)    сертификаты на металлические элементы и электросварочные материалы, применяемые при ремонте, или акты на их испытания;

3)    копии дипломов сварщиков;

4)    журнал сварочных работ;

5)    акты испытания элементов резервуара (днища, кровли и др.) после ремонта;

6)    акт испытания резервуара в целом после ремонта;

7)    заключения о просвечивании швов, о нивелировках окрайки днища, о проверке заземления;

8)    дефектная ведомость.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1

Журнал осмотров резервуаров

№ п/п

Цех №, резерв, парк №

№ и тип резервуара

Дата осмотра

Результат осмотра

Отметка об устранении неисправности

Ф.И.О. и подпись ответ. лица

Примечание

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.2

УТВЕРЖДАЮ

Г лавный механик_

«_»_199 г.

АКТ

ревизии и отбраковки элементов резервуара

№    объекта

« »

199 г.

Наименование

Метод контроля

Результат ревизии

Примечание

п/п

элементов резервуаров

1

Кровля, плавающая

Внешний осмотр, замер толщин листов ультразвуком или

Указать наличие трещин, свищей, отпотин, выпучин и др. дефектов или их

крыша или понтон

засверловкои

отсутствие, отметить коррозионное состояние поверхностей

2

Фермы резервуара

Осмотр, замер толщин

Указать степень коррозионного износа, состояние сварных швов

3

Стенка

Внешний осмотр, замер толщин листов, контроль

Указать наличие трещин, свищей, отпотин, выпучин и др. дефектов или их

вертикальности и геометрической формы

отсутствие, отметить коррозионное состояние поверхностей

4

Днище

Осмотр, нивелировка окрайки или середины днища, замер

Указать коррозионное состояние, наличие хлопунов, их количество и размеры,

толщины листов

толщину листов

5

Сварные швы

Осмотр, просвечивание или проверка ультразвуком

Указать количество проверенных швов и их место расположения, основные

дефекты

6

Арматура и другое

Осмотр; для задвижек - испытание на прочность и

Указать на наличие или отсутствие пропуска жидкости, исправность или

оборудование

плотность

неисправность

7

Отмостка, обвалование

Осмотр

Указать состояние, наличие отклонений от норм

8

Заземление и

Осмотр

Указать результаты измерения сопротивления и отметить исправность или

молниезащита

неисправность

К акту прилагаются:

1. Развертки элементов резервуара с указанием мест обнаружения дефектов, мест, пораженных коррозией (указать вид коррозии - сплошная, точечная, язвенная), мест расположения замера толщин листов.

2. Заключение о просвечивании сварных швов с указанием номеров пленок, мест просвечивания рентгено-, гамма-лучами или другими способами контроля сварных швов.

3. Протоколы нивелировки окрайки или середины днища, акты проверки заземления и грозовой защиты, проверки вертикальности стенки и геометрической формы.

4.    Другие документы (схемы, чертежи, протоколы), отражающие объем и результаты ревизий.

Начальник цеха_

Ст. механик цеха_

Представитель ОТН_

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.3

Рекомендации по выбору коэффициента прочности сварных швов

При расчете на прочность и определении отбраковочных величин сварных листовых элементов резервуаров в расчетные формулы вводятся коэффициенты прочности сварных соединений (ф).

Для различных типов сварных швов с учетом способов их контроля для углеродистых и низколегированных сталей рекомендуются следующие значения коэффициентов прочности сварных соединений (ф):

1)    для стыковых швов, выполненных двусторонней или односторонней (с подваркой корня шва) автоматической, полуавтоматической или ручной сваркой, обеспечивающей полный провар по всей толщине стыкуемых элементов, при условии проведения физического контроля качества шва (рентгено-и гаммаграфирования, ультразвуковой дефектоскопии) принимается равным 1;

2)    для стыковых швов, выполненных двусторонней сваркой или односторонней с подваркой корня шва полуавтоматическим или ручным способом, при обычных методах контроля качества шва (наружном осмотре, замере размеров швов и т.д.) принимается не более 0,86;

3)    для сварных соединений внахлестку при наличии швов с двух сторон принимается не более 0,8;

4)    для сварных соединений встык с внутренними или внешними накладками, выполненных меловыми электродами для углеродистых «кипящих» сталей (имеющих пониженную ударную вязкость) при обычных методах контроля качества шва принимается не более 0,7; при условии проведения физического контроля качества этих швов и устранения обнаруженных недопустимых дефектов принимается не более 0,9.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.4

(рекомендуемое)

ПАСПОРТ

цилиндрического вертикального резервуара

Паспорт на резервуар должен содержать сведения, отражающие техническую характеристику, техническое состояние и данные по ревизии, ремонту. 1. Емкость

2. Проект, по которому изготовлен

(указать номер типового

проекта или организацию, выполнившую индивидуальный проект)

3. Тип (марка)

(указать сварной, клепаный, полистовой сборки

как рулонного типа, с понтоном, плавающей крышей, с

газоуравнительной системой и др. особенностями)

4. Дата составления паспорта

5. Лицо, ответственное за эксплуатацию

(номер приказа,

должность, Ф.И.О.)

6. Место установки

(указать наименование предприятия, цех,

объект)

7. Назначение

8. Хранимый продукт

(плотность, удельный вес, коррозионность,

температура вспышки паров, токсичность и др.)

9. Технологические параметры:

избыточное давление под кровлей

допускаемый вакуум

установленный уровень налива

максимальная скорость наполнения и опорожнения

оборачиваемость

(за год)

10. Основные размеры элементов резервуара:

вместимость, куб. м

(фактическая)

вес резервуара, т

высота резервуара, м

высота стенки, м

диаметр, м

толщина листов по поясам, мм:

№ пояса, начиная снизу

Толщина листов каждого пояса по проекту

Действительная толщина пояса

Марка материала и ГОСТ

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

11.    Тип кровли    _

(тип, марка стали, толщина листов)

12.    Понтон или плавающая крыша

(тип, материалы, толщина листов коробов, центральной части,

количество направляющих, тип уплотняющего затвора и др.)

13. Днище    _

(марка стали, толщина листов окрайки и

центральной части, наличие и тип антикоррозионного покрытия)

14.    Наименование организации, выполнившей рабочие чертежи КМ и номера чертежей

15.    Наименование завода-изготовителя конструкций

16.    Наименование строительно-монтажных организаций, участвовавших в возведении резервуара:

1 _

2 _

3    _

и т.д.

17.    Отклонения от проекта:

1)    по днищу    _

2)    по кровле    _

3)    по стенке и др.    _

18. Перечень установленного на резервуаре оборудования:

№ п/п

Наименование

Кол-во, шт.

Дата установки

Краткая техническая характеристика, размеры, мм

1

Клапан предохранительный

2

Клапан дыхательный

3

Люк замерный

4

Люк световой

5

Люк-паз

6

Управление хлопушкой

7

Прибор для замера уровня

8

Подъемная труба

9

Кран сифонный

10

Змеевики для подогрева

11

Пенокамера

12

Пенопровод

13

Задвижка коренная

14

Грозозащита и т.д.

а также:

-    наличие другого специального оборудования (размывающие головки, отражающие диски и др.);

-    наличие и тип подогревательных устройств

19. Наличие и вид внутренних покрытий или антикоррозионной защиты (дата нанесения)

20.    Наличие и тип теплоизоляции (дата монтажа)

21.    Дата начала монтажа

22.    Дата окончания монтажа    _

23.    Даты начала и окончания каждого промежуточного испытания и результаты испытания

(указать номера актов испытания, даты, результаты)

24.    Даты начала и окончания испытания резервуара в целом и результаты испытания

25. Даты приемки резервуара и сдачи его в эксплуатацию

(указать даты ввода в эксплуатацию, первого наполнения резервуара продуктом)

26. Подписи представителей заказчика и строительно-монтажных организаций

(перечислить)

27. Даты и результаты внутренних осмотров технического состояния (комиссией):

№ п/п

Дата

Результат осмотра

Ф.И.О., подпись ответственного за эксплуатацию

28. Записи о проведенных проверках работы понтона или плавающей крыши, их уплотняющих затворов или другого специального оборудования

(дата, результаты)

29. Записи о проведении ревизии (результаты нивелировки и проверок осадки резервуара, отклонений от вертикали, толщинометрии, качества сварных швов и др.).

30.    Записи о проведенных специальных обследованиях

(дата, результаты)

31.    Запись об авариях, ремонтах и реконструкциях.

32.    Перечень приложенных к паспорту документов:

1)    технический паспорт на понтон или плавающую крышу, а также документация на уплотняющие затворы (для резервуаров, имеющих плавающую крышу или понтон);

2)    деталировочные чертежи (развертки боковой поверхности стенки, днища, кровли с указанием толщин листов);

3)    заводские сертификаты на изготовленные стальные конструкции;

4)    документы о согласовании отступлений от проекта при монтаже;

5)    акты приемки скрытых работ (дата и номер);

6)    документы (сертификаты и др.), удостоверяющие качество сварочных материалов, применяемых при монтаже;

7)    журнал сварочных работ;

8)    схемы геодезических замеров при проверке разбивочных осей и установке конструкции - для вновь вводимого резервуара (для находящегося в эксплуатации - результаты проведенной нивелировки днища и его окрайки);

9)    акты испытания резервуара;

10)    документы по результатам испытаний сварочных монтажных швов (дата и номер);

11)    описи удостоверений (дипломов) о квалификации сварщиков;

12)    заключения по просвечиванию сварных монтажных швов (со схемами расположения мест просвечивания);

13)    акты приемки смонтированного оборудования (дата и номер);

14)    документы о результатах проверок и обследований (рекомендации, заключения и др.).

Примечания: 1. По мере установки на резервуар специального оборудования в процессе эксплуатации все сведения об этом оборудовании внести в паспорт, а также сведения о замене ранее установленного оборудования.

2.    Для резервуаров, находящихся в эксплуатации и не имеющих отдельных сведений по исполнительной документации, заполнение соответствующих граф проводить при ремонтах.

3.    В случае усиления стенки резервуара (например, кольцевыми бандажами), в паспорте делают запись о проведенном усилении, в количестве установленных кольцевых бандажей, о допустимом уровне наполнения усиленного резервуара и сроке его обследования.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.5

Предприятие    _

Цех _

АКТ № сдачи резервуара в ремонт

от «_»_199 г.

Настоящий акт составлен о том, что закончены работы по подготовке резервуара

№    _ объемом    _ куб.м

к    ремонту    путем

(указать выполнение операций: освобождение, зачистку,

дегазацию, пропарку, хранимый продукт)

(указать степень зачистки и готовность его для ведения

огневых и др. работ)


Установлены заглушки на


Резервуар сдали: Начальник цеха (парка)


Резервуар приняли: Ответственные исполнители ремонтной организации


Ст. механик цеха (парка)


Согласовано:


Представитель пожарной охраны Зам. главного инженера по ТБ


ПРИЛОЖЕНИЕ 2.6


УТВЕРЖДАЮ Г лавный механик


199 г.


«


»


Предприятие Цех    _


АКТ

приемки резервуара из ремонта от «_»_199 г .

Настоящий акт составлен о том, что закончены ремонтные работы и произведена приемка

резервуара №    _

объемом    _ куб. м из    _ ремонта

Резервуар подвергался ремонту с «_»_199 г.

по «_»_199 г. согласно дефектной ведомости №

от «_»_199 г. и акта ревизии и отбраковки

от «_»_199 г

Во время ремонта выполнены следующие работы


Произведены гидроиспытания


(указать при полном или неполном


наливе, время выдержки под наливом, результаты)

Перечень работ, не выполненных по дефектной ведомости, не препятствующих нормальной эксплуатации, с указанием сроков выполнения этих работ NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009    11:49:17


Ремонт произведен    _

(указать ремонтирующую организацию)

Качество ремонта

(указать оценку выполнения работ)

Ввод резервуара в эксплуатацию

(указать, разрешается или не разрешается, на полном или ограниченном наливе, указать максимальную высоту налива)

Г лавный механик    _

Зам. главного инженера по ТВ    _

Начальник отдела технадзора    _

Ст. механик цеха (парка)    _

Начальник цеха (парка)    _

Ответственный исполнитель подрядной организации    _

Начальник РМЦ    _

Представитель пожарной охраны    _

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.7

Периодичность осмотров оборудования стальных вертикальных резервуаров

Наименование оборудования

Периодичность осмотров и характер работ в период осмотров

1.    Люк замерный

2.    Люк световой

3.    Дыхательный клапан

4.    Гидравлический (предохранительный) клапан

5.    Огневой предохранитель

6.    Диск-отражатель

7.    Вентиляционный патрубок

8.    Пенокамеры и пеногенераторы

9.    Прибор для измерения уровня

10.    Приемо-раздаточные патрубки

11.    Перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке

12.    Задвижка (запорная)

13.    Боковое управление хлопушкой

14.    Сифонный кран

При каждом пользовании, но не реже 1 раза в месяц

Осмотр (без вскрытия) не реже 1 раза в месяц и при каждом вскрытии

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней в холодное время. При температуре воздуха ниже -30оС - через 3-4 дня

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплее время года и не реже 1 раза в 10 дней в холодной время

В теплое время 1 раз в месяц, в холодное - 1 раз в 10 дней 1 раз в квартал 1 раз в месяц 1 раз в месяц

В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 1 раза в месяц

Каждый раз при приеме - отпуске, но не реже 1 раза в месяц

То же

То же

То же

То же

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.8

ТРЕБОВАНИЯ к швам сварных соединений по результатам

контроля неразрушающими методами (в соответствии со СНиП 3.03.01-87):

а) по результатам радиографического контроля (табл. 1)

Таблица 1

Типы сварных соединений, внутренние дефекты

Требования к качеству, допустимые размеры дефектов

1.    Сведи нения, доступные для сварки с двух сторон, соединения на подкладках Непровары в корне шва

2.    Соединения без подкладок, доступные для сварки с одной стороны Непровары в конце шва

Удлиненные и сферические дефекты: одиночные

образующие цепочку или скопление удлиненные

непровары, цепочки и скопления пор, соседние по длине шва суммарные в продольном сечении шва

3.    Швы сварных соединений конструкций, возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже 40°С до минус 65 °С, а также конструкций, рассчитанных на выносливость Непровары, несплавления, удлиненные дефекты, цепочки и скопления дефектов

Одиночные сферические дефекты

Высота до 5% толщины свариваемого проката, но не белее 2 мм Длина не более удвоенной длины оценочного участка

Высота до 15% толщины свариваемого проката, но не более 3 мм

Высота не более значений h*

Высота не более 0,5 h

Длина не более длины оценочного участка

Протяженность не более отношения S*/h

Расстояния между близлежащими концами не менее 200 мм

Суммарная площадь на оценочном участке не более S

Не допускаются

Высота не более 0,5 h Расстояние между соседними дефектами не менее удвоенной длины оценочного участка

* Значения h и S следует принимать по табл. 2.

Допустимые размеры одиночных дефектов и длина оценочного участка при радиографическом контроле (табл. 2)

Таблица 2

Наименьшая толщина элемента конструкции в сварном соединении, мм

Длина оценочного участка/ мм

Допустимые размеры одиночных дефектов

h, мм

S, кв. мм

От 4 до 6

15

0,8

3

Св. 6 до 8

20

1,2

6

« 8 « 10

20

1,6

8

« 10 « 12

25

2,0

10

« 12 « 14

25

2,4

12

« 14 « 16

25

2,8

14

« 16 « 18

25

3,2

16

« 18 « 20

25

3,6

18

« 20 « 60

30

4,0

18

Обозначения, принятые в табл. 2:

h - допустимая высота сферического или удлиненного одиночного дефекта; S - суммарная площадь дефектов в продольном сечении шва на оценочном участке.

Примечания: 1. Чувствительность контроля устанавливается по третьему классу согласно ГОСТ 7512-82.

2. При оценке за высоту дефектов h следует принимать следующие размеры их изображений на радиограммах:

для сферических пор и включений - диаметр; для удлиненных пор и включений - ширину;

б) по результатам ультразвукового контроля (табл. 3)

Таблица 3

Сварные соединения

Наименьшая толщина элемента в сварном соединении, мм

Длина оценочного уч., мм

Фиксируемая эквивалентная площадь одиночного дефекта, кв. мм

Допустимое число одиночных дефектов на оценочном уч., шт.

наименьшая поисковая

допустимая оценочная

Стыковые, угловые тавровые,

Св. 6 до 10

20

5

7

1

нахлесточные

« 10 « 20

25

5

7

2

« 20 « 30

30

5

7

3

« 30 « 60

30

7

10

3

Примечание. В швах сварных соединений конструкций, возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40°С до минус 65°С, а также конструкций, рассчитанных на выносливость, допускаются внутренние дефекты, эквивалентная площадь которых не превышает половины значении допустимой оценочной площади, указанной в табл. 3. При этом наименьшую поисковую площадь необходимо уменьшать в два раза. Расстояния между дефектами должны быть не менее удвоенной длины оценочного участка.

3. СОСУДЫ И АППАРАТЫ

3.9. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая «Инструкция» распространяется на все стальные сосуды и аппараты неогневого действия, в том числе и на теплообменные аппараты,

9    'j

работающие под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2), находящиеся в эксплуатации на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, и определяет порядок технического надзора, методы, периодичность и объем проведения ревизий, нормы отбраковки элементов сосудов (аппаратов), а также формы ведения технической документации.

3.2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

3.2.1. При эксплуатации, ревизии и ремонте сосудов (аппаратов) наряду с настоящей «Инструкцией» необходимо руководствоваться указаниями следующих нормативных документов:

1)    «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденные Госгортехнадзором СССР 27 ноября 1987 года (далее по тексту «Правила»);

2)    «Технические указания - регламент по эксплуатации оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающего в водородосодержащих средах» (взамен Регламента 1972 года), утвержденные ВПО «Союзнефтеортсинтез» МНХП СССР и ВПО «Союзнефтехиммаш» МХНМ СССР в марте 1983 года;

3)    «Правила пожарной безопасности при эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий» (ППБ-79), утвержденные МНХП СССР 23 января 1979 года;

4) «Общие правила взрывобезопасности для взрыво- и пожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденные ГГТН СССР 6 сентября 1988 года;

5)    ОСТ 26-291-87 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Технические требования»;

6)    «Руководящие указания по эксплуатации, ревизии и ремонту пружинных предохранительных клапанов» (РУПК-78), утвержденные МНХП СССР 13 декабря 1977 года, с изменениями: письмо МНХП СССР и ГГТН СССР 1979 года и письмо Управления ГМ и ГЭ МНХП СССР 1987 года;

7)    «Регламент проведения в зимнее время пуска, остановки и испытаний на плотность аппаратуры химических и нефтеперерабатывающих заводов, а также газовых промыслов и газобензиновых заводов», утвержденный МНХП СССР 8 июня 1972 года;

8)    «Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических

производств»;

9)    «Инструкция по определению скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов и трубопроводов на предприятиях Миннефтехимпрома СССР»;

10)    «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2). РД 38.13-004-86»;

11)    «Сосуды и аппараты. Общие технические условия на ремонт корпусов. ОТУ-2-92»;

12)    требования проектов и другие нормативно-технические документы, указания вышестоящих и инспектирующих организаций.

3.2.2.    Эксплуатация сосудов (аппаратов) разрешается только при наличии паспорта установленной формы с полным комплектом документов, требуемых в соответствии с п. 6.2.3 «Правил».

3.2.3. Наружная поверхность сосудов (аппаратов) должна быть предохранена от коррозии в соответствии с проектом. Крепеж должен быть защищен антикоррозионной смазкой, удовлетворяющей условиям эксплуатации.

3.2.4.    Переустройство сосудов (аппаратов) производится по согласованию с автором проекта (заводом-изготовителем), а при отсутствии таковых - по документации, разработанной или согласованной организацией, имеющей лицензию органов Госгортехнадзора на проведение работ такого рода.

3.2.5.    Все сосуды (аппараты) должны учитываться в специальной книге учета и освидетельствования сосудов (приложение 3.1), которая составляется лицом, ответственным по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов, совместно с лицом, ответственным за исправное и безопасное действие сосудов, и хранится в отделе технического надзора.

Допускается замена ведения книги компьютерным учетом или составлением и ведением на каждый сосуд (аппарат) индивидуальных карточек учета или других документов, содержащих все необходимые сведения.

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасное действие сосудов (аппаратов), совместно с представителем технического надзора, ответственным по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов, составляют перечень сосудов (аппаратов), которые должны подвергаться дополнительным освидетельствованиям, испытаниям и исследованиям (приложение 3.2.). Перечень должен согласовываться с начальником отдела технического надзора и утверждаться главным инженером (механиком) предприятия.

3.2.6. Трубопроводы, обвязывающие недействующие сосуды (аппараты), должны быть демонтированы или отключены от последних заглушками с видимым разрывом.

Заглушки при давлении до 10,0 МПа (100 кгс/см ) должны отвечать требованиям руководящего документа «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см )» РД 38.13.004-86.

3.2.7.    На основании настоящей «Инструкции» и нормативных документов, перечисленных в п. 3.2.1., на каждом предприятии должна быть составлена производственная инструкция по безопасной эксплуатации, надзору, методам ревизии, отбраковке сосудов (аппаратов) с учетом их особенностей и конкретных условий работы.

3.3. НАДЗОР ВО ВРЕМЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.3.1.    При эксплуатации сосудов (аппаратов) должен строго соблюдаться установленный для них регламент, предусмотренный технологией производства, а также требования действующих норм и инструкций, перечисленных в п. 3.2.1 настоящей «Инструкции».

3.3.2.    Лицом, ответственным за безопасное действие сосудов (аппаратов), является начальник установки (участка, цеха) или другой инженернотехнический работник, которому подчинен персонал, обслуживающий сосуды. Это лицо назначается приказом по предприятию и должно быть аттестовано на знание «Правил» и других нормативных документов в соответствии с «Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, организаций и объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России».

На время отпуска или отсутствия этого лица ответственность за безопасное действие сосудов (аппаратов) возлагается на лицо, заменяющее его по должности. В этом случае знания этого лица также должны быть проверены в соответствии с вышеуказанным «Положением».

3.3.3.    Надзор за безопасной эксплуатацией сосудов (аппаратов) производится путем наружного осмотра и по показаниям приборов КИПиА:

1)    ежесменно обслуживающим персоналом технологической установки с записью в вахтенном журнале;

2)    ежедневно лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие сосудов (аппаратов), с подписью и отражением отмеченных замечаний в вахтенном журнале;

3) периодически, не реже чем 1 раз в год, лицом, осуществляющим надзор за сосудами (аппаратами) на предприятии, совместно с лицом, ответственным за их исправное состояние и безопасное действие.

По результатам периодического обследования составляется акт в двух экземплярах с указанием сроков устранения выявленных нарушений. Один экземпляр акта вручается начальнику технологического цеха (установки), второй хранится в службе технического надзора.

3.3.4.    При периодическом обследовании проверяется:

1)    состояние сосудов (аппаратов) путем наружного осмотра;

2)    наличие и работоспособность приборов и систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

3)    устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мероприятий по безопасной эксплуатации, намеченных актами расследования аварий, протоколами технических совещаний, приказами и предписаниями органов Госгортехнадзора и отдела технического надзора предприятия;

4)    наличие и полнота технической документации по эксплуатации и ремонту;

5)    учет наработки циклов нагружения сосудов (аппаратов), работающих в циклическом режиме;

6)    обученность обслуживающего персонала (выборочно).

3.3.5.    При наружном осмотре сосудов (аппаратов) необходимо:

1)    осмотреть сосуды (аппараты), убедиться в их исправном состоянии, при этом особое внимание обратить на следующие возможные дефекты: пропуски и потения в основном металле и металле сварных швов, для теплоизолированных аппаратов - намокание теплоизоляции, течь из-под изоляции,

а также нарушение ее целостности;

наличие трещин, отслаиваний, отдулин; наличие видимых деформаций;

неукомплектованность крышек, люков и фланцевых соединений крепежными изделиями, неправильная сборка крепежа, дефекты резьбы; течи во фланцевых соединениях и сигнальных отверстиях укрепляющих колец штуцеров и люков (сигнальные отверстия должны быть постоянно открытыми, всегда очищенными от краски и загрязнений), в резьбовых соединениях муфт и бобышек; повышенную вибрацию, более 0,2 мм (пиковое значение) на частоте 40 Г ц;

2)    проверить наличие и исправность:

таблички с надписями о разрешенном давлении и сроках следующего технического освидетельствования;

арматуры, приборов КИПиА, предохранительных устройств и блокировок в соответствии с проектом и технологическим регламентом; пломб и табличек на предохранительных клапанах, а также пломб или клейм с отметкой о проведении проверки на манометрах;

состояние фундамента, анкерных болтов, опорных конструкций (особенно в местах приварки их к корпусу), переходных лестниц и обслуживающих площадок, на которых не должно быть посторонних предметов, оборудования и т. п.; целостность изоляции или наружного защитного покрытия; состояние осветительных приборов, заземления и молниезащиты;

3)    проверить (выборочно) ведение технологического режима по показаниям самопишущих и показывающих приборов, анализам и записям в режимных листах и вахтенном журнале и соответствие этих данных технологическим картам и паспортам сосудов (аппаратов).

3.3.6.    Во время эксплуатации теплообменных аппаратов обслуживающему персоналу и ИТР установки необходимо обращать внимание на следующие основные признаки неисправностей:

1)    значительное ухудшение теплообмена между двумя теплоносителями, которое определяется по изменению их температуры на входе и выходе из аппарата при постоянстве потоков;

2)    уменьшение производительности аппарата;

3) попадание одного теплоносителя в другой, из трубного пространства - в межтрубное или наоборот (в зависимости от давления), определяемое по качеству теплоносителя с меньшим давлением после теплообменного аппарата.

3.3.7.    Эксплуатация сосудов (аппаратов) не допускается:

1) при истечении срока очередного освидетельствования, если не имеется разрешения на перенос срока;

2)    при отсутствии в паспорте разрешения на эксплуатацию;

3)    если давление или температура в сосуде (аппарате) поднимаются выше разрешенных, несмотря на соблюдение всех требований, указанных в инструкции по обслуживанию и технологическом регламенте;

4) при обнаружении в элементах, определяющих прочность сосуда (аппарата), дефектов в виде трещин, выпучин, пропусков или потения в сварных швах, намокания изоляции или течи из-под нее (для заизолированных сосудов), а также течи во фланцевых, резьбовых и других соединениях, при неукомплектованности крепежными деталями;

5)    при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду (аппарату);

6)    при неисправности приборов КИП, предохранительных и блокировочных устройств.

При запрещении эксплуатации сосуда (аппарата) необходимо произвести запись в паспорте сосуда с указанием причины и поставить в известность руководство предприятия.

3.3.8. Порядок аварийной остановки сосуда (аппарата) и последующего его ввода в работу должен быть указан в разработанной и утвержденной главным инженером инструкции по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов (аппаратов).

3.4. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

3.4.1.    Основным методом определения технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации сосуда (аппарата), работающего под давлением, на который распространяются требования настоящей «Инструкции», является периодическое техническое освидетельствование.

Техническое освидетельствование сосуда (аппарата) производится путем:

1)    наружного осмотра;

2)    внутреннего осмотра;

3)    гидравлического или пневматического испытания на прочность и герметичность.

3.4.2.    Объем, методы и периодичность технического освидетельствования сосуда (аппарата) должны быть определены предприятием-изготовителем, указаны в его паспорте или прилагаемой конструкторской документации (сборочном чертеже, инструкции по эксплуатации и т. п.).

В случае отсутствия таких указаний техническое освидетельствование сосудов (аппаратов) должно производиться в соответствии с требованиями табл. 3J-3A

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ СОСУДОВ, ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ОРГАНАХ

ГОСГОРТЕХНАДЗОРА


Таблица 3.1

Наименование

Ответственным по надзору

Специалистом организации, получившей лицензию ГГТН на проведение технических освидетельствований

наружный и внутренний осмотр

наружный и внутренний осмотр

гидравлическое испытание пробным давлением

1. Сосуды работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью не более 0,1 мм/год

6 лет

6 лет

12 лет

2. Сосуды, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью более 0,1 мм/год до 0,3 мм/год

2 года

4 года

8 лет

3. Сосуды, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью более 0,3 мм/год

1 год

4 года

8 лет

Таблица 3.2

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ СОСУДОВ, НЕ ПОДЛЕЖАЩИХ РЕГИСТРАЦИИ В ОРГАНАХ

ГОСГОРТЕХНАДЗОРА

Наименование

Наружный и внутренний осмотр

Г идравлическое испытание пробным давлением

1. Сосуды, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью не более 0,1

6 лет

12 лет

мм/год

2. Сосуды, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью более 0,1

2 года

8 лет

мм/год до 0,3 мм/год

3. Сосуды, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью более 0,3

1 год

8 лет

мм/год

Таблица 3.3

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ С ВЫДВИЖНОЙ СИСТЕМОЙ

ТРУБНЫХ ПУЧКОВ, ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ОРГАНАХ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА

Наименование

Ответственным по надзору

Специалистом организации, получившей лицензию ГГТН на проведение технических освидетельствований

наружный и внутренний осмотр

наружный и внутренний осмотр

гидравлическое испытание пробным давлением

Теплообменные аппараты, работающие со средой, вызывающей коррозию металла со скоростью:

1) не более 0,1 мм/год

При каждом демонтаже трубного пучка, но не реже:

12 лет

12 лет

12 лет

2) более 0,1 мм/год до 0,3 мм/год

8 лет

8 лет

8 лет

3) более 0,3 мм/год

1 год

4 года

8 лет

Таблица 3.4

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ С ВЫДВИЖНОЙ СИСТЕМОЙ ТРУБНЫХ ПУЧКОВ, НЕПОДЛЕЖАЩИХ РЕГИСТРАЦИИ В ОРГАНАХ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА

Наименование

Наружный и внутренний осмотр

Г идравлическое испытание пробным давлением

Теплообменные аппараты, работающие со средой, вызывающей коррозию

При каждом, демонтаже трубного пучка, но не

металла со скоростью:

реже:

1) не более 0,1 мм/год

12 лет

12 лет

2) более 0,1 мм/год до 0,3 мм/год

8 лет

8 лет

3) более 0,3 мм/год

1 год

8 лет

Табл. 3.1-3.2 периодичности технического освидетельствования сосудов составлены на основании постановления Госгортехнадзора № 10 от 13.04.1987 года.

Табл. 3.3-3.4 периодичности технического освидетельствования теплообменных аппаратов с выдвижной системой трубных пучков составлены на основании постановления Госгортехнадзора № 7 от 10.03.1981 года.

3.4.3.    Сосуды (аппараты), эксплуатируемые в условиях, вызывающих ухудшение химического состава или прочностных свойств металла, независимо от скорости коррозии при температуре стенки корпуса 450 °С и выше, подверженные межкристаллитной коррозии и коррозионному растрескиванию металла, должны подвергаться техническому освидетельствованию в сроки и объемах, предусмотренных табл. 10-11 «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

3.4.4. Техническое освидетельствование, помимо инспектора Госгортехнадзора, может производить организация, имеющая лицензию на выполнение таких работ, выданную органами Госгортехнадзора.

3.4.5.    Скорость коррозионного износа металла корпуса определяется по каждому сосуду (аппарату) либо по представителю из группы сосудов (аппаратов), работающих в одной и той же среде, при одинаковых рабочих условиях и материальном исполнении, в соответствии с «Инструкцией по определению скорости коррозии металла стенок корпусов сосудов и трубопроводов на предприятиях Миннефтехимпрома СССР», утвержденной Миннефтехимпромом СССР 18 октября 1983 г.

3.4.6.    На каждом предприятии-владельце сосудов (аппаратов) составляется и утверждается главным инженером предприятия перечень сосудов (приложение 3.5) с указанием скорости коррозионного износа металла стенок корпусов сосудов (аппаратов) и периодичности их технического освидетельствования.

Пересмотр и переутверждение перечня производятся не реже одного раза в два года.

В случае изменения условий эксплуатации сосудов (аппаратов), вызывающих увеличение (снижение) скорости коррозии металла, в указанный перечень вносятся уточнения и дополнения.

3.4.7. Результат технического освидетельствования должен быть записан в паспорт сосуда (аппарата) лицом, производившим освидетельствование, с указанием разрешенных параметров эксплуатации и сроков следующего освидетельствования.

Отметка о проведенном техническом освидетельствовании о сроке следующего освидетельствования также делается в книге учета и освидетельствования сосудов (аппаратов).

3.4.8.    Если при освидетельствовании будут обнаружены дефекты, снижающие прочность сосуда (аппарата), то его эксплуатация может быть разрешена при пониженных параметрах (давление и температура).

Возможность эксплуатации сосуда (аппарата) при пониженных параметрах должна быть подтверждена расчетом на прочность, при этом должен быть проведен поверочный расчет пропускной способности предохранительных клапанов.

3.4.9. Если при техническом освидетельствований окажется, что сосуд (аппарат), вследствие имеющихся дефектов, находится в состоянии, опасном для дальнейшей эксплуатации, работа такого сосуда (аппарата) должна быть запрещена.

3.5. ВИДЫ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИИ

3.5.1.    Проведению технических освидетельствований сосудов (аппаратов) должно предшествовать изучение технической документации с целью анализа конструкции и материального исполнения, рабочих условий (давление, температура, среда), информации о имевших место отказах и их причинах, выполненных ремонтных работах и результатах предыдущих технических освидетельствований.

3.5.2. Техническое освидетельствование выполняется после подготовки сосуда (аппарата) в соответствии с требованиями п. 6.3.5 «Правил» и других действующих документов по технике безопасности.

3.5.3.    Наружный осмотр сосуда (аппарата) производится в объеме, предусмотренном п. 3.3.5, как правило, без снятия изоляции. Частичное или полное удаление последней должно быть в том случае, если есть признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла корпуса и сварных швов под изоляцией (следы промокания, перегрева, отслоения и т. д.).

3.5.4. При внутреннем осмотре сосудов (аппаратов) с защитным покрытием (футеровка, плакировка, эмали и т.п.) оно должно быть частично или полностью удалено, в том случае, если имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла под защитным покрытием (неплотность футеровки, отдулины плакирующего слоя или гуммировки и т.п.).

Дефектная часть покрытия удаляется в границах, определенных лицом, производящим техническое освидетельствование.

3.5.5.    При техническом освидетельствовании наиболее тщательному контролю подлежат те участки сосудов (аппаратов), где вероятнее всего происходит максимальный износ: застойные зоны, места скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, места раздела фаз «жидкость-газ», места изменения направления потоков, штуцеры входа и выхода продуктов, стенки в местах входа и выхода продукта, трубы погружных холодильников в зоне раздела фаз «вода-воздух» и др.

3.5.6.    При внутреннем осмотре сосудов (аппаратов) особое внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:

1) на поверхности металла корпуса:

трещин, надрывов, коррозии стенок;

язв, раковин в литых корпусах;

вскрытых плен, заковов, усадочных рыхлостей в кованых корпусах;

выпучин, возникающих вследствие расслоения металла, работающего в сероводородосодержащих средах;

наличие щелочного растрескивания, особенно при температурах стенок выше 80оС, в местах скопления и конденсации щелочи и в местах концентрации

напряжений.

2)    изменение геометрий корпуса в результате деформации стенок в виде выпучин, вмятин, гофр;

3)    в сварных швах - трещин, свищей, пор, видимых непроваров, подрезов, коррозии;

4)    в сосудах (аппаратах) с защитными покрытиями: разрушения футеровки, в том числе неплотностей слоев футеровочных плиток;

трещин в гуммировочном, свинцовом или ином покрытии;

сколов (отслоений) эмали, вскрытия пор, находящихся внутри эмали;

трещин, отдулин плакирующего слоя и металлических вкладышей;

дефектов металла корпуса в местах поврежденного защитного покрытия.

3.5.7.    Элементы сосудов (аппаратов): обечайки, днища, крышки, колпаки, плавающие головки, штуцеры и т.п., у которых при наружном и внутреннем осмотрах замечены явная коррозия или другие дефекты, сопровождающиеся износом стекой, а также выборочно по поверхностям, где явная коррозия не замечена, подвергаются замеру толщин стенок.

Замеры толщины стенки производятся неразрушающими методами с использованием ультразвуковых приборов или путем засверловки и измерения толщины стенки мерительным инструментом с погрешностью ±0,1 мм, а для толщин более 20 мм - с погрешностью не более ± 0,5% от измеряемой величины.

Предпочтение следует отдавать ультразвуковой толщинометрии.

На сосудах (аппаратах), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию и коррозионное растрескивание под напряжением, сквозные засверловки с последующей их заделкой методом электродуговой сварки не допускаются.

Выбор мест и количества замеряемых точек по определению толщины стенки сосуда (аппарата), выбор методов неразрушающего контроля осуществляет лицо, производящее освидетельствование.

Если при первичном объеме контроля выявляются дефекты, то его объем должен быть удвоен, а в случае неудовлетворительных результатов объем контроля должен быть 100%-ным.

Результаты замеров и фактическое расположение точек замеров отражаются в коррозионной карте (приложение 3.5), а на корпусе сосуда (аппарата) краской отмечаются места замеров, которые являются предпочтительными при проведении толщинометрии во время последующих освидетельствований.

3.5.8.    Элементы сосудов и аппаратов, доступ к которым для определения остаточной толщины неразрушающими методами контроля затруднен, должны разбираться и проверяться отдельно.

3.5.9.    Места наиболее вероятного возникновения трещин в элементах сосудов и аппаратов, в том числе и сварные швы, контролируются внешним осмотром с применением оптических приборов, а при необходимости - методом цветной, ультразвуковой дефектоскопии или другими методами неразрушающего контроля.

Выбор методов неразрушающего контроля сварных соединений производится в соответствии с ОСТ 26-2079-80 «Швы сварных соединений сосудов и аппаратов, работающих под давлением. Выбор методов неразрушающего контроля».

Чувствительность и разрешающая способность выбранного метода должны обеспечивать надежное выявление недопустимых дефектов. Объем контроля определяется в соответствии с «Правилами», ОСТ 26-291-87 и с учетом отраслевых инструкций по контролю.

Недоступные для контроля ультразвуковой дефектоскопией или радиографическим методом швы сварных соединений проверяются в соответствии с «Инструкцией по контролю сварных соединений, недоступных для проведения радиографического и ультразвукового контроля. РД 26-11-01-85».

3.5.10 При обнаружении на корпусе сосуда (аппарата) выпучин, вмятин для каждого деформированного участка необходимо выполнить:

1)    замеры для определения размеров участка и фактической величины прогиба;

2)    осмотр наружной и внутренней поверхностей с дефектоскопией цветным методом зон повышенного напряжения; ,

3)    замер толщины металла в месте максимальной стрелы прогиба или на дефектной поверхности по квадратной сетке с размером, назначенным лицом, производящим освидетельствование, и на «здоровом» металле для сравнения результатов;

4)    замер твердости металла с наружной или внутренней поверхности в зоне максимальной стрелы прогиба, а также на «здоровом» металле для сравнения результатов;

5)    проверку правильности геометрической формы корпуса с оценкой степени его овальности (п. 3.6.3);

6)    при необходимости, геодезическую проверку вертикальности расположения сосуда (аппарата);

7)    при необходимости, исследование микроструктуры металла неразрушающим (безобразцовым) методом путей снятия реплик (оттисков) на наружной или внутренней поверхности на дефектном и «здоровом» участках для сравнения результатов;

8)    цветную или магнитопорошковую дефектоскопию участков, на которых обнаружены поверхностные дефекты;

9)    ультразвуковой или радиационный контроль обнаруженных дефектов в металле;

10)    при необходимости, контрольную вырезку металла для исследования химического состава, физико-механических свойств и структуры металла;

11)    установление причины образования дефекта корпуса.

Решение о необходимости ремонта деформированного участка принимается лицом, производящим освидетельствование. Такое решение может быть принято на базе обследования дефектного участка на прочность и работоспособность сосуда (аппаратах, выполненного с привлечением специализированной научно-исследовательской организации по изготовлению или ремонту (организации, имеющей лицензию на право выдачи заключения о дальнейшей эксплуатации сосуда).

3.5.11.    При осмотре сварных швов поверхность сварного шва и прилегающего к нему участка основного металла, шириной не менее 20 мм в обе стороны шва, должна быть зачищена от шлака и других загрязнений до металлического блеска.

В случае сомнения в качестве сварных соединений лицо, производящее освидетельствование, может назначить дополнительный контроль неразрушающими методами (замер твердости металла сварного шва, зоны термического влияния и основного металла, ультразвуковой или радиационный контроль, стилоскопирование, исследование микроструктуры неразрушающим (безобразцовым) методом путем снятия реплик (оттисков) на шве и зонах термического влияния или контрольную вырезку образца для исследования.

3.5.12.    При выявлении во время осмотра дефектов в защитном покрытии стенки сосуда (аппарата) должны быть очищены в этих местах до металла, при обнаружении дефектов металла (например, коррозии) и их распространения под защитное покрытие, последнее должно быть удалено для выявления границ дефекта.

В местах разрушенного защитного покрытия необходимо произвести толщинометрию металла, а при необходимости и контроль сварных швов одним из неразрушающих методов.

3.5.13.    С целью более тщательного контроля качества покрытия из неметаллических материалов - лакокрасочные покрытия, покрытия из эмали, винипласта, полиэтилена, гуммировочные и др., за исключением сосудов и аппаратов, защищенных футеровкой или торкрет-бетоном, они должны испытываться на сопротивление электрическому току искровым индуктором или лакокрасочным дефектоскопом (например, ЛКД-1). При этом выявляются проколы, микропоры, трещины и т.п.

3.5.14.    При внутреннем осмотре аппаратов колонного типа, кроме состояния поверхности и сварных швов корпуса, проверяется:

1)    состояние глухих сегментов, сливных карманов, опорных колец, каркаса, упорных уголков и других элементов внутренних устройств, а также состояние сварных швов;

2)    состояние колпачков, желобов и полужелобов, сливных пластин (патрубков), гребенок, опорных балок, ниппелей и других деталей тарелок;

3)    состояние крепежных деталей;

4)    отсутствие короблений, переломов и деформаций отдельных деталей и тарелок в целом;

5)    состояние фланцевых соединений внутренних устройств (маточников, распределительных устройств и т.п.).

Осмотр указанных деталей внутренних устройств должен сопровождаться легким простукиванием молотком весом 0,5-1,0 кг.

Состояние несущих элементов, кроме осмотра и простукивания, должно оцениваться и путем замера остаточных толщин металла.

3.5.15.    Правильность сборки тарелок и допускаемые при этом отклонения определяются действующими отраслевыми стандартами на соответствующие тарелки и ОСТ 26-291-87 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия».

Результаты проверки сборки внутренних устройств колонны после осмотра и ремонта при необходимости оформляются актом, подписанным администрацией цеха.

3.5.16.    При установке новых деталей сосудов и аппаратов (элементов обечаек, днищ, патрубков, фланцев) из легированной стали необходимо произвести

стилоскопирование или химический анализ металла и соединяющих их сварных швов. При установке новых деталей из сталей, склонных к закалке, -замеры твердости металла и сварных швов.

3.5.17.    При внутреннем осмотре кожухотрубчатых теплообменников необходимо проверить:

1)    состояние и степень износа всех элементов аппарата и сварных швов, в том числе и степень износа трубок пучка (змеевика);

2)    состояние развальцовки труб в трубных решетках;

3)    состояние уплотнительных поверхностей трубных решеток, крышек, распределительных камер и фланцевых соединений;

4)    отсутствие расслоений, вспучиваний и других дефектов в двухслойных сталях.

При осмотре кожухотрубчатых теплообменных аппаратов с неподвижной решеткой (тип Н и К) особого внимания требует контроль сварного шва приварки трубной решетки к кожуху аппарата. При необходимости он должен быть проверен радиационным методом или ультразвуковой дефектоскопией по всей длине.

3.5.18.    Рекомендуемые места замеров толщины стенок кожухотрубчатых теплообменных аппаратов с выдвижной трубной системой расположены:

1)    на корпусе - по верхней и нижней образующей, не менее чем в трех точках, а также вблизи штуцеров входа и выхода продукта;

2)    на распределительной камере - по нижней и верхней образующей, не менее чем в двух точках;

3)    на крышках корпуса, распределительной камеры и плавающей головки - по образующей, не менее чем в трех точках, расположенных внизу, вверху и в зоне раздела фаз.

При этом замеры должны производиться в местах, где ранее были выявлены следы коррозии или уменьшение толщины стенок.

3.5.19.    Состояние секций погружных и оросительных холодильников и конденсаторов определяется путем:

1)    осмотра наружной поверхности труб змеевиков при каждом плановом ремонте;

2)    замера толщины стенок труб змеевиков в местах, подверженных износу, при каждом капитальном ремонте;

3)    осмотра внутренней и наружной сторон крышек секций «Лумус» для выявления трещин и коррозии стенок.

Замер толщины стенок крышек производится каждый ремонт, внутренний осмотр - по результатам толщинометрии, но не реже чем через один капитальный ремонт.

3.5.20.    Результаты внутреннего осмотра должны заноситься в паспорт сосуда (аппарата) лицом, ответственным по надзору за техническим состоянием и

эксплуатацией сосудов (аппаратов) на предприятии. При наличии выявленных дефектов оформляется акт отбраковки    элементов    сосуда (аппарата)

(приложение 3.3) в двух экземплярах за подписью лиц, проводивших освидетельствование. При этом один экземпляр акта    вручается    мастеру    (механику),

выполняющему ремонтные работы.

3.5.21.    Сосуды (аппараты), которые невозможно осмотреть изнутри в силу их конструктивных особенностей, должны подвергаться ультразвуковой толщинометрии и дефектоскопии, выполняемой с наружной поверхности, в местах постоянного контроля, а также в местах предполагаемого наибольшего эрозионно-коррозионного воздействия среды.

Объем контрольных операций при этом устанавливается службой технического надзора совместно с лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие сосуда, с таким расчетом, чтобы полученная информация позволяла судить о техническом состоянии всех несущих элементов сосуда (аппарата).

Кроме того, сосуд (аппарат) должен быть подвергнут гидравлическому испытанию на пробное давление. Рекомендуется гидравлическое испытание проводить в сопровождении акустико-эмиссионного (АЭ) контроля с последующей идентификацией зарегистрированных дефектов методом дефектоскопии.

3.5.22.    Выполнение работ по АЭ-контролю должно производиться по специальной методике, составленной специалистами, имеющими разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора на право контроля сосудов (аппаратов) с применением метода АЭ-контроля, или согласованной со специализированной организацией.

3.5.23. Гидравлическое испытание сосудов (аппаратов), за исключением литых, должно производиться пробным давлением Р^, определяемым по формуле:

2

где Р - разрешенное давление сосуда (аппарата), МПа (кгс/см2);

2

[о^0, [о]^- допускаемые напряжения для материала сосуда (аппарата) или его элементов соответственно при 20°С и рабочей температуре, МПа (кгс/см ).

Отношение [о^ / [с]^ принимается по тому из использованных материалов элементов (обечайки, днища, фланцы, крепеж, патрубки и др.), для которого оно является наименьшим.

Гидравлическое испытание сосудов (аппаратов), изготовленных из литья, должно производиться пробным давлением, определяемым по формуле:

Гидравлическое испытание сосудов (аппаратов) производится в соответствии с методическими указаниями (приложение 3.8).

Для гидравлического испытания должна использоваться вода с температурой не ниже +5°С и не выше +40°С.

Разность температур стенок сосуда (аппарата) и окружающего воздуха не должна вызывать выпадения влаги на поверхности стенок сосуда.

3.5.24. Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим (сжатым воздухом или инертным газом), если проведение гидравлического испытания невозможно вследствие следующих причин:

1)    большое напряжение от массы воды в сосуде (аппарате) или фундаменте;

2)    трудно удалить из сосуда (аппарата) воду;

3)    возможно нарушение внутренних покрытий сосуда (аппарата);

4)    температура окружающего воздуха ниже 0°С.

3.5.25. Для сосудов (аппаратов), для которых невозможно проведение гидравлического испытания, работы по техническому освидетельствованию выполняются в следующем объеме:

1)    наружный и внутренний осмотры;

2)    ультразвуковая толщинометрия элементов в местах постоянного контроля, а также в местах предполагаемого наибольшего коррозионно-эрозионного воздействия среды, определяемых службой технического надзора и лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие сосуда (аппарата);

3)    расчет на прочность основных несущих элементов (корпуса, днища);

4)    пневматическое испытание на пробное давление с АЭ-контролем в соответствии с п. 3.5.27.

3.5.26. Для сосудов (аппаратов), для которых невозможно проведение как внутреннего осмотра, так и гидравлического испытания, работы по техническому освидетельствованию выполняются в следующем объеме:

1)    внешний и внутренний осмотр элементов в доступных местах;

2)    ультразвуковая толщинометрия в соответствии с п. 3.5.25.2;

3)    ультразвуковая дефектоскопия или радиографирование сварных швов в местах наибольшего коррозионно-эрозионного воздействия среды;

4)    расчет на прочность несущих элементов (корпуса и днища);

5)    пневматическое испытание на пробное давление с АЭ-контролем в соответствии с п. 3.5.27.

3.5.27.    Пневматическое испытание должно проводиться с контролем состояния сосуда (аппарата) методом акустической    эмиссии    по    специальной

инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной главным инженером предприятия.

Величина испытательного давления Рисп принимается равной величине пробного гидравлического давления.

Давление в сосуде (аппарате) должно повышаться плавно, с промежуточными остановками в течение 10-15 минут через    каждые    25    %    пробного

давления.

При промежуточных остановках проверяется по манометру отсутствие пропусков. Только при положительных результатах проверки приступают к дальнейшему подъему давления.

Длительность подъема давления должна составлять:

до 0,1 МПа <1,0 кгс/см2) - 15-20 мин.;

от 0,1 МПа (1,0 кгс/см2) до 1,0 МПа (10 кгс/см2) - 60-90 мин.;

от 1,0 МПа (10 кгс/см2) до 5,0 МПа (50 кгс/см2) - 60-90 мин.;

от 5,0 МПа (50 кгс/см2) до Рисп - 25-30 мин.

Под пробным давлением сосуд (аппарат) должен находиться 5 мин., после чего давление плавно, в течение 25-30 мин., снижается до рабочего и производится осмотр сосуда (аппарата).

Обстукивание сосуда (аппарата) под давлением запрещается.

При обнаружении пропусков давление в сосуде (аппарате) должно быть полностью снято, и устранена причина пропусков. Сброс давления производится так же плавно, как и подъем.

После устранения дефектов испытания проводятся повторно.

Устранение дефектов и подтяжка крепежных соединений на сосудах (аппаратах), находящихся под давлением, не допускаются.

3.5.28.    Сосуды (аппараты), у которых воздействие среды может вызвать ухудшение химического состава и механических свойств металла, а также сосуды (аппараты), у которых температура стенки при работе превышает 450 °С, должны подвергаться дополнительному освидетельствованию техническим персоналом предприятия в соответствии с инструкцией, утвержденной главным инженером.

Результаты дополнительных освидетельствований должны быть занесены в паспорт сосуда (аппарата).

3.5.29.    Техническое освидетельствование реакторов и регенераторов с торкрет-бетонной футеровкой включает в себя:

1)    наружный осмотр и проверку фактических температур корпуса при эксплуатации по имеющимся поверхностным термопарам или тепловизионным методом контроля наружной поверхности;

2)    внутренний осмотр корпуса с удалением торкрет-бетона в местах, где выявлена температура наружной стенки, превышающая регламентную;

3)    проверку состояния металла корпуса внешним осмотром и определение ere твердости;

4)    вырезка контрольных образцов металла корпуса или проведение металлографических исследований безобразцовым методом, при необходимости.

По реакторам риформинга и гидроочистки руководствоваться требованиями «Технических указаний - регламента по эксплуатации оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающего в водородосодержащих средах»;

5) гидравлическое испытание водой (без катализатора) или жидким невзрыво- и пожароопасным, неядовитым продуктом по специально разработанной инструкции.

После гидроиспытания сушка торкрет-бетонной футеровки производится (если нет конкретных указаний) по следующему режиму:

1)    подъем температуры до 150°С со скоростью не более 15°С в час - 10 часов;

2)    выдержка при 150°С - 24 часа;

3)    подъем температуры до 300°С со скоростью не более 15°С в час - 10 часов;

4)    выдержка при 300° С - 24 часа.

Подъем температуры от 300°С до рабочей - по регламенту вывода установки на режим.

По согласованию со специализированной организацией допускается замена гидравлического испытания пневматическим испытанием инертным газом в соответствии с требованиями п. 3.5.27.

3.5.30.    Сосуды (аппараты), работающие под давлением вредных веществ (взрывоопасные или токсичные жидкости и газы) 1, 2, 3, 4-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007, должны подвергаться испытанию на герметичность. Испытания проводятся техническим персоналом предприятия в соответствии с производственной инструкцией, утвержденной главным инженером предприятия.

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 72 из 95

3.5.31. При испытании сосудов (аппаратов) на герметичность должны соблюдаться следующие требования:

1)    испытание проводится при очередном техническом освидетельствовании, а также после ремонта с применением сварки и при разгерметизации;

2)    испытание проводят, как правило, после положительных результатов испытания на прочность и плотность;

3)    испытание проводят воздухом или инертным газом давлением, равным рабочему;

4)    если продолжительность испытания на герметичность не указана в проекте, ее устанавливает само предприятие.

Продолжительность испытания на герметичность должна быть не менее 24 часов для вновь установленных или прошедших ремонт сосудов (аппаратов) и не менее 4 часов - при периодических испытаниях;

5)    падение давления в сосуде (аппарате) за время испытания определяется по формуле:

где АР - падение давления за 1 час, % от испытательного давления;

2

Рн, Рк - сумма манометрического и барометрического давлений в начале и конце испытания, МПа (кгс/см );

Т Тк - абсолютная температура в сосуде в начале и конце испытания, °К; t - продолжительность испытания, ч;

6) величина допускаемого падения давления при дополнительном испытании сосуда (аппарата) на герметичность определяется проектом с учетом специфических свойств среды (токсичность, взрывоопасность), а при отсутствии указаний в проекте должна приниматься:

для сосудов (аппаратов), вновь установленных, перед пуском в эксплуатацию с токсичными средами - не более 0,1 % в час, со взрывоопасными, легковоспламеняющимися и активными газами (в т.ч. и сжиженными) - не более 0,2% в час;

для сосудов (аппаратов), отремонтированных с помощью сварки, при периодических технических освидетельствованиях, а также при разгерметизации -не более 0,5% в час.

В том случае, когда потери давления превышают указанные нормы, необходимо найти места утечек и устранить их.

3.5.32. Результаты испытания на герметичность оформляются актом.

Сосуд (аппарат) признается прошедшим техническое освидетельствование и допускается к дальнейшей эксплуатации при отсутствии дефектов, снижающих его прочность.

3.6. НОРМЫ ОТБРАКОВКИ

3.6.1. Элементы сосудов и аппаратов (в том числе и литых), определяющие их прочность, должны отбраковываться:

1)    если при толщинометрии выявится, что под действием коррозии и эрозии уменьшилась толщина металла стенки (обечаек корпуса, днищ, крышек, заглушек, штуцеров и др.) до значений, определенных расчетами по действующим методикам (ГОСТ 14249, ГОСТ 24755, ГОСТ 24756, ГОСТ 24757, ГОСТ 25215, ГОСТ 25221, ГОСТ 26202 и др.) или по паспорту, с учетом всех действующих нагрузок (внутреннего или наружного давления, весовых, ветровых, сейсмических, температурных и пр.) без учета прибавки на коррозию (отбраковочный размер);

2) если расчетная толщина стенки (без учета прибавки на коррозию) оказалась меньше величины, указанной ниже, то за отбраковочный размер принимается величина:

для обечаек и днищ сосудов (аппаратов) - 4 мм;

для кожухотрубчатых теплообменных аппаратов (толщина стенок кожуха, распределительной камеры, обечайки крышки и днища) - в соответствии с табл. 3.5;

для патрубков - в соответствии с табл. 3.6.

Таблица 3.5

МИНИМАЛЬНЫЙ ОТБРАКОВОЧНЫЙ РАЗМЕР ДЛЯ КОЖУХОТРУБЧАТЫХ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ТИПА П, У и С

Материал

Диаметр, мм

500 и ниже

600, 800

1000 и выше

толщина стенки, мм

Стали углеродистые, низколегированные, кремнемарганцовистые, хромомолибденовые

3,5

4

5

Стали высоколегированные хромоникелевые

2

3

4

Таблица 3.6

МИНИМАЛЬНЫЙ ОТБРАКОВОЧНЫЙ РАЗМЕР ДЛЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ПАТРУБКА

Наружный диаметр, мм

< 25

< 57

< 108(114)

< 219

< 377

> 426

Наименьшая допустимая толщина стенки, мм

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

3)    если в результате коррозии и эрозии за время эксплуатации до очередного технического освидетельствования (ремонта) толщина стенки элементов может выйти за пределы отбраковочного размера, определенного в соответствии с п. 3.6.1.1 и п. 3.6.1.2;

4)    если при контроле сварных швов визуально и неразрушающими методами контроля и металлографическими: исследованиями выявлены дефекты (свищи, трещины всех видов и направлений), расположенные в металле шва, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла, в том числе и микротрещины, выявленные при металлографическом исследования, межкристаллитная коррозия, коррозия сварных швов с износом их по толщине до отбраковочных величин, коррозионное растрескивание металла;

5)    если при ультразвуковом контроле сварных соединений количество дефектов при заданной длине шва превышает нормативное предельно допустимое значение, указанное в конструкторской документации на контролируемый объект в зависимости от его категории; при отсутствии таких норм руководствоваться нормами, указанными в ОСТ 26-2044-83 и другой нормативно-технической документации по контролю;

6)    если при радиационном контроле сварных соединении, в зависимости от их вида, класс дефектности ниже нормативно допустимого класса по ГОСТ 23055 (приложение 3.9);

7) если при контроле сварных соединений приварки облицовки к корпусу, патрубку, фланцу, а также приварки патрубка штуцера (люка) к корпусу выявлена течь в контрольном отверстии;

8)    если твердость основного металла и сварных швов выходит за нормативные значения (приложение 3.10);

9) если остаточная (локальная) деформация корпуса, а также отклонения от прямолинейности и круглости (овальность) превышают допустимые значения (п.п. 3.6.2 - 3.6.4);

10) если на поверхности кованых обечаек и корпусов выявлены дефекты (язвы, вскрытые плены, усадочные рыхлости и др.), глубиной выходящие за расчетную толщину стенки;

11)    если сосуд (аппарат) не выдержал испытание на прочность и плотность.

Сосуд (аппарат), имеющий дефекты, превышающие допустимые значения, может быть допущен к дальнейшей эксплуатации только по заключению специализированной научно-исследовательской организации (приложение 2 «Правил»).

3.6.2. Отклонение образующих обечаек корпуса от прямолинейности не должно быть больше величин, указанных в табл. 3.7.

Таблица 3.7

ОТКЛОНЕНИЕ ОТ ПРЯМОЛИНЕЙНОСТИ ОБРАЗУЮЩЕЙ КОРПУСА СОСУДА (АППАРАТА)

Сварного из листовых обечаек (ОСТ 26-291-87)

Кованого, ковано-сварного, вальцованного, штампованного (ОСТ 24.201.03-90)

1. Без внутренних устройств

2 мм на 1 м длины корпуса

20 мм - при длине корпуса до 10 м

10 мм - при длине корпуса до 10 м

30 мм - при длине корпуса свыше 10 м

20 мм - при длине корпуса свыше 10 м

2. С внутренними устройствами или с антикоррозионной защитой (футеровкой)

На величину номинального зазора между внутренним диаметром корпуса и наружным диаметром 0,5 мм на длине 1 м длины корпуса

5.0    мм - при длине корпуса до 10 м

10.0    мм - при длине корпуса свыше 10 м

3.6.3. Величина относительной овальности А корпуса сосудов (аппаратов) в любом поперечном сечении не должна превышать 1,0%. Величина относительной овальности определяется по формулам:

1) в сечении, где отсутствуют штуцеры и люки

х!00%

D__ +D_

2) в сечении, где имеются штуцеры и люки

2(D_    -a02d)

x!00%

где Dmax, Dmin - соответственно, максимальный и минимальный внутренние (наружные) диаметры корпуса, мм;

d - внутренний диаметр штуцера или люка, мм.

3.6.4.    Значение А для сосудов (аппаратов) с отношением толщины стенки обечайки корпуса к внутреннему диаметру не более 0,01 допускается увеличить до 1,5 %.

3.6.5.    Реакторные трубы установок каталитического крекинга с неподвижным катализатором должны быть отбракованы независимо от толщины стенок, если выходные отверстия забиты и не поддаются очистке.

3.6.6.    Детали внутренних устройств колонн подлежат отбраковке в следующих случаях:

1)    если толщины стенок деталей тарелок (желоб, колпачок и др.) составляют 50% и менее от проектных;

2)    если износ основных несущих элементов тарелок (опорные балки, уголок и диск) составляет 25% и более от проектной толщины;

3)    при коррозионном или механическом износе крепежных изделий;

4)    при деформации отдельных деталей и тарелок в целом, если не имеется возможности их исправления;

5)    в других случаях, когда техническое состояние несущих элементов и тарелок не может обеспечить нормальную работу колонны по эффективности ведения технологического процесса.

3.6.7.    Требования к ректификационным тарелкам:

1) предельное отклонение от перпендикулярности опорных деталей тарелок, приваренных к корпусу колонного аппарата, к оси корпуса, относительно которой установлены устройства (риски) для выверки вертикальности, не должны превышать значений табл. 3.8;

2)    отклонение шага между соседними тарелками не должно превышать ± 3 мм;

3)    отклонение минимального расстояния от сливной перегородки до вертикальной поверхности уголка приемного кармана (успокаивающей планки) не должно превышать ±15 мм.

Отклонение расстояния от нижней кромки сливной перегородки до поверхности, нижележащей при заглубленном приемном кармане, не должно превышать ± 5 мм на 1 м длины перегородки, но не более ± 15 мм на всю длину, а при отсутствии заглубленного кармана и наличии успокаивающей планки - не более ± 5 мм;

4)    прогиб секции (полотна) тарелки после установки не должен превышать 3 мм, а высота отдельных выпучин - 2 мм.

3.6.8.    Требования к тарелкам решетчатым:

1) прогиб секций после их установки не должен превышать 3 мм на длину секции. Допускаются отдельные выпучины высотой до 6 мм площадью

300x300 мм;

2) на тарелке по кромкам щелей допускаются не более 10 несквозных трещин длиной до 5 мм каждая, расположенных в разных местах секций.

Таблица 3.8

Тип тарелок

Внутренний диаметр колонного аппарата, мм

Предельные отклонения опорной детали одной тарелки, мм

Та

релки провальные

Решетчатые и другие

До 2000

2

От 2000 до 3000

3

Тарелки с переливами

Клапанные, клапанные балластные, S-образно-клапанные, ситчатые с отбойными

До 3000

3

элементами, центробежные

От 3000 до 6000

4

От 6000 и более

5

Колпачковые, ситчатые, ситчато-клапанные, жалюзийно-клапанные, с двумя зонами

До 3000

3

контакта фаз

От 3000 до 4000

4

От 4000 и более

5

3.6.9. Требования к тарелкам клапанным:

Предельные отклонения от перпендикулярности опорных деталей тарелок


1)    клапаны после их установки в отверстия секций должны свободно (без заеданий) перемещаться до упора;

2)    общий прогиб установленной тарелки не должен превышать значений, приведенных в табл. 3.9.

ОБЩИЙ ПРОГИБ КЛАПАННЫХ ТАРЕЛОК


Таблица 3.9

Внутренний диаметр колонного аппарата, мм

До 3000

От 3000 до 4000

От 4000 и более

Прогиб тарелки, мм

3

4

5

3.6.10.    Требования к тарелкам клапанным балластным:

1)    клапаны после их установки в отверстия секций должны свободно (без заеданий) перемещаться до упора;

2)    балласты на тарелке должны свободно (без заеданий) перемещаться по направляющим до упора.

3.6.11.    Требования к тарелкам S-образно-клапанным:

прогибы S-образного элемента и колпачка не должны превышать 1 мм на 1 м длины, но не более 3 мм на всю длину.

3.6.12.    Требования к тарелкам ситчатым с отбойными элементами: прогиб секций (полотен) после их установки не должен превышать 5 мм.

3.6.13.    Требования к тарелкам колпачковым:

1)    местные выпучины и кривизна секций (полотен) тарелок не должны превышать 4 мм по всему сечению тарелки, а для тарелки с цельным полотном - 5 мм;

2)    верхние торцы паровых патрубков тарелок в сборе должны быть в одной горизонтальной плоскости. Отклонение от плоскости не должно превышать ± 3 мм;

3)    отклонение уровня верхних торцов сливных трубок относительно поверхности тарелок не должно превышать 3 мм. Базой, от которой ведется измерение, служит горизонтальная плоскость, проведённая через верхние торцы сливных труб;

4)    перекос колпачков относительно плоскости тарелки, замеряемый от верха прорезей, не должен превышать 2 мм.

3.6.14.    Требования к тарелкам ситчатым:

1) прогиб секций (полотен) после перфорации в зажатом состоянии не должен превышать 2 мм на 1 м длины, но не более 5 мм на всю длину. Допускаются отдельные выпучины высотой до 8 мм на площади до 15% приварных секций (полотен);

2) сегменты и карманы должны иметь взаимно перпендикулярные стороны. Допуск неперпендикулярности сторон не более 2 мм по наибольшей стороне.

3.6.15.    Требования к тарелкам ситчато-клапанным:

1)    отклонения от плоскостности основания тарелки после ее сборки не должны превышать 2 мм на 1 м диаметра, но не более 5 мм на весь диаметр;

2)    клапаны после их установки в отверстиях секций должны свободно (6ез заеданий) перемещаться до упора.

3.6.16.    Требования к решеткам опорным под насадку:

местные выпучины и кривизна полос для решеток оперных не должны превышать 2 мм на 1 мм длины.

3.6.17.    Требования к тарелкам распределительным:

1)    местные выпучины и кривизна секций (полотен), подготовленных под установку патрубков, не должны превышать 5 мм;

2)    в собранных и установленных тарелках верхние торцы патрубков должны быть в одной плоскости. Отклонение от плоскостности не должно превышать 3 мм;

3)    регулируемые тарелки должны быть установлены в аппарате на регулировочных болтах. Отклонение от горизонтальности не должно превышать 3 мм на 1 м диаметра, но не более 4 мм на весь диаметр.

3.6.18.    Требования к тарелкам жалюзийно-клапанным:

1)    отклонение от плоскостности основания тарелки после ее сборки не должно превышать 2 мм на 1 м диаметра, но не более 5 мм на весь диаметр;

2)    жалюзи жалюзийного элемента после сборки тарелки должны свободно (без заеданий) проворачиваться до упора.

3.6.19.    Требования к тарелкам желобчатым:

1)    сегменты глухие, карманы сегментные, а также карманы гидравлических затворов многопоточных тарелок должны иметь взаимно перпендикулярные стороны. Допуск на отклонение от перпендикулярности не должен превышать 2 мм для наиболее длинной детали;

2)    зазор между стенкой колпачка и шаблоном ери проверке внутреннего профиля колпачка не должен превышать 2 мм.

Кромки рубцов колпачка должны быть ровными;

3)    отклонение диаметра желоба с двух концов на длине 50 мм от торцов не должно превышать 1 мм;

4)    горизонтальные полки глухих левых и правых сегментов, а также сегментных карманов должны быть установлены перпендикулярно к продольной оси сосуда (аппарата). Допуск на отклонение от перпендикулярности не должен превышать 1 мм на 1 м диаметра, но не более 3 мм на диаметр.

Вертикальные полки должны быть параллельны образующей корпуса сосуда (аппарата). Допуск на отклонение от параллельности не должен превышать

3 мм на всю длину полки.

3.6.20.    Крепежные детали подлежат отбраковке при выявлении:

1)    вытягивания резьбы, трещин, рваных мест, выкрашивания ниток резьбы глубиной более 0,5 высоты профиля резьбы или длиной, превышающей в витке 0,25 его длины;

2)    непрямолинейности стержня крепежной детали, превышающей 0,2 мм на 100 мм ее длины;

3) повреждений боковых граней и ребер гаек и головок болтов, препятствующих затяжке, или уменьшения размера под ключ более чем на 3% от номинальной.

3.6.21. Заусенцы, вмятины глубиной более 0,5 высоты профиля резьбы и длиной, не превышающей 8% длины резьбы, устраняются прогонкой резьбонарезным инструментом.

Шероховатость поверхности резьбы допускается не более Rz 20.

3.6.22. Резьбовые отверстия на элементах сосуда (аппарата) должны отбраковываться при срыве, выкрашивании или коррозионном износе резьбы, а также при прохождении непроходного калибра типа Р-Р по ГОСТ 6485-69, ГОСТ 2533-88 и ГОСТ 18466-73.

3.6.23.    Крепежные детали внутренних устройств сосудов (аппаратов) колонного типа из углеродистых сталей рекомендуется изготавливать из коррозионно-стойких материалов.

3.6.24.    Трубные решетки кожухотрубчатых теплообменных аппаратов должны отбраковываться при достижении отбраковочных значений их толщин, определенных в соответствии с п. 3.6.1, выявлении трещин, а также при отслоении наплавленной поверхности от основного металла.

Трубный пучок рекомендуется отбраковывать при выходе из строя более 30% труб.

Трубные решетки должны иметь гладкие и ровные уплотнительные поверхности под прокладки без поперечных рисок, забоин, пор и раковин.

3.6.25.    Крышки секций «Лумус» должны отбраковываться при выявлении трещим или прокорродировавших участков глубиной, превышающей 30% от их первоначальной толщины.

3.6.26.    Фланцы штуцеров должны отбраковываться:

1)    при неудовлетворительном состоянии уплотнительной поверхности - наличии трещин, раковин и других дефектов, не подлежащих ремонту;

2)    при уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных (расчетных) размеров патрубка,

3.7.    ОЦЕНКА РЕСУРСА ОСТАТОЧНОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ*

*Ресурс остаточной работоспособности - продолжительность эксплуатации сосуда (аппарата) на допустимых параметрах от данного момента времени до его прогнозируемого предельного состояния.

3.7.1.    Ресурс остаточной работоспособности определяется, если сосуд (аппарат):

1)    выработал ресурс эксплуатации, установленный автором проекта или предприятием-изготовителем;

2)    не имеет установленного ресурса и находится в эксплуатации 20 и более лет;

3)    выработал разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс остаточной работоспособности сверх первоначально установленного ресурса;

4)    временно находился под воздействием параметров, превышающих расчетные (например, пожар, авария);

5)    не имеет установленного ресурса и за время работы накопил 1000 и более циклов нагружения;

6)    по мнению его владельца, требует оценки остаточного ресурса.

3.7.2.    Обследование сосудов (аппаратов) с целью определения остаточного ресурса и возможности их дальнейшей эксплуатации должно проводиться по специальным методикам, согласованным с органами Госгортехнадзора РФ [106, 108, 142 и др.].

3.7.3. Эксплуатация сосудов (аппаратов), перечисленных в п. 3.7.1, допускается после получения заключения об их техническом состоянии от организации, имеющей соответствующее разрешение (лицензию).

3.7.4.    Лицом, ответственным по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда, должны быть выполнены записи в паспорте аппарата о проведенном обследовании с указанием даты, организации, выдавшей заключение о возможном сроке дальнейшей эксплуатации, и назначенных мероприятиях, обеспечивающих безопасную эксплуатацию, о месте хранения заключения.

3.8.    ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЕМОНТУ СОСУДОВ (АППАРАТОВ)

3.8.1.    Для поддержания сосуда (аппарата) в исправном состоянии администрация предприятия обязана своевременно проводить его ремонт.

3.8.2.    Ремонт сосудов (аппаратов) и их элементов должен производиться только после полного снятия давления, освобождения и очистки от остатков рабочей среды, пропарки, продувки, промывки и подготовки их в соответствии с действующими правилами техники безопасности. Ремонт выполняют по специальной технологии, разработанной ремонтной или специализированной организацией.

3.8.3. Технология ремонта должна разрабатываться с учетом требований проекта, ОСТ 26-291-87, ОТУ-2-92 и других действующих нормативнотехнических документов и рекомендаций заводов-изготовителей (например, способы ремонта повреждений стеклоэмалевых покрытий рекомендуются инструкцией Фастовского машиностроительного завода «Красный Октябрь» «Аппараты эмалированные. Инструкция по эксплуатации». Киев, 1975 [148]).

3.8.4.    Работы, связанные с изменениями конструкции сосуда (аппарата) , необходимость в которых может возникнуть при эксплуатации и ремонте, должны быть согласованы с организацией-разработчиком технического проекта сосуда (аппарата). При невозможности выполнения этого условия допускается согласование изменений в проекте со специализированной научно-исследовательской организацией, имеющей лицензию на выполнение такого вида работ.

3.9. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

3.9.1. По сосудам (аппаратам) ведется техническая документация, перечисленная в таблице 3.10.

Таблица 3.10

п/п

Наименование документов

Ответственные за оформление и ведение документа

Место хранения

Примечание

1

Книга учета и освидетельствования сосудов и аппаратов (приложение 3.1)

Инженер ОТН

ОТН

2

Паспорта на сосуды и аппараты

Начальник установки (производства, цеха)

Установка(производство, цех)

3

Акт отбраковки элементов сосудов (аппаратов) (приложение 3.7)

Инженер ОТН, механик установки, начальник установки

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

В паспорте сосуда (аппарата)

4

Разрешение на перенос сроков технического освидетельствования сосудов (аппаратов): внутреннего осмотра, испытания на прочность и плотность

Начальник установки, механик установки, инженер ОТН

5

Перечень сосудов и аппаратов, которые должны подвергаться дополнительным освидетельствованиям, испытаниям и исследованиям (приложение 3.2)

Начальник установки, инженер ОТН

6

Коррозионная карта сосуда (аппарата) (приложение 3.6)

Начальник установки, инженер, ОТН

7

Акт-предписание ОТН по периодической проверке сосудов и аппаратов в рабочем состоянии

Инженер ОТН

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

В паспорте сосуда (аппарата)

8

Исполнительная техническая документация по ремонту и реконструкции

Ст. механик цеха (производства), начальник установки, механик установки

9

График ремонта и технического освидетельствования сосудов (аппаратов)

Начальник установки (производства, цеха)

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

1экз. - установка (производство, цех)

10

Протоколы ежегодной проверки знаний персонала, обслуживающего сосуды, работающие под давлением

Начальник установки (производства, цеха)

11

Ведомость установочных давлений ППК

Механик установки (производства, цеха), инженер ОТН, мастер цеха по ремонту арматуры

1 экз. - ОТН

1 экз. - установка (производство, цех)

1 экз. - цех по ремонту арматуры

12

Акты ревизии и ремонта ППК

Мастер цеха по ремонту арматуры, механик установки (производства, цеха)

1 экз. - установка (производство, цех) 1экз. - цех по ремонту арматуры

13

Технические паспорта на предохранительные клапаны

Механик установки (производства, цеха)

Установка(производство, цех)

14

Журнал регистрации контрольных проверок манометров

То же

То же

15

Общезаводская инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, работающих под давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2)

Начальник установки (производства, цеха), инженер ОТН

1 экз. - установка (производство, цех) 1зкз.- ОТН

16

Инструкция по монтажу и эксплуатации сосуда (аппарата)

Предприятие-изготовитель

В паспорте сосуда (аппарата)

17

Схема включения сосуда (аппарата)

Начальник установки (производства, цеха)

То же

18

Удостоверение о качестве монтажа сосуда (аппарата)

Организация, производившая монтаж

«

19

Журнал наработки циклов нагружения сосудов, работающих под давлением

Начальник установки (производства, цеха)

Установка(производство, цех)

Примечание. Формы технической документации, приведенные в приложениях 3.1-3.5, являются рекомендуемыми. Допускается внесение изменений в формы при условии сохранения основного содержания.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.1

2

Книга учета и освидетельствования сосудов, работающих под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см )

п/п

Наименование сосуда (аппарата), позиция №

Год начала эксплуатации

Регистрационный № и дата регистрации

Разрешенные

параметры

Среда

Скорость

коррозии,

мм/год

Материал основных частей сосуда или аппарата

Завод-изготовитель, заводской №, год изготовления

Р, МПа (кгс/см )

t, °C

1

2

3

4

5

6

7 о

8

9

10

Цех № Установка №

Периодичность освидетельствования

Очередные сроки технического освидетельствования

предприятием

Предприятием

Инспекто

ром Г осго

ртехнадзора

В.О.*

Г.И.*

В.О.

Г.И.

В.О.

Г.И.

план

план

план

план

план

план

план

план

план

план

план

план

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

факт

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2)

22

23

* В.О. - внутренний осмотр;

Г.И. - гидравлическое испытание

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.2

СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДАЮ

Начальник ОТН    Г    лавный    инженер    (механик) завода

«    »    199    г.    «    »    199    г.

ПЕРЕЧЕНЬ

сосудов (аппаратов) цеха №_, установки №_, которые должны

подвергаться дополнительным освидетельствованиям, испытаниям и исследованиям

п/п

Наименование сосуда (аппарата)

Поз. №

Зав. №

Рег. №

Параметры

Материал корпуса и защита от коррозии

Вид дополнительного освидетельствования или исследования и объем

Периодичность

проведения

Примечание

Рраб- Мпа3

(кгс/см2)

Среда

t стенки, ° С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

to

11

12

Начальник установки (цеха) Инженер ОТН_

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.3

(КОПИЯ)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО НАДЗОРУ ЗА БЕЗОПАСНЫМ ВЕДЕНИЕМ РАБОТ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ГОРНОМУ НАДЗОРУ

(ГОСГОРТЕХНАДЗОР СССР)

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 13.04.987г    № 10

Об изменении периодичности технических освидетельствований сосудов, предусмотренных статьей 6.3.4. Правил устройства и эксплуатации

сосудов, работающих под давлением на предприятиях Миннефтехимпрома СССР

Государственный комитет СССР по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1.    Согласиться с предложением Миннефтехимпрома СССР об изменении периодичности технических освидетельствований сосудов, работающих под давлением, и установить следующие сроки их проведения на предприятиях отрасли.

Внутренние осмотры инспектором:

не реже одного раза в шесть лет при скорости коррозии металла до 0,1 мм/год включительно; не реже одного раза в четыре года при скорости коррозии металла свыше 0,1 мм/год.

Внутренние осмотры предприятием-владельцем сосудов:

не реже одного раза в шесть лет при скорости коррозии металла до 0,1 мм/год включительно; не реже одного раза в два года при скорости коррозии свыше 0,1 мм/год до 0,3 мм/год; не реже одного раза в год при скорости коррозии металла свыше 0,3 мм/год.

Гидравлические испытания сосудов:

не реже одного раза в двенадцать лет при скорости коррозии металла до 0,1 мм/год включительно; не реже одного раза в восемь лет при скорости коррозии металла свыше 0,1 мм/год.

2.    Сосуды, эксплуатируемые в условиях, вызывающих снижение прочностных свойств металла, независимо от скорости коррозии при температуре стенки 450°С и выше, а также подверженные межкристаллитной коррозии или коррозионному растрескиванию, должны подвергаться техническим освидетельствованиям в сроки и объемах, предусмотренных действующими Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

3.    Предложить Миннефтехимпрому СССР:

3.1.    Производственным объединениям и предприятиям совместно с институтом ВНИКТИнефтехимоборудование до 1 июня 1987 г. разработать и утвердить по согласованной с Госгортехнадзором СССР форме передай сосудов с указанием периодичности проведения внутренних осмотров и гидравлических испытаний, условий эксплуатации оборудования и скорости коррозионного износа металла. Данные о скорости коррозии металла внести в паспорт сосудов.

3.2. Обязать лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, установить строгий контроль за соблюдением рабочих параметров и состава среды, установленных технологическим регламентом, с целью исключения возможности увеличения скорости коррозии металла эксплуатируемого оборудования.

Председатель комитета    п/п    Н. М. Владыченко

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.4 (Копия)

ВЫПИСКА ИЗ ПРОТОКОЛА

заседания Комитета от 19.03.81 г. за № 7

Комитет постановляет:

1.    Согласиться с предложением Миннефтехимпрома СССР и установить следующий порядок проведения периодических (в процессе эксплуатации) технических освидетельствовании теплообменников с выдвижной трубной системой, работающих под давлением свыше 0,7 кгс/см2 до 100 кгс/см2 включительно, применяемых на предприятиях Миннефтехимпрома СССР:

-    руководители предприятия производят внутренний осмотр регистрируемых и нерегистрируемых в органах Госгортехнадзора теплообменников после каждой выемки трубной системы;

-    на предприятиях должен быть составлен и утвержден главным инженером перечень теплообменников с выдвижной трубной системой и указанием скорости коррозии;

-    скорость коррозии должна быть внесена в паспорт теплообменника и коррозионную карту и периодически, во время внутреннего осмотра теплообменника, проверяться. При выявлении увеличения скорости коррозии выше пределов, указанных в паспорте, руководители предприятий должны с привлечением специализированной организации установить причины, разработать и осуществить меры по снижению скорости коррозии и сообщить об этом местным органам Госгортехнадзора;

-    правильность ведения режима работы теплообменников должна ежесуточно проверяться (по диаграммам регистрирующих приборов) лицом, ответственным за исправное состояние и безопасное действие теплообменников с записью результатов проверки в специальный журнал. В конце года в паспорт теплообменника должна вноситься обобщенная запись об отклонениях от нормального режима работы, имевших место за год.

2.    Обязать руководителей Госгортехнадзоров союзных республик и начальников управлений округов поручить инспекторам котлонадзора производить периодическое техническое освидетельствование (внутренний осмотр и гидравлическое испытание) регистрируемых теплообменников, работающих со средой, ври которой скорость коррозии не превышает 0,1 мм/год, не реже одного раза в 12 лет, а при скорости коррозии металла свыше 0,1 мм/год до 0,3 мм/год включительно - не реже одного раза в 8 лет. Очередное инспекторское техническое освидетельствование может быть совмещено с внутренним осмотром, проводимым администрацией предприятия (после выемки трубной системы), при условии, что разрыв между сроками этих освидетельствований не превышает двух лет.

Выписка верна:    п/п    (Чурин В.Н.)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.5

УТВЕРЖДАЮ Г лавный инженер (производственного объединения, предприятия)

«_»_199 г.

ПЕРЕЧЕНЬ СОСУДОВ (АППАРАТОВ), на которые распространяется постановление Г осгортехнадзора СССР

установка №_цех №

п/п

Наименование сосуда по технологической схеме

№ сосуда по технологической схеме

Регистрационный № сосуда

Условия эксплуатации рабочие

Материал

сосуда

Скорость

коррозии

металла

сосуда,

мм/год

Сведения

о

средствах

защиты

металла

от

коррозии

Установленная периодичность технических освидетельствований

Прим.

среда, состав и концентрация коррозионных агентов

давление,

МПа

(кгс/см2)

температура,

°С

Внутренний осмотр

Гидравлическое

испытание

сосудов

Предприятием

инспектором ГГТН РФ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Г лавный механик (энергетик)__Начальник производства_

Начальник отдела технического надзора__Начальник цеха (установки)_

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.6

КОРРОЗИОННАЯ КАРТА

сосуда (аппарата)_поз. №

установка №_, цех №_

Наименование частей

Толщина стенки, мм

Результаты замеров

сосуда (аппарата)

первоначальная

отбраковочная

Дата

Дата

Дата

Подпись

Подпись

Подпись

№ точки

толщина стенки, мм

№ точки

толщина стенки, мм

№ точки

толщина стенки, мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Эскиз сосуда (аппарата) или его развертка

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.7

СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДАЮ

Начальник службы технического надзора    Г лавный механик предприятия

199 г.


«


»


«


»


199 г.


АКТ отбраковки элементов сосуда (ов)

«_»_199 г.

Цех (производство) №    __; установка №    _

Мы, нижеподписавшиеся,

начальник установки (цеха, производства)    _

механик установки (цеха, производства)    _

инженер службы технического надзора    _

составили настоящий акт в том, что нами произведено техническое освидетельствование

сосуда (ов) поз. № :    _

в соответствии с требованиями    _

наименование нормативно-технического

В результате освидетельствования установлено


документа (или перечислить все, что делалось при ремонте)

Наименование сосуда(ов) (аппаратов)

Поз. №

Наименование элементов сосуда(ов) (аппаратов)

Описание дефектов на элементах сосуда(ов) (аппаратов) и решение об отбраковке

Срок устранения

Начальник установки (цеха, производства)_

Механик установки (цеха, производства)_

Инженер службы технического надзора_

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.8.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ ИСПЫТАНИЮ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ*

* Далее по тексту «Методические указания»

1. Г идравлические испытания производятся при удовлетворительных результатах внутреннего осмотра. Пробное давление принимается в соответствии с разд. 4.6 «Правил».

Сосуды (аппараты), на которые имеются специальные Государственные стандарты или технические условия, должны испытываться давлением, указанным в этих документах.

Гидравлическое испытание эмалированных сосудов (аппаратов), независимо от рабочего давления, должно производиться пробным давлением, указанным предприятием-изготовителем.

2.    Гидравлическое испытание допускается производить водой или другими некоррозионными, неядовитыми, невзрывоопасными, невязкими жидкостями.

3.    При гидравлическом испытании перед поднятием давления необходимо убедиться в отсутствии воздуха в сосуде. Поэтому при наполнении сосуда жидкостью воздушник, расположенный в верхней точке сосуда, должен быть открытым.

Если для гидравлического испытания сосуд был заполнен холодной жидкостью и на его стенках появилась роса, то испытание должно производиться только после высыхания стенок сосуда.

Давление в сосуде должно контролироваться двумя манометрами. Оба манометра выбираются одного типа, предела измерения, одинаковых классов точности и цены деления.

Повышение и снижение давления должно быть плавным. Скорости подъема и снижения давления должна быть 0,1 -0,2 МПа (1,0-2,0 кгс/см2) в минуту.

4.    Пробное давление в сосуде должно создаваться насосом, обеспечивающим указанные условия подъема давления. Предпочтение следует отдавать поршневому насосу. Насос должен быть оснащен проверенным манометром с такой шкалой, чтобы предел измерения давления находился во второй трети шкалы.

5.    Для предотвращения возможности подъема давления при гидравлическом испытании сверх пробного предохранительный клапан на насосе, предназначенном для проведения гидравлического испытания, необходимо отрегулировать на установочное давление, равное пробному давлению плюс 5 % от расчетного давления.

Пропускная способность предохранительного клапана должна быть равна максимальной производительности насоса.

Допускается для предотвращения возможности превышения давления в сосуде сверх пробного использовать предохранительный клапан сосуда с соответствующей пружиной, отрегулировав его на установочное давление, равное пробному плюс 5 % от расчетного давления. При этом установочное

давление не должно превышать пробное более чем на 0,1 МПа (1,0 кгс/см ).

6.    При гидроиспытании в горизонтальном положении вертикально установленных сосудов высотой более 8 м, заполняемых в рабочих условиях жидкостью, пробное давление следует принимать с учетом гидростатического давления в рабочих условиях.

7.    Гидравлическое испытание сосудов колонного типа может производиться, в горизонтальном положении лишь в тех случаях, когда расчетом на прочность будет установлено, что при пробном давлении напряжения во всех элементах сосудов не будут превышать 90 % предела текучести для данной марки стали.

8.    В сосудах, имеющих несколько обособленных полостей, каждая полость должна испытываться отдельно пробным давлением в зависимости от расчетного давления в этой полости. Бели одна из смежных полостей работает под вакуумом, то при определении пробного давления должно учитываться разрежение.

Порядок проведения испытания должен соответствовать указанному в техническом проекте или инструкции по монтажу и эксплуатации сосуда (аппарата) предприятия-изготовителя.

9.    Под пробным давлением сосуд должен находиться влечение 5 мин., затем давление постепенно снижается до расчетного, при котором производится осмотр сосуда, обращая особое внимание на сварные швы и вальцовочные соединения. Если есть признаки пропуска воды через наружную изоляцию (промокание, вздутие), необходимо полностью или частично удалить покрытие.

10.    Если во время испытания внутри сосуда слышны удары, шум и стук или происходит падение давления, то гидравлическое испытание прекращается и производится осмотр сосуда для определения причин их проявления и возможных повреждений.

11. Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено признаков разрыва, течи, «слезок» и «потения» в сварных соединениях и на основном металле, видимых остаточных деформаций.

12.    Гидравлическое испытание производится под руководством лица, ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосуда.

13.    Исполнители и лица, ответственные за организацию подготовки и проведения гидравлического испытания сосудов, назначаются распоряжением по цеху (производству).

14.    Гидравлическому испытанию сосуда должна предшествовать разработка схемы отключения сосуда от трубопроводов и другого оборудования, а также подключения его к источнику давления с указанием контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств от превышения давления в

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 86 из 95 испытуемом сосуде и мест их установки.

15. Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасное действие сосуда, знакомит исполнителей гидравлического испытания со схемой, определяет их расстановку, проводит инструктаж на рабочем месте каждого исполнителя и устанавливает средства связи между ними.

16.    На основании настоящих «Методических указаний» на каждом предприятии разрабатывается инструкция по проведению гидравлического испытания сосудов применительно к условиям предприятия и утверждается главным инженером.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.9

ДОПУСТИМЫЕ КЛАССЫ ДЕФЕКТНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ РАДИОГРАФИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ

Вид сварных соединений

Группа сосудов по ОСТ 26-291-87

1,2,3.

4

56

Классы дефектности по ГОСТ 23055-78

Стыковые

3

4

5

6

Угловые и тавровые

4

5

5

6

Нахлесточные

5

6

6

7

Примечания: 1. Оценку единичных дефектов (пор и включений) по ширине (диаметру) при толщине свариваемых элементов до 45 мм, а также скоплений, независимо от толщины свариваемых элементов, допускается производить по нормам класса 4 вместо класса 3, класса 5 вместо класса 4, класса 6 вместо класса 5, класса 7 вместе класса 6.

2.    Скопление пор и включений по длине не должно превышать 1,5 допустимых длин отдельных дефектов по ГОСТ 23055-78.

3.    При различной толщине свариваемых элементов максимальный допустимый размер дефекта выбирается по меньшей толщине.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.10

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПО ТВЕРДОСТИ

Марка стали

Допустимые пределы твердости основного металла, ед.

НВ176

Допустимая твердость металла шва и зоны термического влияния, ед.

НВ, не более

Ст. 2, ст.3, сталь 10, 15, 20, 15К, 16К

120-160

180

18К

120-160

190

20К, 22К

130-190

200

20ЮЧ

140-190

220

09Г2С

120-180

225

10Г2С1

130-190

22S

16ГС

120-180

225

10Г2

120-190

225

12МХ

140-180

240

12ХМ

140-170

240

15ХМ

140-200

240

12Х1МФ

130-170

240

10Х2М1 1Х2М1

160-220

240

15Х5М

130-170

240

15Х5МУ

170-235

270

08Х18Н10Т

150-180

200

12X18H10T

10Х17Н13М2Т

10Х17Н13МЗТ

ИТН 93 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтепер... Стр. 87 из 95 2. Твердость коррозионностойкого слоя и переходного слоя в швах сварных соединений из двухслойной стали не должна быть более 220 НВ.

Перечень основных нормативно-технических документов по проектированию, изготовлению, монтажу, эксплуатации, техническому надзору и

ремонту оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий

п/п

Наименование и шифр материала

Ведомство и год утверждения

Примечание

1. ОБЩАЯ Д

н

Н

W

«

О

1

СНиП 2.01.07-85 Нагрузки и воздействия. Нормы проектирования

Госстрой СССР

*

2

СНиП 2.02.01-83 Основания зданий и сооружений. Нормы проектирования

То же

*

3

СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии

«

*

4

СНиП 2.03.01-84 Бетонные, и железобетонные конструкции

«

*

5

СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения

«

*

6

СНиП II-106-79 Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования

«

*

7

СНиП II-23-81 Стальные конструкции. Нормы проектирования

«

*

8

СНиП II-7-81 Строительство в сейсмических районах. Нормы проектирования

«

9

СНиП III-16-80 Бетонные и железобетонные конструкции сборные

«

10

СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий

«

11

ГОСТ 8.380-80 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100-50000 куб.м. Методы и средства поверки

Государственный комитет СССР по стандартам

12

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

То же

13

ГОСТ 380-88 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки

«

14

ГОСТ 19281-89 Прокат стали повышенной прочности. Общие технические условия

«

15

ГОСТ 19903-74 Сталь листовая горячекатаная

16

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

«

1979

17

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения

«

1976

сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

18

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

«

1980

19

ГОСТ 11534-75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

«

1975

20

ГОСТ 11533-75 Автоматическая и полуавтоматическая дуговая

Государственный комитет СССР по стандартам, 1975

сварка под флюсом. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

21

ГОСТ 15164-78 Электрошлаковая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

То же, 1978

22

ГОСТ 23518-79 Дуговая сварка в защитных газах. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

«

1979

23

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

«

24

ГОСТ 6032-89. Стали и сплавы коррозионностойкие. Методы определения стойкости против межкристаллитной коррозии

«

25

ГОСТ 5520-79 Сталь листовая углеродистая, низколегированная и легированная для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия .

«

26

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

«

27

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

«

28

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

«

29

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

«

30

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

Государственный комитет по стандартам

31

Общие правила взрывобезопасности для взрыво- и пожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств

Госгортехнадзор СССР, 1988

32

Правила пожарной безопасности при эксплуатации нефтеперерабатывающих предприятий (ППБ-79)

Миннефтехимпром СССР, 1979

33

Положение о планово-предупредительном ремонте технологического оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Часть 1

Миннефтехимпром СССР, 1976, ВНИКТИнефтехимоборудование

34

РДИ 38.18.002-83 Инструкция по ультразвуковому контролю сварных соединений технологического оборудования

Миннефтехимпром СССР, ВНИКТИнефтехимоборудование

35

18-03-ИК-74 Инструкция по проведению цветного метода контроля на предприятиях

То же

2. ПЕЧИ

36

СНиП III-24-75 Промышленные печи и кирпичные трубы

Госстрой СССР

37

Norma

ГОСТ 550-75 Трубы стальные бесшовные для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

iCS® (NRMS10-02983) www.

Государственный комитет СССР по стандартам normacs.ru

24.02.2009 11:49:17

Технические условия

38

ГОСТ 9842-82 Трубы и отводы гнутые стальные

То же

39

ОСТ 26-02-313-71 Детали литые из серого и жаростойкого чугуна для трубчатых печей. Технические требования

Миннефтехиммаш СССР

40

РД РТМ 38.14.006-86 Методика определения сроков эксплуатации змеевиков печей установок каталитического риформинга, отработавших проектный ресурс

Миннефтехимпром СССР, ВНИКТИнефтехимоборудование

41

РТМ 26-02-67-84 Методика расчета на прочность элементов печей, работающих под давлением

Союзнефтехиммаш, 1983

42

ОСТ 108.031.09-85 Котлы стационарны» и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Методы определения толщины стенок

Минэнергомаш

*

43

ОСТ 108.031.10-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Определение коэффициентов прочности

«

1985

Взамен ОСТ 108.031.03-75

44

ТУ 26-02-33-82 Двойники печные литые. Печи трубчатые. Детали

Миннефтехиммаш СССР, 1982, ВНИИнефтемаш

45

ВСН-315-81 ММСС СССР Инструкция по применению облегченных конструкций печей нефтеперерабатывающей промышленности с использованием легкого жаростойкого бетона и теплоизоляционных материалов

Минмонтажспецстрой СССР

46

Технологическая инструкция по сварке трубопроводов и печных змеевиков из теплоустойчивых хромомолибденовых сталей без термической обработки сварных соединений при изготовлении, монтаже и ремонте нефтеперерабатывающих и нефтехимических установок

Миннефтехимпром СССР, ВНИКТИнефтехимоборудование, 1981

47

Инструкция по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей установок пиролиза производства этилена

То же, 1986

48

Временная инструкция по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей пиролиза установок ЭП-300

«

1984

49

Временная инструкция по техническому надзору, методам ревизии, отбраковке и ремонту печей пиролиза установки ЭП-450 ПО «Нижнекамскнефтехим»

«

1985

50

Трубчатые печи Каталоги

ВНИИнефтемаш, 1973, 1977, 1990

51

Горелки для трубчатых печей. Каталоги

ВНИИнефтемаш, 1977, 1985

52

Указания по расчету железобетонных дымовых труб

НИИ бетона и железобетона (НИИЖБ)

53

Правила технической эксплуатации трубчатых печей нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (Теплотехническая часть) ТП.01.88

Миннефтехимпром СССР, 1988

54

Инструкция по проектированию паровой защиты технологических

То же,

*

ИТН 9

3 Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбрако

печей на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

зке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов не

1976

фтепер... Стр. 90 из 95

55

Инструкция по эксплуатации. Горелки унифицированные газомазутные парового распыливания ГП-1 и ГП-2

ВНИИнефтемаш, 1981

56

Инструкция по монтажу и эксплуатации ультразвуковой эмульсионно-вихревой комбинированной горелки ГЭВК-500

«

1974

57

Горелка малошумная инжекционная газомазутная производительностью 5 Гкал/час ГГМ-5. Инструкция по эксплуатации

«

58

ТУ 26-02-971-83 Беспламенные панельные горелки типа ГБП

«

1983

59

Инструкция по сборке, монтажу и эксплуатации акустической газовой горелки (тип АГГ) печи пиролиза бензина производства этилена ЭП-300

ВПО «Союзнефтеоргсинтез»

60

Инструкция по эксплуатации. Газомазутная дутьевая горелка ГУ-5М

ВНИИнефтемаш, 1983

61

Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Горелки газовые веерные настильного пламени для трубчатых печей нефтеперерабатывающей промышленности

«

1983

62

Рекомендации по автоматическому контролю и регулированию технологического режима трубчатых печей, обеспечивающие экономию топливно-энергетических ресурсов

Куйбышевское СКВ НПО «Нефтехимавтоматика», 1986

*

3. РЕЗЕРВУАРЫ

63

Снип iii-18-75 металлические конструкции. глава 4. дополнительные правила для конструкций цилиндрических вертикальных резервуаров  »
Библиотека »